Descargar el número 326 - Febrero de 2012

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30
ANIVERSARIO
Nuclear España
LA R EVI STA D E LO S P R O F E S I O NALE S D E L S E CTO R N U C LEAR
Nº 326•FEBRERO 2012
Alfio
VIDAL
EL PRINCIPIO
DE UN PROYECTO
NUCLEAR
Nuclear España • Nº 326 • Febrero 2012
Director Nuclear
de NuGen
SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA
Nuclear España
LA R EVI STA D E LO S P R O F E S I O NALE S
D E L S E CTO R N U C LEAR
NÚMERO 326. FEBRERO 2012
SUMARIO
2 EDITORIAL
3 INTRODUCCIÓN
4 ENTREVISTA
SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA
ENTIDAD DE UTILIDAD PÚBLICA
Campoamor, 17, 1.° - 28004 MADRID
Tels.: 91 308 63 18/62 89
Fax: 91 308 63 44
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www.sne.es
JUNTA DIRECTIVA
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
Esta publicación está asociada a la AEEPP, que a su vez es miembro
de CEOE, CEPYME, EMMA y FIPP.
Presidente: Lola MORALES DORADO.
Vicepresidente:
Secretario General: José Luis ELVIRO PEÑA.
Tesorero: Julio BLANCO ZURRO.
Vocales: Miguel Ángel CORTÉS CABAÑERO, Luis DEL VAL
HERNÁNDEZ, Luis Enrique HERRANZ PUEBLA, Fernando MICÓ
PÉREZ DE DIEGO, Emilio MÍNGUEZ TORRES, Juan ORTEGA
DELGADO, Jesús SÁNCHEZ ÁLVAREZ-CAMPANA y Carmen
VALLEJO DESVIAT.
COMISIÓN TÉCNICA
Presidente: Juan BROS TORRAS.
Vocales: Francisco BENÍTEZ, Ángel BENITO RUBIO, José
Antonio CARRETERO, Rodrigo CUESTA PÉREZ, Marisa
GONZÁLEZ GONZÁLEZ, Jorge JIMÉNEZ RODRÍGUEZ, Francisco
MARTÍN-FUERTES HERNÁNDEZ, Luis MARTÍNEZ ANTÓN,
Javier RIVEROLA GURRUCHAGA, Luis ULLOA ALLONES y José
VICENTE ZURIAGA RODRÍGUEZ.
COMISIÓN DE PROGRAMAS
Presidente: Jesús FORNIELES REYES.
Vocales: Alberto ABÁNADES VELASCO, Rodrigo CUESTA PÉREZ,
Almudena DÍAZ MONTESINOS, Antonio GONZÁLEZ JIMÉNEZ,
Ángel LOPERA, Adrián LÓPEZ MADRONES, Santiago LUCAS
SORIANO, Andrés MUÑOZ CERVANTES, Manuel PRIETO
URBANO, Alfonso VINUESA CARRETERO y José Mª ZAMARRÓN.
COMISIÓN DE REDACCIÓN DE LA REVISTA
Presidente: José Luis MANSILLA LÓPEZ-SAMANIEGO.
Vicepresidenta: Ángela CORTÉS MARTÍN.
Vocales: José Luis BUTRAGUEÑO CASADO, Daniel DE LORENZO
MANZANO, Isabel GÓMEZ BERNAL, Pedro Luis GONZÁLEZ
ARJONA, Gonzalo JIMÉNEZ VARAS, Miguel MILLÁN LÓPEZ,
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VALLEJO DESVIAT.
COMISIÓN DE COMUNICACIÓN
Presidente: Eugeni VIVES LAFLOR.
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COMISIÓN JÓVENES NUCLEARES
Presidente: Luis YAGÜE MUÑOZ.
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DÍAZ MONTESINOS, Bárbara FERNÁNDEZ ANDÚJAR, Juan
Alberto GONZÁLEZ GARRIDO, Matthias HORVATH, Gonzalo
JIMÉNEZ VARAS, Silvia ORTEGA LES, Sara PÉREZ MARTÍN,
Patricia RUBIO OVIEDO, Tomás VILLAR SÁNCHEZ y Alfonso
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Presidente: Luis PALACIOS SÚNICO.
Vocales: Agustín ALONSO SANTOS, Leopoldo ANTOLÍN ÁLVAREZ,
Eugeni BARANDALLA CORRONS, Miguel BARRACHINA GÓMEZ,
José COBIÁN ROA, Alfonso DE LA TORRE FERNÁNDEZ DEL
POZO y Ramón REVUELTA LAPIQUE.
COMISIÓN WIN
Presidenta: Isabel GÓMEZ BERNAL
Vicepresidenta: Mª Luisa GONZÁLEZ GONZÁLEZ.
Vocales: Carolina AHNERT IGLESIAS, Inés GALLEGO CABEZÓN,
Magdalena GÁLVEZ MORROS, Ma Teresa LÓPEZ CARBONELL,
Aurora MARTÍNEZ ESPARZA, Matilde PELEGRÍ TORRES, Trinidad
PÉREZ ALCAÑIZ, Ma Luisa PÉREZ-GRIFFO COCHO, Ma Luz
TEJEDA ARROYO y Concepción TOCA GARRIDO.
COMITÉ ORGANIZADOR 38 REUNIÓN ANUAL
Presidente: Julio BELINCHÓN VERGARA
Secretario: Luis YAGÜE MUÑOZ
Tesorero: Gonzalo ARMENGOL GARCÍA.
Presidenta del Comité Técnico: Pilar LÓPEZ FERNÁNDEZ.
Vocales: Gustavo BOLLINI MARAGGI, Almudena DÍAZ
MONTESINOS, José Luis ELVIRO PEÑA, Antonio GONZÁLEZ
JIMÉNEZ, David MARTÍN AREVALILLO, Antonio MELO GARCÍA,
Andrés MUÑOZ CERVANTES, Raquel OCHOA VALERO, Matilde
PELEGRÍ TORRES, Teresa SÁNCHEZ SANTAMARÍA, Francisco
Javier VILLAR VERA y Eugeni VIVES LAFLOR.
COMITÉ TÉCNICO 38 REUNIÓN ANUAL
Presidenta: 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.
EDITORIAL
ESTADOS UNIDOS
GRAN PRODUCTOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA
D
esde la Sociedad Nuclear Española siempre hemos defendido 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.
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.
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 natural (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.
Con respecto a la energía nuclear también se han producido avances en este país. Por un lado a nivel regulatorio la NRC, otorga a
las nuevas plantas que se van a construir, la licencia única llamada 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.
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, desde un 10% los años 50, pasando por un 3% durante los 90 a un valor 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 aumento actual, aunque porcentualmente pequeño, tiene un valor
absoluto notable que se debe cubrir con nuevas instalaciones.
Según la fuente indicada anteriormente, la cesta energética americana 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 inclinación 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 conocido 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 pudiéndose 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 respectivamente. 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
2 NUCLEAR ESPAÑA febrero 2012
La licencia COL es válida para 40 años desde la puesta en marcha 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. Recientemente, Southern Nuclear ha recibido la COL para construir dos reactores 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 Carolina 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 infraestructuras. Estos reactores pueden ser prefabricados en instalaciones 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 tecnología 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 convencional 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 disolución 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 ■
INTRODUCCIÓN
OCCIDENTE SIGUIENDO LA ESTELA DE CONSTRUCCIÓN
DE ORIENTE
E
l PRIS (Power Reactor Information System) de la
Organización Internacional de la Energía Atómica refleja en su edición digital que actualmente 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 apareciendo en los planes estratégicos de algunas empresas eléctricas la incorporación de nueva capacidad
nuclear, es el caso de Polska Grupa Energetyczna,
en Polonia; se están requiriendo ofertas para la construcción 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 emplazamientos para las nuevas construcciones nucleares, es el
caso de Finlandia y Reino Unido.
Especialmente significativo es el caso de Reino Unido, 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 combinada 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 Unido 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 España” 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 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”.
Otro aspecto importante recogido en este número se
refiere al papel de los tecnólogos. A la hora de plantear un proyecto de esta envergadura por parte de
este colectivo, existen condicionantes que convienen
ser tratados desde un primer momento con el objetivo de minimizar los riesgos durante su construcción.
En este número se puede ver una referencia a la selección de los socios estratégicos para la realización
conjunta del proyecto, compartiendo alcances pero
también responsabilidades. Además se puede comprobar la importancia de un correcto seguimiento de
los suministros, especialmente de los componentes
que son camino crítico del mismo, y cómo una optimización 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 componentes.
Comisión de Redacción de la Revista ■
NUCLEAR ESPAÑA febrero 2012 3
ENTREVISTA
Alfio Vidal Álvarez-Ossorio
Director 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.
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.
IBERDROLA SE INTERESA
EN EL REINO UNIDO
Iberdrola es una empresa multinacional 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 privatización 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-
mos que suministrar energía, lo que
favorece que estemos interesados en
invertir en el Reino Unido, porque es
uno de los países donde Iberdrola está muy asentada”, explica Alfio Vidal.
Asimismo, el interés por continuar
su inversión en el Reino Unido se ha
visto reforzado por la política del Gobierno británico respecto al desarrollo
de nuevas centrales nucleares, ratificado en el Energy White Paper de 2007
y en la consulta del mismo año sobre
el futuro de la energía nuclear The future 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 energía nuclear es imprescindible para la
solución del problema. Así lo ha entendido primero el anterior Gobierno
laborista y, ahora, el Gobierno de coalición de conservadores y liberales.
El consenso es amplísimo y es reflejo
de la opinión pública, que lo percibe
como una oportunidad de crear empleo y reforzar la industria nacional”,
indica Vidal.
SITUACIÓN ENERGÉTICA
BRITÁNICA
En el Reino Unido existe un mix energético que consiste, fundamentalmente, en centrales de carbón, ciclos
combinados y centrales nucleares.
Sin embargo, el gas están empezando a importarlo porque los pozos de
petróleo en el Mar de Norte se están
agotando. De hecho, tal y como afirma Vidal, “a principios de 2000 eran
autóctonos en gas y ahora están importando 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 nucleares 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 todas 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 Reino Unido llueve mucho pero no hay
montañas y, por lo tanto, la centrales
hidráulicas son simbólicas, no tienen
demasiadas alternativas. Y así lo reconoce su ministro de Energía: “La opción nuclear no es la mejor opción, es
la única opción””, sostiene el director
nuclear de NuGen.
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 ■
Este contexto les fuerza a buscar
soluciones que les permita cumplir
su objetivo de tener una seguridad
de suministro, entendida también como independencia energética de otros
países, y, además, cumplir con las
expectativas europeas de reducción
de gases de efecto invernadero. “Para cumplir esos objetivos y, además,
mantener un precio de la electricidad
razonable, la energía nuclear es la única opción que consideran viable. Pero,
a la alternativa nuclear, añaden también renovables, fundamentalmente eólica offshore. Asimismo, también
quieren hacer capturas de CO2 en las
centrales de carbón, aunque esta última tecnología está aún pendiente de
desarrollo. Por tanto, el plan energético que han establecido se basa en centrales 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 presentó ante el Parlamento el pasado
año, en 2030 la energía nuclear deberá
contribuir al mix británico con alrededor 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 previsión de conseguir que el primero de
los futuros reactores se conecte a la
red antes de 2020.
APOYO DEL GOBIERNO INGLÉS A
LA INVERSIÓN
Oficialmente, el nuevo plan energético 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 inversiones. “Y lo están llevando a cabo y
están cumpliendo los plazos marcados”, destaca Vidal.
Uno de los pasos ha sido otorgar
la licencia de los nuevos reactores
(el diseño genérico) antes que la licencia 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,
ENTREVISTA
han conseguido recientemente la preaprobación de sus diseños, tanto por
parte de la Oficina de Regulación Nuclear (ONR, en sus siglas en inglés)
como de la Agencia Medioambiental,
que les han otorgado sus acreditaciones iDAC e iSoDA respectivamente.
Por otra parte, están cuidando bastante la licencia de obra y el planeamiento, lo que en el Reino Unido se
denomina planning consent. Para conseguirla, las empresas tienen que e
consultar a todos los posibles afectados, contestando razonadamente todas las sugerencias y quejas recibidas,
lo que implica un proceso muy largo 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 maneras, 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 emplazamientos aprobados para los mismos, lo que
supone un gran paso en el desarrollo
del programa nuclear británico”, refiere Vidal.
MOORSIDE, UNA NUEVA CENTRAL
NUCLEAR
Después de que el Gobierno británico
realizara la evaluación medioambiental y de idoneidad de los emplazamientos para situar centrales nucleares, se aprobaron un total de ocho,
entre los que se encuentra el adquirido 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 Moorside en el año 2009 por un total de 70
millones de libras y, actualmente, se
está valorando su viabilidad. “Cuando
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 ■
OPINIÓN PÚBLICA INGLESA COMPROMETIDA CON LA ENERGÍA
NUCLEAR
La opinión pública inglesa siempre ha estado a favor con las centrales nucleares, aunque es cierto que las estadísticas se vinieron abajo con Fukushima. 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 viables. 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 fundamental de todo el desarrollo nuclear del Reino Unido. Mientras las empresas decidan que es rentable y quieran invertir, lo aceptan y lo apoyan”,
aclara Alfio Vidal.
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 conferencia anual que lleva a cabo la Asociación 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 hectáreas, 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 características del lugar, y aspira a lanzar próximamente un proceso de selección
entre los dos diseños que han sido
evaluados por las autoridades británicas. Este procedimiento debe estar
finalizado en 2014.
Una vez seleccionada la tecnología
y estudiado el emplazamiento se podrán 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 tecnólogo seleccionado y se comenzará la
construcción de la central que tendrá
un periodo de dos años de preconstrucción. Se estima que para 2018 se
hará el primer vertido de hormigón
nuclear, con el objetivo de ponerla en
marcha en 2023.
SINERGIAS ENTRE EMPRESAS
Como explica Alfio Vidal: “Un proyecto de tanta envergadura, en plazos
y capital, como es la construcción y
puesta en marcha de una central nuclear, 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 NuGeneration 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. NuGeneration 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 relacionadas 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 consecución de un proyecto de estas características. Por el momento, no tienen
prevista la entrada de nuevos accionistas pero tampoco están cerrados a
esta opción.
En cuanto al personal, tienen empleados de las empresas propietarias
(Iberdrola y GDF Suez), pero también
profesionales británicos. La idea es
que “como estamos creando una empresa a largo plazo, las contrataciones
tengan unas perspectivas de futuro
y, por tanto, estamos más interesados 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
La industria nuclear
española es de las que
está mejor posicionada
en Europa para colaborar
en un proyecto de estas
características ■
las empresas suministradoras disponibles, si bien hay que decir que la industria 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 Inglaterra, tienen que mejorar mucho y
tienen que recuperar el tejido industrial 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 PROYECTO
En un proyecto de este tipo el desarrollo se piensa a muy largo plazo. Solo para obtener los permisos, la licencia y desarrollar el proyecto, llevará
del orden de 4 o 5 años. Esto tiene la
ventaja de que cualquier circunstancia coyuntural que se pueda producir,
se puede resolver mejor que en otro
tipo de proyectos, porque se puede
acomodar mejor el paso a las circunstancias 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”.
RETOS PROFESIONALES
Para Alfio Vidal el estar viviendo
profesionalmente los inicios de lanzamiento de un proyecto de construcción de una central nuclear es ilusionante: “En mi carrera profesional
he tenido la oportunidad de conocer
todos los aspectos de gestión y la operación 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 satisfacciones y experiencia a las personas que
estamos involucradas”, argumenta.
GOBIERNO BRITÁNICO FRENTE A
FUKUSHIMA
Fukushima ha tenido mucho impacto 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
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 cumplir 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.
para tomar las decisiones necesarias:
se encargó al regulador británico que
estudiara el caso y, en un tiempo relativamente breve, se analizó la situación y se elaboró un informe, que
concluyó que las centrales británicas
existentes son seguras y pueden seguir 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 Fukushima no suponía ningún impedimento al desarrollo de nuevas centrales
en Reino Unido. Por lo que, basándose en este informe técnico independiente, 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 nuclear 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 centrales limpias, seguras y que nos permitan ser independientes energéticamente de terceros países que, en
algunos casos, pueden ser conflictivos.”
Proceso regulatorio nuclear en el Reino
Unido: el camino hacia la licencia nuclear
M. 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.
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 gobierno 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 emisiones 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, promover su competitividad y evitar la
dependencia energética del exterior,
era necesario acometer un reforma basada en un plan que contemplase el
aumento de la eficiencia energética y
de la contribución de la energías renovables al sistema, unido a otra serie de
Figura 1. Tony Blair en la cena anual del CBI, en Londres
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).
medidas en materia regulatoria (mercado 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 estas reducciones de emisiones manteniendo a la vez la calidad y seguridad
del suministro y la independencia del
exterior sin contar con la energía nuclear. Así pues, en mayo de 2006, en
un discurso en la cena de la Confederación de la Industria Británica (CBI),
Tony Blair anuncio que su gobierno
iba a elaborar un plan para que, como
mínimo, se sustituyera por nueva potencia de origen nuclear la de los veintidós 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
EL PRINCIPIO DE UN PROYECTO NUCLEAR
Figura 2. Libros Blancos.
su Gobierno iba a hacer todo lo posible
para convertir Inglaterra en el país
más apetecible para que las empresas
eléctricas invirtieran en nuevas plantas nucleares, reduciendo en lo posible
el riesgo inversor mediante reformas
legislativas e institucionales. Por supuesto, el Reino Unido mantendría de
manera firme en esta estrategia de reducción de emisiones una apuesta por
las energías renovables, por la eficiencia energética e incluso por la captura
de carbono, conscientes de que sólo la
opción nuclear es a su vez, si se considera de manera aislada, una opción
necesaria, pero no suficiente.
LIBROS BLANCOS
Estas propuestas de reformas se fueron
plasmando en una serie de libros blancos; el libro blanco sobre grandes infraestructuras, el libro blanco sobre energía y el
libro blanco sobre energía nuclear, apoyados 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 infraestructuras, se sientan las bases sobre la forma de planificar y de legislar
grandes proyectos. Como primera medida, se determina en este libro blanco la forma de interaccionar entre el
Gobierno y el pueblo británico, mediante 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 creación 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 modificación a la manera en que se toman este
tipo de decisiones, traspasando el poder de la IPC directamente al Secretario de Estado de Energía, e integrando
la IPC en la Unidad de Infraestructuras, agencia existente entre el Gobierno
y las autoridades locales. De esta manera, si bien es el Gobierno central el
que finalmente toma las decisiones en
los considerados proyectos estratégicos
nacionales, las comunidades y autoridades 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, incluyendo los desarrollos locales necesarios (carreteras, puertos, campus para
vivienda de los trabajadores, etc), y su
aprobación será parte fundamental y
necesaria para la obtención de la licencia 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, poniendo en práctica los procesos de consulta 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 procesos paralelos, una selección estratégica
de emplazamientos (Strategic Siting Assessment – SSA) y un estudio de impacto medioambiental estratégico (Strategic
Environmental Assessment – SEA). Estas
propuestas se desarrollaron posteriormente en la Ley de Energía (Energy
Bill), en la que, entre otras, se legislaba
la necesidad de que los futuros operadores acumulasen fondos privados
proporcionales a la generación de los
residuos radiactivos durante la construcción 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 desmantelamiento de dichas instalaciones, de
manera que ni el Gobierno, ni los ciudadanos británicos tengan que asumir 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 incluirá en este plan y de cómo se creará,
gestionar y aprovisionará este fondo
privado sería objeto de un solo artículo 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 para la gestión del fondo, han de estar
aprobados y constituidos antes de que
el regulador nuclear pueda conceder
la licencia de construcción y operación 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 empresas 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 programa oficial del renacimiento nuclear en
el Reino Unido. Este programa ha ido
sufriendo distintas modificaciones a
medida que se ha ido afinando su desarrollo, incluyéndose en la Figura 3 la
última versión disponible.
JUSTIFICACION REGULATORIA
Otro de los procesos regulatorios
que el Gobierno británico identificó
mencionados de SSA y SEA,
de ocho emplazamientos considerados aptos para la construcción de nuevas centrales
nucleares antes de 2025, entre
los que se encuentra el adyacente a Sellafield, denominado
Moorside, sobre el cual NuGen,
vehículo creado para el desarrollo nuclear por Iberdrola y
GDF Suez en el Reino Unido
tiene una opción de compra.
PROCESO DE LICENCIA
NUCLEAR
Figura 3. Programa indicativo del Gobierno Británico – Octubre 2011.
como necesario y que actualmente
ha concluido es el de la Justificación
Regulatoria. La justificación es un
proceso basado en una recomendación 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 Industria Nuclear británica (NIA) propuso al Gobierno la justificación de
la generación de energía con el reactor del tipo AP1000 de Westinghouse
y EPR de AREVA. Estas propuestas
quedaron justificadas en octubre de
2010 por una mayoría en el parlamento hasta ahora nunca vista.
NPSs – NATIONAL POLICY
STATEMENT
Otro de los procesos regulatorios necesarios según el programa del Gobierno es el proceso de publicación de las
NPS antes mencionadas. Este proceso
culmina, tras varios procesos de consulta 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 adoptar las decisiones en materia de planificación 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 regulatoria del proceso. Las NPS incluyen
la aceptación a nivel estratégico, después de conclusos los procesos antes
Figura 4. Emplazamiento de NuGen - Moorside Site
Por último, quería detenerme
en otro de los procesos regulatorios necesarios, pero no únicos, por los que hay que transitar para la construcción de
nuevas centrales nucleares en
el Reino Unido: el de la licencia nuclear. Este proceso, fruto
del afán del Gobierno británico por facilitar y minimizar
los riesgos a los futuros inversores,
fue diseñado por su regulador, el por
entonces ND (Nuclear Directorate) dependiente del HSE (Health & Safety
Executive) como un proceso en dos fases. 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 genérica (Generic Design Assessment – GDA).
La situación actual de este proceso
es que el regulador ha emitido unos
certificados preliminares de aceptación 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 deberán 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
Projecto Moorside (página web de la IPC)
Figura 5. Las 36 condiciones de licencia - ONR
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 empresa y la organización propuesta por
el solicitante y futuro operador y posteriormente, los posibles cambios en el
diseño genérico aprobado en el GDA
surgidos en el proceso de adaptación
de dichos diseños a los emplazamientos específicos aprobados en la NPS,
así como cualquier otra modificación
propuesta en el diseño por el futuro
operador. La licencia de estos tres elementos de manera conjunta, diseño,
emplazamiento y operador, es liderada por la futura empresa operadora y
fruto de este proceso, el licenciatario,
obtiene un permiso para construir,
operar y desmantelar una o varias centrales 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, desmantelamiento) 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 considere satisfechos todos sus requisitos.
Para obtener esta licencia específica, el
regulador nuclear, entre otros requisitos, 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 financiación de sus costes, que dispone de
un plan de emergencia adecuado, que
cumple con los permisos medioambientales necesarios, etc...
Una de las principales características del proceso de licencia en el Reino
Unido es que se considera un proceso
no prescriptivo construido alrededor
de una serie de principios de seguridad básicos de obligado cumplimiento.
Es decir, el regulador deja a iniciativa 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 licencia (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 nucleares, que realizase un estudio sobre
los cambios necesarios para agilizar la
labor del regulador nuclear y asegurar
la máxima seguridad de las futuras instalaciones. Entre otros cambios, la propuesta 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 regulador independiente se agruparían los
reguladores en materia de seguridad
nuclear y de licencia, los reguladores
en materia de seguridad física, los encargados de regular el control de los inventarios 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 Estado de la Energía, en su constante reto
por aprender de sus errores y su búsqueda 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, encargo al inspector jefe de su organismo
regulador nuclear, Dr. Mike Weigthman, que realizase una revisión
completa de la seguridad de las instalaciones nucleares existentes en el
Reino Unido así como de los procesos
que gobiernan dichas instalaciones,
tanto a nivel individual como a nivel nacional, incluyendo las prácticas
y procedimiento del propio regulador, el Gobierno y el resto de actores
implicados, en busca de fisuras que
pudiesen poner en entre dicho la continuidad de dichas instalaciones así
como la construcción de otras nuevas.
La conclusión final de dicho estudio
es, que si bien se han identificado varias 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 Reino Unido al no haberse identificado
ninguna debilidad fundamental, y
que por lo tanto, puede seguir considerándose en el Reino Unido ahora
y en el futuro como una fuente para la producción de energía eléctrica
segura, independiente del exterior,
medioambientalmente respetuosa y
que contribuirá de manera crítica a
cumplir con los compromisos adquiridos de reducción de emisiones contaminantes en las próximas décadas.
Figura 6. Mike Weightman entregando el informe de la IAEA sobre Fukushima a las autoridades Japonesas
Full Construction Approved
for Georgia’s New Nuclear Units
with Granting of License
T. 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.
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 Company subsidiary Southern Nuclear,
based in Birmingham, Ala., is overseeing construction and will operate
the two new 1,100-megawatt AP1000
units for Georgia Power and co-owners Oglethorpe Power Corporation,
the Municipal Electric Authority of
Georgia and Dalton Utilities.
In addition to Plant Vogtle, Southern Nuclear operates two other nuclear 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 decades.
HISTORY IN THE MAKING
“This is a monumental accomplishment 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 briefing 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 Energy 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 governor of Georgia, the Public Service
Commission and members of Georgia’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, affordable, reliable energy.
TODD TERRELL
is 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.
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 requirements.”
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
“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 construction, 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 Energy Development, a partnership of 10
power companies created in 2004 to
obtain a COL using the new streamlined licensing process and complete
the design engineering for the se-
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 Company’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 projected to increase 27 percent in the
Southeast. Additionally, current and
pending legislation and environmental standards are impacting electricity
generation fueled by coal. The company is planning to use nuclear units
to extend reliable and affordable supplies of electricity in the Southeast.
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 expensive 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 Southeast and do not offer economic-scaled
options.
CONSTRUCTION PROGRESSES
The construction of two new electric
generating units at Plant Vogtle continues with approximately 2,000 personnel focused on safety and quality
in their everyday tasks. Before issuance of the COL, work at the site was
done under what’s referred to as a
“Limited Work Authorization.” Approved by the NRC, it gave SNC the
authority to perform specific safety-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 10foot diameter concrete and steel Circulating 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-circulate large quantities of water between the units’ two cooling towers
and their respective turbine building
condensers.
Several million cubic yards of special soils were backfilled and compacted 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 islands are the CR-10 modules. These
are the cradles on which the containment vessels will sit. Work is currently under way on the Unit 3 CR-10
at the Containment Vessel Cradle
Assembly Pad. Once in place, each
CR-10 module and containment vessel bottom will be surrounded by
concrete.
Between the two nuclear islands is
the circular platform for the heavy lift
derrick crane. The platform surrounded 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 assembled.
Some 5,000 construction workers
will be employed on the site at the
height of construction. The new units
will bring some 800 permanent positions to the Burke County site. Plant
Vogtle units 3&4 represent a $14 billion investment in the state of Georgia.
VOGTLE UNITS 3 AND 4 TIMELINE
• Georgia Power filed an Application
for Certification of Vogtle Units 3
and 4 with the Georgia Public Service Commission (PSC) on August 1,
2008.
• The Georgia PSC approved the
need and cost-effectiveness, granting approval to implement the proposed Vogtle expansion in March
2009.
• In April 2009, Vogtle Units 3 and 4
were named the U.S. nuclear industry 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 Commission (NRC) received August 2009.
• Combined Construction and Operation 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.ON
J. 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.
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.ON
E.ON es una de las mayores compañías 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 geográficamente del mundo, y posee importantes 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 equilibrados 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 fueloil, 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, como la energía solar energía, la eólica o
la biomasa.
EON EN ESPAÑA
En España, E.ON tiene un parque de
generación instalado de 4.600 MW
entre energía convencional y renovable 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, distribuye 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 (Bahía de Algeciras) y Teruel (Escatrón),
que utilizan las más modernas técnicas de generación de ciclo combinado, 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 inversión de alrededor de 600 millones
de euros. Esta central será clave para
la integración de las energías renovables y contribuirá a lograr una mayor
seguridad en el suministro en el norte
de España.
LA FLOTA NUCLEAR DE E.ON
La cartera de activos nucleares de
E.ON está compuesta por 21 centrales en 13 emplazamientos localizados
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.
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 nucleares, 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 trabajo 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 mejores del mundo (Tabla 1).
En el otoño de 2010, el gobierno
federal alemán amplió la vida operativa 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 modificación de Ley de Energía Nuclear,
que entró en vigor en julio de 2011,
Alemania anunció el cierre inmediato de ocho de sus centrales nucleares
(apagadas desde marzo 2011) y redujo considerablemente la vida de funcionamiento de las nueve restantes.
Dos centrales nucleares de E.ON, Isar
1 y Unterweser, están, por tanto, inoperativas desde marzo del 2011. Las
otras cuatro centrales nucleares serán
retiradas del sistema como muy tarde
el 31 de diciembre de 2015 (Grafenrheinfeld), 2021 (Brokdorf y Grohnde)
y 2022 (Isar 2). En cualquier caso, en
estas centrales, y en las centrales nucleares 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.ON
Por 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 prácticamente 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.
Empresa
Operadora
% de E.ON
Fecha de cierre
previsto
912
E.ON
100%
2011
Unterweser
1410
E.ON
100%
2011
Grafenrheinfeld
1345
E.ON
100%
2015
Central Nuclear
Isar-1
Potencia
(MWe)
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*
Oskarshamn 2
623
E.ON
55%
2014*
Oskarshamn 3
1450
E.ON
55%
2025*
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*
Ringhals 2
866
Vattenfall
30%
2015*
Ringhals 3
1045
Vattenfall
30%
2021*
Ringhals 4
950
Vattenfall
30%
2023*
Forsmark 1
987
Vattenfall
9%
2020*
Forsmark 2
1000
Vattenfall
9%
2021*
Forsmark 3
1170
Vattenfall
9%
2025*
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 centrales suecas.
En ambos países los proyectos participados por E.O N gozan de un fuerte 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 reguladores nucleares. Finalmente, todos los
emplazamientos escogidos para los
proyectos en los que E.ON participa
cuentan con el favor de las comunidades implicadas.
FENNOVOIMA
En Finlandia, E. ON es el accionista
individual mayoritario, con un 34%,
de la sociedad Fennovoima, así como el único operador con experiencia
previa en energía nuclear que participa en este proyecto. Fenonvoima, con
sede en Helsinki, proyecta construir
una central nuclear que genere electricidad para sus propietarios a coste
de producción. Cada uno de ellos recibirá así una producción proporcional 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 como emplazamiento para su instalación. Adicionalmente, Fennovoima
sigue contando con un segundo emplazamiento en Simo, al norte del país
(Figura 1).
Actualmente, Fennovima está estudiando las propuestas de dos importantes proveedores de tecnología
nuclear de cara a convertirse en suministradores 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 POWER
En Reino Unido, E.ON es propietaria
del 50% de la sociedad Horizon Nuclear Power Ltd, también participada
por la energética alemana RWE, y
cuya sede se encuentra cerca de Gloucester. 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 emplazamientos: Wylfa, en la isla de Anglesey,
Gales del Norte, y Oldbury, en South
Gloucestershire. Aunque existen preacuerdos para la conexión eléctrica de
Figura 1.
ambos emplazamientos, en 2010 Horizon 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, entre otros, tecnología nuclear: EPR-DT,
liderado por Areva y que propone la
construcción de dos EPR, y NPD-UK,
liderado por Westinghouse, que propone la construcción de tres AP1000.
Horizon, que cuenta con un equipo de 140 personas, posee su propia
infraestructura organizativa y tiene
una fuerte presencia en el sistema
energético inglés. En esta línea, Horizon tiene como objetivo establecerse
como compañía nuclear (Site Licence
Company) este mismo año y entregar
su solicitud de licencia del emplazamiento (Site License Application) el
próximo año.
La actual fase del proyecto (desarrollo) finalizará en 2015. Está previsto que, para entonces, ya se hayan obtenido todos los permisos y licencias
relativas al emplazamiento, incluidos
los de los reguladores nucleares británicos; que todos los contratos aplicables estén listos; que la conexión
a red esté finalmente garantizada; y
que el emplazamiento esté preparado
para el inicio de los trabajos de construcción.
Con el objetivo de cumplir con los
plazos previstos para el desarrollo del
proyecto, Horizon ya ha ejecutado en
el emplazamiento de Wylfa sus primeros estudios de terreno y, tanto en
tierra como mar adentro, ha instalado
medidores de marea e investigado en
detalle la topografía. De forma inmediata, Horizon desarrollará, por ejemplo, el Informe de Impacto Ambiental,
el diseño de los túneles de agua de
Figura 2. Simulación en el emplazamiento de Pyhäajoki.
Figura 3. Principales emplazamientos de Horizon Nuclear Power y sus proyectos.
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 PreConstruction Safety Report, un informe
que describe los requisitos necesarios para garantizar la seguridad y el
cumplimiento de la normativa en esta
materia; así como las “bases organizativas”, que detallan cómo Horizon
asegurará las capacidades y recursos
necesarios para avalar la adecuada
gestión del proyecto. Estos tres documentos serán la base de la solicitud
para la obtención de la licencia.
Para facilitar esta inmensa labor,
Horizon ya ha desarrollado, implantado y está utilizando los sistemas y
procesos necesarios para la adecuada
gestión de la seguridad, de la salud,
del medioambiente, del control de calidad y, en general del la gestión del
proyecto de construcción (Figura 4).
LOS DESAFÍOS DE LOS NUEVOS
PROYECTOS NUCLEARES
Lanzar y desarrollar nuevos proyectos 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 encontrar personal con experiencia en procesos de desarrollo y construcción de
tal magnitud, son las dificultades más
habituales.
No debemos olvidar que en la gestión, desarrollo y ejecución de cada
uno de estos proyectos llegarán a estar involucradas hasta 5.000 personas,
una cifra realmente impresionante,
que da una idea de su complejidad.
E.ON sigue reforzando ambos proyectos nucleares con personal propio y
sigue incorporando personal cualificado en sus diferentes localizaciones,
entre ellos ingenieros españoles formados en la industria nuclear.
Por otra parte, la participación en
proyectos situados en diferentes países, y avalados por diversas empresas propietarias, aunque minimiza la
exposición a algunos de los riesgos,
complica su gestión y añade la dificultad de la diferencia cultural.
E.ON ha conseguido en sendos proyectos alcanzar un equilibrio óptimo
entre la gestión en las empresas que
serán titulares de las licencias nucleares 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 proyecto, contarán con la información
necesaria sobre el diseño y estarán
autorizados para subcontratar los servicios externos y proveedores necesarios. En este marco, E.ON, ha sabido
conjugar los conocimientos técnicos
con la experiencia requerida para asegurar el éxito de las futuras empresas
titulares.
Por otra parte, el hecho de liderar varios proyectos de construcción
EN EL NÚMERO DE ABRIL DE
de centrales nucleares hace posible
el aprovechamiento máximo de los
conocimientos y las sinergias entre
ambos, siempre cumpliendo las leyes
europeas y nacionales de competencia.
Para enfrentarse con eficacia a estos y otros desafíos, y para reunir
todo este conocimiento y experiencia, E.ON cuenta con un Centro de
Competencias de nuevos proyectos
nucleares que aúna y aplica las claves
para el desarrollo de estas iniciativas, 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 Competencia 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 gestión del proyecto durante su fase de
desarrollo.
Gracias a todo ello, E.ON ha conseguido desarrollar, en dos de los países europeos abiertos a la construcción de nuevas centrales nucleares,
proyectos de gran envergadura y solidez como los comentados, que a día
de hoy tienen una solvencia técnica
y un nivel de desarrollo difícilmente
superables.
Nuclear España
2011
CENTRALES NUCLEARES
españolas
EDICIÓN BILINGÜE
Nuclear New Build in the UK.
A Focus on EDF Energy’s
Hinkley Point C Project
R. 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.
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.
N
ew nuclear will make an important 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 consumers’ agenda this winter, it is important to remember that nuclear power
can help protect households and businesses 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 electricity 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 industry after a gap of nearly twenty years
and create jobs and business opportunities 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 understand 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 Nuclear Inspector into the implications
of the incident at Fukushima for the
UK. It is why we are committed to implementing the Weightman report’s
final recommendations for us in full.
Dr Weightman reaffirmed in his final report that the UK nuclear operations 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 submitted our analysis, which shows that
our plants are safe even in extreme
scenarios. Our reports will now be
analysed by the nuclear safety authority.
Which leads us to the economic case and the other steps that we now
need to take to turn this major project
RICHARD MAYSON
EDF Energy Director of Planning and
External Affairs, Nuclear New Build.
Infographic representation of Hinkley Point C. ‘Courtesy of EdF Energy’.
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 construction 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, independently estimated to be worth
up to £100 million during each year
of construction and £40 million during each year of operation. Local
firms, many of which are experiencing 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 opportunities 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 development 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, consulting for over two years on our plans
with local people, listening to their
concerns and wherever possible,
adapting our plans to take these concerns into account.
Overall, we continue to make progress. By taking the EPR Pressurised
Water Reactor through the Generic
Design Assessment (GDA) process jointly 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 Regulation and the UK Environment
agency. At the end of last year, the
ONR issued an Interim Design Acceptance Confirmation, and the Environment 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 In frast ruct ure
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 demonstrated 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 Memorandum 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 project.
We believe new nuclear should
play an important role in the UK’s future energy mix and are determined
to continue to work with the community to make this project a success.
Experiencia en Proyectos de EPRTM:
selección de socios y cadena de suministro
D. 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.
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 PROYECTO
Mejora de la gestión de los proyectos
de nuevas construcciones mediante el
establecimiento de acuerdos con socios
En el contexto de un plan de acción
para el establecimiento de asociaciones, Areva estudia nuevos mecanismos de colaboración para los proyectos de nuevas construcciones. Pueden
destacarse al menos dos tipos de asociaciones para la gestión de proyectos: 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 socios, 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, Procurement and Construction), ya que las responsabilidades se dividen de distintas
formas en los proyectos de NPP. Areva
participa en distintos sistemas de asociación, en los que su responsabilidad
abarca desde NSSS (Nuclear Steam Supply 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 fabricantes de equipos originales (OEM) para
el proyecto “llave en mano” OL3.
Con el fin de seleccionar en cada
situación el sistema de suministro óptimo con empresas que puedan com-
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.
plementar mejor a Areva en proyectos
futuros, Areva determina las ventajas
e inconvenientes de cada posible sistema y preselecciona los socios sobre
la base de sus capacidades y sus cualidades de carácter regional; esto nos
ayuda a preparar una propuesta sólida y convincente para cada oferta.
Antes de trabajar en la elaboración
de la propia oferta, es necesario evaluar nuestra situación para mejorar la
competitividad y optimizar nuestras
relaciones. Ante un eventual proyecto, 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 responsabilidades, para desarrollar un mapa de
las capacidades existentes.
El segundo paso consiste en establecer 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 implementación optimizado, teniendo en
cuenta todos los aspectos contractuales y de gestión (participación de contratistas conjuntos, responsabilidades
compartidas, etc.).
Central Nuclear de Taishan 1 & 2 en China (Copyright TNPJVC/CGNPC).
En cualquier caso, la incorporación
de un nuevo socio debe tener lugar
durante la definición de la estrategia,
antes de elaborar la propia oferta, para 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 para ambas partes. La primera ventaja
que se consigue con una asociación
más integrada es combinar los puntos
fuertes y las competencias, y modificar la asignación de responsabilidades
desde el esquema de único OEM, en
el que recaen en Areva más del 60%
de las responsabilidades contractuales, hasta alcanzar una situación más
equilibrada en la que el socio asume
un mayor compromiso contractual.
Estimulando una distribución de riesgos más eficiente entre los socios, con
inclusión de garantías de los compromisos adquiridos, se mejora la mitigación 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 responsabilidades asociadas, lo que deja vía
libre para una oferta más competitiva.
La colaboración con un socio de EPC
experimentado puede mejorar la eficiencia 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 suministro de equipos en grandes cantidades 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 realmente 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 específicos, y adaptar nuestras necesidades
de categorías no nucleares (erección/
instalación de tuberías/cableado...)
Además, el proyecto global se beneficiará de la experiencia y capacidad
del socio (ingeniería con base local)
en el desarrollo de las regiones del
país del suministrador (la propia organización o cadena de suministro
del socio) así como en el país de ejecución del proyecto (conocimiento: capacidad 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 nuestra (por ejemplo, centrales térmicas),
lo que les permite disponer de una
red mucho más amplia de subcontratistas 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 negocio esencial y en el valor añadido real
(por ejemplo, NI/NSSS frente a BoP).
Enfoque de la asociación
En primer lugar, tenemos que tener
en cuenta que el mercado de NPP es
dinámico, y que cada vez más incorpora 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 energía 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 distribuidoras) tienen que enfrentarse a
la liberación del mercado de la electricidad y a un mayor escrutinio de
su situación financiera (accionistas,
agencias calificadoras, etc.), su actitud
a la hora de realizar grandes inversiones es más prudente. Para aumentar
la confianza en el suministro y poder
establecer acuerdos, es necesario aceptar condiciones contractuales cada vez
más exigentes, y por ello es necesario
un sólido equipo de aprovisionamiento 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 primeros trabajos) que puede durar varios
años, con un nivel de compromiso escalonado 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 cerrado 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 localmente; para abordar esta cuestión, los
socios internacionales disponen de
cobertura local que complementa a la
nuestra.
Por último, el beneficio de la experiencia de un socio permite una transición más rápida para satisfacer las
nuevas necesidades de los clientes,
actualizar la gestión de proyectos y
resolver los problemas de índole geográfica. El trabajo conjunto con socios
externos con experiencia, capacidades y
presencia complementarias es absolutamente necesario para hacer frente a las
demandas de un mercado cambiante.
PROCESO DE GATE REVIEW
Optimización del calendario y de la
implementación del diseño y de la
fabricación del equipo
En los proyectos de nuevas construcciones, 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
objetivos
El proceso d revisión de los puntos
de decisión es un análisis formal en
el que participan todos los actores
afectados (compras, gestión de pedidos, control o inspección de calidad,
ingeniería y jefatura de proyecto). Esta 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 contribución de numerosos actores (contratos, 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 aprovisionamiento del equipo teniendo en
cuenta las referencias contractuales y
de seguridad.
En este entorno complejo, es fundamental mantener una visión clara
del estado del proyecto y de los principales problemas que plantea cada
paso de éste, antes de pasar de una
etapa a la siguiente -desde la realización 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 particularmente importante cuando el aprovisionamiento del equipo se incluye en el
camino crítico del proyecto, y cuando
el calendario es especialmente ajustado o las interfaces son múltiples.
Gate Review: ventajas y beneficios
El proceso Gate Review facilita un mejor control de los riesgos y del calendario 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 producción 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 clave
La parte más exigente de un proyecto complejo y amplio como la construcción de un nuevo EPRTM consiste
en gestionar la configuración global
(número de documentos que hay que
aplicar, evolución de los datos de entrada y cumplimiento de todos los requisitos). De esta forma, la eficiencia
del Gate Review se basa en:
• La capacidad del director del proyecto para obtener una visión global de todos los aspectos de éste
-contractuales, técnicos o de reglamentación-. Esto queda garantizado 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 desempeñadas en la base instalada (plantas
actualmente en funcionamiento),
en las instalaciones del ciclo de
combustible y en los proyectos de
minería. La diversidad profesional proporciona una valiosa experiencia 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 experiencia de FLA3 y lo mismo sucederá 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 equipo de aprovisionamiento consiste
en garantizar la entrega del equipo
en el plazo previsto; en este sentido, 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 contractuales de validar todos los documentos antes de iniciar la fabricación
del equipo, la experiencia adquirida
por los equipos de Areva contribuye 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 controles 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 garantizar el establecimiento de un calendario optimizado de la fabricación
de sus equipos estándar, especialmente de aquéllos que exige un plazo prolongado. 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 proveedores de Areva y mejora la capacidad de la empresa para prevenir posibles problemas en proyectos futuros.
Esta buena práctica formalizada en el
proyecto FA3 se aplicará sistemáticamente en proyectos futuros.
CONCLUSIÓN
La experiencia adquirida por Areva
en los proyecto de EPRTM actualmente en proceso de construcción servirá para beneficiar a las unidades
de futura construcción en los próximos 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 aumentar la competitividad de la oferta.
Los socios locales, con capacidades de
valor añadido, experiencia y conocimientos 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, inspección 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 nuestros proyectos en China (TSH1&2) y
en la preparación de nuevos proyectos 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.
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 nuclear a su inicio es su localización,
puesto que normalmente los emplazamientos se encuentran alejados de
los suministradores habituales o los
suministradores más frecuentes.
Aunque las utilities no suelen establecer requisitos en cuanto al emplazamiento de suministradores, la
localización de dichos suministradores puede llegar a ser necesaria y significativa. Proveedores locales suelen
aparecer en las listas de suministradores preferenciales de las plantas,
por lo que al comienzo de un proyecto, estos suministradores pueden
experimentar una notable expansión.
Por esta razón, la identificación y desarrollo de potenciales suministradores locales tiene una gran relevancia
durante la fase de oferta de Westinghouse y, tanto los factores económicos
como los aspectos sociales y estratégicos 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 transcendentes como el precio final del
proyecto. Destacando además los beneficios sociales en cuanto a puestos
de trabajo y asimilación de última
tecnología que se transfiere, impulsado con la incorporación de los suministradores 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).
JOSÉ LUIS CRUZ
es 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.
SANTIAGO BUENO
es 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.
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 abastecer las necesidades de las nuevas
construcciones. No obstante, ante una
futurible construcción, esta red de
suministradores estratégicos debe ser
complementada por otros suministradores no tan estratégicos y de más
carácter local (Figura 2).
Figura 1: Actual mapa de suministradores de Westinghouse para las nuevas construcciones.
SUMINISTRADORES
POTENCIALES
BASE DE SUMINISTRO EXISTENTE
CADENA GLOBAL
DE SUMINISTRO de
WESTINGHOUSE
QA de WESTINGHOUSE
Figura 2: Integración en la cadena de suministro global.
A los suministradores potenciales
se les exigirá y se les está exigiendo
similares requisitos en cuanto a seguridad, calidad, plazos de entrega,
competitividad económica, valor añadido, 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 suministradores locales comienza con la
fase de preparación de la oferta de
la central nuclear a la compañía eléctrica.
Los suministradores de equipos,
partes, materiales y servicios para la
construcción de una central nuclear
tienen que cumplir con unas exigencias 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 programa de calidad, entrenamiento y
certificación del personal que interviene en las tareas relacionadas con la
calidad y control detallado de todas
las actuaciones y documentos que aseguran 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 enfocadas a la identificación de desfases
programáticos para, a continuación,
iniciar la calificación
formal, con exigencias concretas. Si es
necesario, en paralelo,
se recurre a medidas
adicionales tales como
seminarios o cursos
de entrenamiento especiales, como se hizo
en España en los 70,
en colaboración con la
Universidad Politécnica, para ayudar a
los potenciales suministradores, de entonces, a desarrollar los
programas de calidad
nuclear.
La calificación se
lleva a cabo mediante auditoría detallada
del programa de calidad 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 comprobación 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 suministrador 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 críticas del producto y certificarlas con
el programa de calidad de Westinghouse mediante inspecciones y otras
comprobaciones.
Westinghouse dispone de una lista universal de suministradores calificados 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 potenciales para la industria nuclear:
1. Suministradores de equipos principales, con programa nuclear, calificados 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 relacionados con la seguridad nuclear,
con programa nuclear, calificados
con 10CFR50 App. B (UNE 73 401,
en España), y en posesión de certificado ISO 9001:2008.
Difficult to
localize
Heavy eqpt mfg, ultra-large
forgings, specialty tubin, etc.
“Easy to localize” doesn’t
imply there are no issues.
- Adequate pool of craft labour
- Skills training
Special
Needs
Nuclear-specific
skills and
capabilities
At every level, the “gene” pool
must be deep enough
National programs to address
Manufacturing capabilities
easily adaptable to nuclear
(non-safety)
Craft skills and capabilities in
high abundance and easily
adaptable to nuclear
Most easily
localized
Figura 3: Suministros y facilidad de integrar la localización
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.
3. Suministradores con programa ISO
9001:2008, y
4. Suministradores sin certificación.
CONSIDERACIONES DE
SUMINISTROS LOCALES
Como se ha comentado en la introducción 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 construcción. 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, fundamentalmente en construcción civil y
en equipos habituales para plantas
energéticas en general. Finalmente,
existe un grupo de equipos y capacidades específicos de las plantas
nucleares que necesitan de métodos de fabricación especiales como
pueden ser las grandes forjas o los
grandes componentes, siendo estas
capacidades más difíciles de encontrar localmente.
De esta forma las siguientes consideraciones deben tenerse en cuenta a
la hora de hacer una evaluación económica:
Ventajas del suministro local:
• La mayoría de países tiene una gran
variedad de oferta.
• Es más práctico comprar donde se
va a construir: movilizaciones, permisos, idioma.
• Suministradores locales poseen la
experiencia en construcciones nacionales.
• Suministradores locales conocen
los requisitos locales, regionales y
nacionales.
Desafíos del suministro local:
• No tienen experiencia en construcciones nucleares.
• El precio y los términos pueden ser
no competitivos.
• Todo nuevo suministrador entraña
un riesgo.
• Compromiso con la calidad, la entrega y fiabilidad.
En consecuencia se espera alcanzar
unas altas cotas de participación local
en las nuevas construcciones en Europa, tómese como ejemplo la Tabla 1.
ACTUAL SITUACIÓN
DE LA CADENA DE SUMINISTRO
EN LOS NUEVOS PROYECTOS
Actualmente, se están construyendo
prácticamente en paralelo cuatro grupos en China en dos localizaciones
distintas. En estos nuevos proyectos
los suministros locales están teniendo
una participación muy considerable
puesto que exceptuando los grandes componentes: vasija del reactor,
bombas principales, generadores de
vapor, válvulas de alivio de seguridad, 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 imposibilidad 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 intentando involucrar a los suministradores locales. De esta forma, más
de 700 nuevos suministradores se
han registrado en la lista de potenciales candidatos para ser evaluados
y calificados por Westinghouse, para 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 localmente llegando a un 80% si se produjeran inversiones en instalaciones de
fabricación. Con este propósito, Westinghouse ha firmado memorándums
de entendimiento con empresas como
Rolls Royce, BAE Systems, Doosan
Babcock, etc, incluso está trabajando
con Sheffield Forgemaster para suministrar algunos elementos clave
del modelo AP1000 ®, en China. Finalmente, es destacable que Westinghouse participa de forma muy activa
en los programas de acreditación de
la industria británica junto con la National Skills Academy for Nuclear para
el desarrollo de las capacidades que
han desaparecido tras el largo parón
nuclear.
The future of the UK nuclear industry
K. 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 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 unchanged, 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 being 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 Minister, 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, enduring a slow decline, into one with
bright and optimistic prospects that
is on course once again to be the cornerstone 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 nation’s future energy mix.
Without an expansion of low carbon sources of electricity – renewables 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 chal30 NUCLEAR ESPAÑA febrero 2012
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 commitment was behind a new build programme. 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 Chairman 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 during 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 investment, 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 providing 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 nuclear industry.
Plans to replace Britain’s nuclear capacity with new stations are now well
advanced, and three private sector
consortia - EdF Energy and Centrica,
Horizon Nuclear Power Ltd., and NuGeneration, a joint venture between
KEITH PARKER
joined 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.
GDF SUEZ and the Spanish utility
IBERDROLA, have declared their intention to build up to 16GW of new
nuclear capacity (potentially 10 reactors 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 companies 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 participation in the nuclear sector. The scale of
investment in nuclear is going to create huge opportunities for companies
with long experience and expertise
in construction, in manufacturing, in
advanced engineering, in project and
programme management, in consultancy and in financial and legal services, 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 countries that are planning and delivering
substantial nuclear programmes – in
India, China, the United Arab Emirates, in Eastern Europe and South
America.
The national economic and employment benefits from these new
build projects – each the equivalent
of the 2012 Olympics – will be immense. The proposed new build programme will pour billions of pounds
into the UK economy and provide
employment to around 30,000 workers 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 substantial local and regional economic
benefits.
That is in addition to the large volumes of work already underway and
planned in operating and maintaining 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 nuclear energy remains compelling, but
clearly the lessons from Fukushima
have to be studied, understood and
applied to ensure that nuclear remains 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 Weightman, 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 nuclear operators, and called for them to
strive for continuous improvement in
nuclear safety.
The impact of Fukushima on political 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 support 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 either 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 infrastructure 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 runway at Heathrow, and Crossrail - an
overground rail network across London.
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 issue, and requires a high degree of
political and public acceptance for
its licence to operate. The nuclear industry worldwide has to be prepared
to learn and apply the lessons of
Fukushima just as we did the lessons
of Three Mile Island and Chernobyl. We will need to rise to this new
challenge and a culture of complete
transparency is going to be the critical foundation.
The UK is currently the only western European country with a substantial 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 nuclear 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 UK
T. Stone
1
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.
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.
T
he 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 Americas. The UK faces a huge investment
challenge to meet our targets for elec-
Expert Chair, Office for Nuclear Development,
Department of Energy & Climate Change,
London.
1
tricity decarbonisation, while ensuring security of supply, and keeping
electricity bills affordable. Ofgem has
estimated that we need at least £110
billion16 of new investment in electricity 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 capital, this means both significantly increased investment by existing market
TIM STONE
Dr 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.
participants and attracting investment
from new sources of capital.
Many of the aspects of the policy and implementation are groundbreaking 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 formation and decommissioning. Major
changes have had to occur and will
continue to be needed for the coming decades.
Sustainable, safe, cheap, low-carbon
energy
What has driven this? First, the long-signalled need to replace old or particularly polluting generation equipment. The
Large Combustion Plant Directive2
forces much of the existing coal-fired
power stations to be switched off before 2016. All but one of the existing
nuclear power stations are due to be
switched off by 2023 (and the remaining 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. Under the deal agreed at an EU summit
in March 2007, the UK is committed
to sourcing 15% of energy from renewable sources by 2020. This was
the first legislative force to drive a
very different direction in energy policy. That was followed by the decision in the Climate Change Act 3 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
responsibility
The work by DECC to see how the
UK economy and its citizens might
achieve this scale of reduction was
the work on 2050 Pathways 4 which
identified a number of challenges.
To achieve this scale of reduction of
CO2 emissions, the electricity generation 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 European 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 beLCPD - 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.
2
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 tolerance for drink-driving and the elimination 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
operation
The UK has, however, been entirely consistent and clear that the implementation of all these changes in
the energy sector must, and will, come from the private sector both in
driving investment and in the construction and operation of safe, cheap
low-carbon generation facilities. Government 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 important 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 opportunities for hydro generation, most
of which has already been exploited.
THE CAUSES AND BACKGROUND
THAT HAS LED TO THIS ENERGY
POLICY
Privatisation and pre-history
Focusing 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 subsequent year. Sizewell B was the only
new nuclear power station to be built
and then after a drawn-out public inquiry that lasted for three years with
less than one-tenth of its time being
spent on truly local issues. The subsequent break-up and privatisation
of the CEGB and the market liberalisation that followed effectively ended
any prospect of the 1979 plan going
any further and nuclear entered a period of decline with lack of investment in nuclear related engineering
businesses and a lack of recruitment
http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/
tackling/2050/2050.aspx
2008 White Paper
The arrival of John Hutton6 in June
2007 as the Secretary of State, responsible 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 opposition, 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 challenges of security of supply, climate
change and the existing legal constraints 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 recognised that the scale of what needed to
be done would require support from
across the widest reaches of industry, much of which was supported
by equity bases in other European
countries. Though never formally articulated as such, an important theme
pervaded the White Paper and the
actions in government to implement
it – that government was responsible 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
John 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.
6
Received Royal Assent in November 2008
3
4
of new skills into the industry. Nuclear 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 becoming 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 concluded the “full extent” of the climate
change threat was yet to be established 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 review in 2006 that nuclear power once
again figured in emerging policy.
http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/
tackling/green_deal/green_deal.aspx
5
energy, those risks should be minimised 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 government and officials had to try hard to
drive the implementation in a way that
recognised these consequences.
The immediate practical consequence of the White Paper for new nuclear
was the establishment of the “Facilitative 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 Justification
• The National Policy Statement, including the designation of sites for
new nuclear build
• The Generic Design Assessment and
• The Funded Decommissioning Program
• Insurance issues arising from the Paris/Brussels convention and the updating of this for use within the UK
This was underpinned by a realisation 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 reviewed by the appropriate regulatory
and environmental authorities and
cleared on a generic basis. This would
leave only site-specific issues for individual construction, again streamlining 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 subsidy
Following the 2010 General Election,
the coalition government reaffirmed
the place of nuclear in the future energy mix – not just as a general statement but, importantly, enshrined in
the Coalition Agreement7 between the
two political parties. The Conservative
Party, one of the two coalition partners, 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 nuclear 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 UK
Generic Design Assessment and
Sites
The Generic Design Assessment process began by asking potential developers to identify the reactor designs 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 focus on design certification in the USA9
and Areva’s EPR and Westinghouse’s
AP1000 subsequently completed the
main part of the GDA process in December 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 Statement was created as part of the radical reform of the planning process
for nationally significant infrastructure. This, for energy, consisted of
an over-arching energy policy statement with separate statements for
each form of low-carbon energy. The
Nuclear National Policy Statement
included within it the Strategic Siting 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
Charles Hendry was also the Shadow Energy
Minister whilst in opposition and whose
continuity has provided much reassurance to
international investors.
8
General 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.
9
http://www.cabinetoffice.gov.uk/news/coalitiondocuments
7
the development of national energy
supplies.
National Policy Statement enacted
In 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 granted planning permission for preliminary 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
CAPACITY
Three developers
There are currently three developers
active in the UK – EdF (through NNB
Generation Company), Horizon Nuclear 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 development – Hinkley Point in Somerset
(EdF), Wylfa on Anglesey (Horizon),
Moorside Cumbria (NuGen), Sizewell
in Suffolk (EdF) and Oldbury in Gloucestershire (Horizon). Of the developers, EdF have already selected Areva’s
EPR technology for their Hinkley Point
sites while Horizon have been conducting 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 assumption is that external finance, whether through export credits or external
equity investment will be brought into
all these developments over time.
The Office for Nuclear Development
The Office for Nuclear Development
was created in 2009 as a formal part of
the department responsible for energy 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 nuclear program and the legislation needed 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 closely with the local communities within
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 operation 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, construction 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
See 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
10
through structural reforms10 to ensure
that the regulator (now the Office of
Nuclear Regulation) has all the resources it needs to support the nuclear renaissance and is able to act at all times
in the best interests of the UK citizens.
REGULATORY REFORM OF THE
ELECTRICITY MARKET
Fundamental need
The need to reform the electricity
market to support investment in all
forms of low-carbon electricity on a
major scale was recognised by government and consulted on between
December 2010 and March 2011 and
resulted in a white paper in July 2011 .
The existing market, initially created to support the privatisation process 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 privatisation, the long-term sustainability
of assets, capacity and investment attraction was not assured as external
constraints altered; the markets work
well in a context of relative equilibrium but were never designed to cope with sudden and significant change. The European Emissions Trading
Scheme, while important in the long
run, has not been sufficient to incentivise anything like adequate levels of
low-carbon investment in the UK and
so a significant change was needed.
Four pillars
The 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 performance 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 worked 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 details of this new market will take some 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 countries who can foresee similar issues
developing in their own markets over
the coming years.
CONVOCATORIAS 2012
Congresos, Cursos y Reuniones
RRFM / IGORR 2012
18-22 MARZO European Nuclear Society (ENS)
PRAGA, REPÚBLICA CHECA Info: http://www.euronuclear.org/meetings/rrfm2012
DEVELOPMENT OF NEW STRUCTURAL MATERIALS FOR ADVANCED FISSION AND FUSION REACTOR
SYSTEMS
ISPRA, ITALIA IAEA, JRC
Info: http://www.euronuclear.org/pdf/IAEA-EC-Ispra-2012.pdf
16-20 ABRIL
TOP SAFE 2012: SAFETY IN REACTOR OPERATIONS
European Nuclear Society (ENS)
HELSINKI, FINALNDIA
Info: www.topsafe2012.org
22-26 ABRIL
ICAPP INTERNATIONAL CONGRESS ON THE ADVANCES IN NUCLEAR POWER PLANTS 2012
24-28 JUNIO ANS, SFEN, KNS, AESJ
CHICAGO, EEUU Info: www.icapp.ans.org
ICONE 20: 20TH INTERNATIONAL CONFERENCE ON NUCLEAR ENGINEERING
Nuclear Engineering Division of ASME
ANAHEIM, CALIFORNIA, EEUU
Info: www.asmeconferences.org/ICONE20POWER2012
30 JULIO – 3 AGOSTO
IYNC 2012 “INTERNATIONAL YOUTH NUCLEAR CONGRESS”
5 – 11 AGOSTO IYNC, North American Young Generation
CHARLOTTE, EEUU Info: www.iync.org
Esquemas de contratación en los nuevos
proyectos nucleares
M. 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.
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.
L
as centrales nucleares son proyectos 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 operación de las centrales nucleares es
bastante económica. Esta afirmación
queda corroborada por la notable experiencia de los parques nucleares, que
han venido funcionando en general,
durante las últimas décadas, de manera sostenida en forma fiable, segura y
cada vez más económica. Además, se
ha demostrado la viabilidad de extender su operación al menos 20 años, sobre 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 convertido en un éxito en el largo plazo.
Como consecuencia de lo anterior,
el riesgo que percibe tanto la industria como los promotores y las entidades financieras, no está en la explotación 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 ingeniería.
• Estandarización.
• Construcción modular.
Es cierto que se ha trabajado bastante en todas estas áreas, pero haría-
mos mal en pensar que se ha solucionado 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 futuros proyectos nucleares. Necesitamos
probar de manera fehaciente, con varios ejemplos exitosos, que los riesgos
del pasado han sido superados.
REMAR EN LA MISMA DIRECCIÓN
Después de una fase inicial en la
década de 1960 en que se ejecutaron
contratos de centrales nucleares bajo
la fórmula “llave en mano”, la modalidad más empleada ha sido la contratación “por componentes”. Bajo esta fórmula 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 fueron 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 propietarios “por componentes”. Además, 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”
MARCIAL TIELAS
es 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.
en que cada uno de los actores principales asuman su parte del riesgo, al
tiempo que todos “reman” con entusiasmo 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 aplicación a cada caso.
FASES DE UN MODELO
COLABORATIVO
El modelo colaborativo implica la selección de un suministrador, a través 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,
• PRESELECCIÓN COMPETITIVA DE DOS
SUMINISTRADORES
• CONSOLIDACIÓN DISEÑOS BÁSICOS
• ELABORACIÓN DOCUMENTOS LICENCIA
• PREPARACIÓN DE PRESUPUESTOS
FASE PRELIMINAR
DURACIÓN TENTATIVA 24 MESES
CARTA INTENCIÓN
A UN
SUMINISTRADOR
• DESARROLLO INGENIERÍA
• PROCESO DE LICENCIA
• ORGANIZACIÓN DE SUMINISTROS
Y CONSTRUCCIÓN
• CIERRE DEL PRESUPUESTO
• PREPARACIÓN EMPLAZAMIENTO
AUTORIZACIÓN DE
CONSTRUCCIÓN
FIRMA DE CONTRATO Y
ORDEN DE PROCEDER
FASE PREPARATORIA
• EJECUCIÓN DE LOS TRABAJOS EN RÉGIMEN
“LLAVE EN MANO”, CON LAS EXCEPCIONES
ACORDADAS
OPERACIÓN
COMERCIAL
EJECUCIÓN DEL PROYECTO
Figura 1. Fases de un Modelo Colaborativo
así como en la supervisión de la ejecución del proyecto.
El proceso tiene tres fases:
• Preliminar. Comienza con la preselección de posibles suministradores y finaliza con una Carta de
Intención a un suministrador. Duración tentativa 24 meses.
Durante esta fase se solicita documentación de Planta Estándar, aplicable al proyecto, por parte de los
suministradores preseleccionados. Se
elabora la documentación de Petición
de Ofertas para esos suministradores, incluyendo paquetes en partida
alzada y estimaciones. Se evalúan las
ofertas y se seleccionan dos suministradores para ir completando el proceso. Durante esta fase se procede a
consolidar el diseño básico de la central y a preparar la documentación
de licencia. Es frecuente que estas
actividades las lleven a cabo dos suministradores 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 construcción. Duración tentativa 36 meses.
Durante esta fase se desarrolla la
ingeniería, se planifica el proyecto en
su conjunto, preseleccionando suministradores y constructores. Se elabora un nuevo presupuesto del proyecto
y se negocian los aspectos pendientes
del contrato con el suministrador,
ampliando progresivamente el alcance de la partida alzada inicialmente
ofertada. Se planifica y estudia en detalle todo el proceso de construcción
y, eventualmente, se inician trabajos
de preparación del emplazamiento.
Durante esta fase el propietario deberá ir liberando fondos para llevar a
cabo las actividades señaladas, incluyendo, 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 Construcción, 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 eventualmente le acompañe, desarrollará el
suministro y construcción de la planta, incluyendo las pruebas y puesta en
operación. Hacia el final de la construcción se irán transfiriendo progresivamente los distintos sistemas, para
su operación y mantenimiento, a la
Plantilla de Explotación del propietario. Este proceso debería ser el final
de un largo periodo de estrecha colaboración entre el propietario y el suministrador que culmina con el éxito
del proyecto y de todos los partícipes.
CONCLUSIÓN
La ejecución de un proyecto nuclear
va a seguir requiriendo un esfuerzo considerable tanto por parte del
propietario como del suministrador.
Podemos estimar que en la actualidad 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 históricos 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 conjunto cohesionado que trabaje en armonía
en un objetivo común. Este conjunto
estará constituido por los equipos del
propietario, el consultor de la propiedad, el suministrador y su ingeniería
del proyecto. El conseguirlo debe ser
el objetivo fundamental del propietario. 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 fundamentales de la selección del suministrador.
La aplicación de un “modelo colaborativo” permite avanzar decididamente en la ejecución de un proyecto
nuclear, comprometiendo recursos financieros de manera limitada y flexible durante los primeros cinco años.
El compromiso formal sobre la inversión global no sólo se demora cinco
años, sino que se aborda con un conocimiento pleno del proyecto y de las
circunstancias del momento.
En cuanto a la construcción modular, se trata de un asunto de indudable interés. No obstante es un tema
complejo que requiere un análisis de
su viabilidad en cada caso concreto,
que tenga en cuenta, entre otros aspectos, la estabilidad del diseño y la
experiencia previa del suministrador
en proyectos y circunstancias comparables. Es una decisión con profundas
implicaciones en todas las fases del
proyecto, cuyas consecuencias deben
ser cuidadosamente evaluadas.
L AS MEJORES PONENCIAS DE L A 37 REUNIÓN ANUAL DE L A SNE
Mejor ponencia
OPERACIÓN
Aplicación del Sistema BEACON TSM
a la operación de reactores PWR
J. 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.
INTRODUCCIÓN
BEACON-TSM [1] es un sistema
avanzado de apoyo a la operación de
reactores PWR que combina las capacidades 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 disponibles 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 España, 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 VENTAJAS
Características
BEACON es un sistema de códigos de
computación acoplados para proporcionar el apoyo necesario en la operación 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 capacidades 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 operacionales, 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.
JUAN ANDRÉS LOZANO MONTERO
es 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 MILDRUM
es 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
RODRIGUEZ
es 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.
LAS MEJORES PONENCIAS DE LA 37ª REUNIÓN ANUAL DE LA SNE
• Predicción de:
- Reactividad del núcleo, Keff.
- Concentración crítica del boro soluble.
- Nivel de potencia del núcleo.
- Posición de los bancos de control.
- Temperatura de entrada del refrigerante.
El sistema BEACON utiliza la instrumentación de planta para calibrar y
normalizar el simulador nodal 3D que
emplea para calcular la distribución
de potencia en el núcleo. Los datos típicos de la instrumentación utilizados
por BEACON incluyen:
• Salida de detectores de flujo móviles, incore (detectores fijos si la
planta dispone de ese tipo de instrumentación* )
• 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 lazo 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 equipos al no tener que adquirir un equipo
especialmente adaptado para BEACON. El enlace de múltiples estaciones de trabajo usando una red estándar permite el acceso simultáneo a la
información desde otras estaciones,
garantizando que el personal de explotación 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 condiciones exactas del núcleo (Ver Figura 1).
*NRC ha aprobado también BEACON para
su utilización en centrales con detectores fijos
intranucleares.
Figura 1: Interfaz gráfica de BEACON, pantalla de monitorización.
• BEACON proporciona datos completos para el análisis detallado del núcleo, incluyendo una interfaz gráfica
para visualizar distribuciones radiales
y axiales de magnitudes de interés.
• La vigilancia continua de la distribución de potencia 3D del núcleo permite 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 procesado de los mapas de flujo.
- Se elimina la necesidad de utilizar
códigos específicos (INCORE, FOLLOW).
- La planta no necesita estar en condición de equilibrio a la hora del
mapa.
- La fiabilidad de la instrumentación
se evalúa en base a una gran cantidad de medidas.
- BEACON TSM relaja los requisitos 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 calibración 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 operación de la planta.
- Mejor control del xenón.
- Reducción de los costes de procesado 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 – estimated 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 alguna de las capacidades de BEACON
TSM con dos ejemplos concretos: 1)
se mostrará con un ejemplo real de
incidente de caída de barras de control, la capacidad de la función de
monitorización de BEACON-TSM
para detectar anomalías en la operación 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 operacionales y evaluación de parámetros de
seguridad, a través de una maniobra
de retorno a potencia nominal tras
un largo periodo de operación a potencia parcial.
Detección de barra caída
o desalineada
La función de monitorización de BEACON-TSM permite detectar anomalías
Figura 2. Desviación de potencia medida-predicha antes de la
caída de barras.
mediante la comparación entre la distribución 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 reacción del último mapa de flujo utilizado 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 BEACON 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 posiciones 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 posición C-9 debida a la mayor inserción
de la barra caída es detectada con BEACON en la gráfica que muestra la desviación de potencia radial por elemento combustible. En las Figuras 2 y 3 se
muestra esta gráfica de la pantalla monitor de BEACON antes y después de
la caída de barras. La tabla resumida
de la izquierda en ambas figuras también 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 superiores a diez pasos para barras de
control partiendo de una típica configuración 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-
Figura 3. Desviación de potencia medida-predicha después de la
caída de barras.
ga supone que el ciclo opera a plena
potencia, y no contempla expresamente el retorno a potencia después de un
periodo prolongado de operación a
potencia parcial.
Ocasionalmente, debido a situaciones imprevistas, la operación de la
planta se desvía del estado nominal
(HFP), reduciendo su potencia durante un extenso periodo de tiempo.
La operación prolongada a potencia
parcial puede tener un impacto significativo 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 operación prevista a potencia parcial y la
posterior vuelta a potencia para (1) minimizar el impacto en la distribución
de potencia de la operación a potencia
parcial y (2) garantizar que se cumplen 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 operacionales en el corto plazo (load
swing) como de cálculos de quemado del combustible (lifetime depletion).
• Capacidad para realizar la simulación 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 ejemplo de este tipo de análisis con BEACON:
En el ciclo analizado, la planta operó 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-fuera.
Ante la eventualidad de que la planta tuviera que mantenerse al 70% de
potencia por un periodo superior a
dos semanas, que es el que está cubierto por la evaluación genérica de la
vuelta a potencia tras operación prolongada 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 semana 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 plena potencia desde el 70% asumiendo
distintas duraciones de la operación
al 70%, hasta un máximo de 7 semanas. 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 F Q
con incertidumbre y Axial Offset en
todos los casos analizados. En ambos
casos el rango de análisis comprendió
tanto la maniobra de ascenso a potencia 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.
De los resultados de estas simulaciones se concluyó que:
• El impacto sobre la vuelta a plena
potencia de la operación a potencia
parcial era pequeño.
• En todos los casos analizados existía 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 parada programada.
• El impacto prácticamente se limitaba
al período de subida a potencia y extracción 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 parecida 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 controlar el axial offset a la vuelta a plena 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 significativo.
• Teniendo en cuenta que la sensibilidad del resto de parámetros nucleares 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.
Figura 4: Evolución de FQ limitante tras la operación a potencia parcial.
CONCLUSIÓN
La experiencia acumulada en la operación de los 5 PWR nacionales apoyada
por BEACON-TSM muestra que el
sistema BEACON constituye una herramienta fiable de monitorización del
núcleo, proporcionando información
precisa y útil respecto a las condiciones presentes. De esta manera permite
conocer el estado del reactor en cada
instante y diagnosticar rápidamente
cualquier posible anomalía.
También incluye una amplia gama de cálculos predictivos que sirven 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 BEACONTSM se ajusta continuamente a las
Figura 5: Evolución del axial offset tras la operación a potencia parcial.
medidas de la instrumentación intranuclear disponible (mapas de flujo,
termopares o detectores fijos). El uso
de ese modelo ajustado permite cumplir 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.
[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 InCore Instrumentation and Reactor
Core Assessment, Mito, Japón,
octubre 1996.
REFERENCIAS
[3]. CE-11-133, “Updated Extended
Reduced Power Operating
Guidelines”, Febrero 2011.
[1]. WCAP-12472-P-A, “BEACON,
Core Monitoring and Operations
Support System”, Agosto 1994.
[4]. PA-81-402, “Limitations and
Conditions for Westinghouse fuel
operation” rev.5, Agosto 1981.
L AS MEJORES PONENCIAS DE L A 37 REUNIÓN ANUAL DE L A SNE
Mejor ponencia
NUEVOS REACTORES
Estudio de un escenario de parque
nuclear compuesto únicamente por
reactores de Generación IV
S. Pérez-Martín, R. Ochoa y G. Jiménez Varas
INTRODUCCIÓN
Las principales ventajas de los reactores nucleares de espectro neutrónico
rápido refrigerados por metales líquidos (por ejemplo, sodio) no solo consisten en un eficiente uso del combustible por medio de la reproducción de
material físil y de la utilización de uranio 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 combustible irradiado.
La posibilidad de contar con un parque de reactores rápidos posibilitaría
que la estrategia de ciclo de combustible 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 parte del nuevo combustible que generará
energía eléctrica.
En este trabajo se analiza un hipotético escenario de generación en España, 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 suministro y gestionan más eficientemente
tanto su propio combustible como el
combustible irradiado en los reactores
LWR actuales.
A continuación se presentan las características 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+. Posteriormente 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 radioisotópico del combustible gastado
ya existente y producido por la propia
generación de reactores rápidos.
DESCRIPCIÓN DE LAS
TECNOLOGÍAS CONSIDERADAS
Generación IV. Objetivos
La nueva generación de sistemas nucleares pretende superar las prestaciones de las generaciones precedentes
en términos de sostenibilidad, competitividad industrial, seguridad y resistencia 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 utilización de 238U para reproducción (en
reactores rápidos). Además se garantiza el suministro de combustible, ya
que permiten la utilización del potencial 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 uranio en un factor 50 aproximadamente.
Por otra parte, muchos de estos sistemas permiten la eliminación de gran
parte de los actínidos presentes en
SARA PÉREZ-MARTÍN
es 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 VALERO
es 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 VARAS
es 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).
el combustible gastado mediante su
transmutación. A su vez, mediante la
producción eléctrica nuclear se reduce
las emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera, contribuyendo
a la protección medioambiental.
b) Competitividad industrial: siguiendo las mismas motivaciones planteadas para los reactores de Generación
III, se busca la máxima seguridad con
sistemas de prevención y mitigación,
con diseños más robustos que permitan una mejor operación y mantenimiento y, por último, un aumento del
factor de capacidad (hasta un 92%)
y vida de la planta (hasta 60 años).
Económicamente, se mantiene la tendencia 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 cogeneración 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 instalación en caso de accidente, independientemente de las causas y gravedad 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 plutonio 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 presencia de los distintos isótopos del Pu,
lo que dificulta la extracción exclusiva
del 239Pu, uno de los principales materiales 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 Internacional 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 actualmente 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 diversas optimizaciones respecto a sus
predecesores, de forma que satisfagan
los criterios establecidos para reactores
de IV Generación.
Los reactores rápidos son especialmente interesantes pues gracias al espectro neutrónico rápido permiten la
transmutación de algunos de los actínidos más importantes, denominados
actínidos minoritarios (Am, Cm y Np),
mediante su incorporación al combustible fresco, de forma que se reduzca
significativamente la radiactividad del
combustible gastado.
Además, los reactores rápidos son
capaces de reproducir el combustible en el seno del reactor, de forma
que a partir de 238U se puede generar
239
Pu mediante diversas reacciones de
captura y desintegraciones nucleares.
Gracias a la reproducción, se puede
conseguir un máximo aprovechamiento del potencial energético disponible en las colas de enriquecimiento y
combustible gastado de los reactores
convencionales, aumentando considerablemente 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 consecuencia, se están elaborando múltiples estudios 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 añadidas en cuanto a comportamiento,
manipulación y fabricación del combustible. No obstante, muchas de estas
dificultades se reducen mediante la
utilización de un sistema heterogéneo
de recarga, en lugar de uno homogéneo.
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 uranio. La opción más común es la llamada 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 almacenan 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 Sudafricana). Dentro de este plan existen
variantes, como la propuesta por Suecia 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 oncethrough 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 fisión, 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 oxido de uranio, sino que mezcla óxido
de uranio y plutonio con una proporción 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 contrario 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 reutilización de los actínidos minoritarios
(Am, Np y Cm) para lograr reducir el
inventario radiactivo del material gastado. Este método tiene ventajas, pero
también inconvenientes como la mayor 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 inconveniente 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 rápido se puede conseguir en reactores
críticos, que significan una apuesta
nuclear por los sistemas innovadores
de cuarta generación o bien en reactores 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 definitivo del combustible gastado (ya sea
con una única etapa de irradiación o
LWR
ALWR
350.000
SFR-R
Hidroeléctria, eólica y solar
300
Producción de electricidad (TWh)
300.000
250
200
150
100
50
0
2000
250.000
2100
2150
Figura 1. Escenario europeo con demanda eléctrica creciente. Fuente: ENEA [1]
Total
150.000
100.000
50.000
CÁLCULO DEL ESCENARIO
ESPAÑOL
Para ser capaces de prever la situación
energética que se podrá dar en el futuro se debe, por un lado, estimar cómo
evolucionará la demanda de electricidad en los años venideros y por otro
lado calcular con qué recursos se contará para hacer frente a esta demanda.
Este ejercicio ya ha sido propuesto en
diferentes ámbitos geográficos. Además de resumir las conclusiones de
algunos de estos otros análisis, este
trabajo presenta su propio estudio sobre el caso particular español.
Estudios previos de escenarios
energéticos
A lo largo de los últimos años se han
efectuado a cargo de distintas organizaciones internacionales diversos estudios sobre el impacto de escenarios relacionados con reactores de Generación
IV. ENEA recientemente ha publicado
un estudio en el que aborda el análisis
de diversos escenarios de transición a
1940 1940 1970 1980 1990 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Años
Figura 2. Evolución del consumo y producción de electricidad en España.
Fuente: Foro Nuclear.
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 niveles de demanda eléctrica que se postulan. 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 suponen una limitación a la máxima capacidad de explotación de SFR trabajando 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 estudio [2] sobre la reducción de CO 2
alcanzable siguiendo un escenario en
el que la demanda eléctrica sea cubierta por reactores de fisión de acuerdo
con la cantidad y disponibilidad del
recurso de uranio estimado sin recu-
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 español
La demanda de electricidad en España se situó el pasado 2010 en 260.696
GWh. La serie de consumo y producción de los últimos 40 años se
muestra en la Figura 2. Es importante 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 explicación de este último hecho está en
el retroceso de la actividad económica 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 crecerá más lentamente.
45
Potencia eléctrica (GWe)
con varias) será un almacén geológico
profundo que supondrá la gestión final del residuo.
En la actualidad el planteamiento
español consiste en mantener el combustible gastado en piscinas de enfriamiento tras su irradiación en el
reactor. Posteriormente está planteada
la construcción del Almacén Temporal 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 Almacén Geológico Profundo (AGP) donde
quedaría almacenado de forma segura
durante el resto de tiempo que necesita hasta que los isótopos que contiene
decaigan y se conviertan en estables.
Térmica clásica
200.000
0
2050
Térmica nuclear
40
35
30
25
20
15
10
5
0
2030
2050
2070
Demanda constante
2090
2110
2130
Demanda creciente
2150
Figura 3. Escenarios de demanda de potencia instalada.
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
Central
*Fecha real de finalización de operación
Tabla 1. Reactores operados en España suponiendo que no hay alargamiento de vida más
allá de los 40 años
1,E + 07
1,E + 06
1,E + 05
1,E + 04
1,E + 03
1,E + 02
1,E + 01
1,E + 00
MA
1,E + 02
U-235
Pu
Productos
fisión
U-238
Total
combustible
gastado
Figura 4. Composición estimada de los residuos de alta actividad procedentes del combustible gastado en 2030.
Producción ESFR
40
30
20
10
0
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
Potencia Eléctrica (GWe)
A.1
Demanda eléctrica
Figura 5. Demanda total y potencia nuclear instalada para el escenario de demanda eléctrica constante.
La contribución de la energía nuclear al total de producción ronda el
20% en los últimos años. Solo fue a
principios de la década de los 90 cuando las plantas nucleares llegaron a
aportar casi un tercio del total producido.
Para situarnos en el estado energético 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 escenario A2 se supone una aproximación de demanda creciente. Asumiendo 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 nuclear español se muestran en la Tabla 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 concluido 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 combustible 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 resultados
Dado que el sistema más prometedor
de los considerados por el Foro Internacional 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 únicamente por SFR, concretamente con
las características del Reactor Rápido
refrigerado por Sodio Europeo (ESFR)
[3,4], de acuerdo con las especificaciones del proyecto homónimo. Dicho
reactor se estima que tendrá una potencia 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 calcula el número de reactores rápidos tipo
ESFR que serían necesarios para cubrir 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 combustible (plutonio y uranio en minas, colas de enriquecimiento y combustible
irradiado) supondrían alguna limitación 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 necesario reprocesamiento del combustible,
asumimos, de acuerdo con la metodología actual, cinco años de enfriamiento en piscina más un año extra
para realizar el reproceso.
Para los dos casos A1 y A2 la demanda 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 flota de siete reactores operando de
forma continua. Para el caso de demanda 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
Demanda eléctrica
Producción ESFR
40
30
20
10
2150
2145
2140
2135
2130
2125
2120
2015
2110
2105
2100
2095
2090
2085
2080
2075
2070
2065
2060
2055
2050
2045
2040
2035
0
2030
A.2
Figura 6. Demanda total y potencia nuclear instalada para el escenario de demanda eléctrica creciente.
2150 se necesitarían 19 reactores tipo
ESFR operando 60 años cada uno.
Como ya se dijo, además de estudiar cómo cubrir el 33% de la demanda eléctrica constante o creciente
con reactores rápidos, también se
analiza la viabilidad de estos casos
respecto a la disponibilidad de recursos nacionales, tanto de uranio
como de plutonio, para abastecer a
la flota de reactores de forma autosuficiente.
Como se ha discutido previamente,
los reactores rápidos funcionan con
uranio natural o empobrecido, es decir, el isótopo necesario en este caso
sería el 238U. Éste se puede obtener por
varias vías: mina, colas de enriquecimiento, y del reprocesado del combustible 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 estimada de 12214 t (cálculos basados en
[7]).
• B2: 238U obtenido de la mina y de las
colas de enriquecimiento. La cantidad estimada de 238U en este caso
aumentaría a 64400 t.
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
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 creciente A2 (Figura 6), se comprueba
que es necesaria la incorporación
paulatina de reactores puntuales para mantener el compromiso aproximado 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 segundo periodo (2090-2150). De manera
que en total para el periodo 2030-
Producción ESFR
40
30
20
10
0
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
A.3
Demanda eléctrica
Figura 7. Demanda de potencia para el escenario con limitación inicial de Pu y demanda
eléctrica constante.
A.4
Producción ESFR
50
40
30
20
10
2150
2145
2140
2135
2130
2125
2120
2015
2110
2105
2100
2095
2090
2085
2080
2075
2070
2065
2060
2055
2050
2045
2040
2035
0
2030
Demanda eléctrica
Figura 8. Demanda de potencia para el escenario con limitación inicial de Pu y demanda
eléctrica creciente.
• 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
238
U para la vida entera de un reactor
ESFR, se obtiene los siguientes resultados (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 permitiría 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 cantidad disponible del mismo en España
se encuentra únicamente en el combustible gastado de las centrales LWR,
no sería suficiente para abastecer a todos los reactores propuestos. Sin embargo, haciendo uso de la posibilidad
de reproducción que este tipo de reactores proporciona, calculamos que con
el plutonio disponible se podría abastecer tres reactores durante un primer
ciclo de unos seis años. Al cabo de este
período, se postulan cinco años de enfriamiento 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 demanda 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 compatible con los requisitos de disponibilidad de Pu.
Reducción de residuos:
transmutación
A la hora de analizar la capacidad
transmutadora de los reactores de
cuarta generación se han hecho varias hipótesis. La cantidad total acumulada de combustible gastado del
parque LWR español se ha estimado
en 5660 t, basándose en las hipótesis
contempladas en los apartados anteriores. Si de todo este combustible el
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.
Cm
7%
Np
16%
Am
77%
Figura 9. Proporción de los actínidos minoritarios en el combustible gastado.
0.1% corresponde a actínidos minoritarios, 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 proporción de elementos transuránidos
presentes en el conjunto de combustible gastado español, aplicando las
tasas de transmutación de la configuración de recarga homogénea, se
obtienen las siguientes reducciones en
las masas (Figura 10).
10000
1000
Masa (kg)
100
BOC
EOC
10
1
0,1
Np-237
Np-239 Am-241 Am-242Am-242m Am-243 Cm-242 Cm-243 Cm-244 Cm-245 Cm-246
Figura 10. Masas a BOC y EOC de los principales isótopos de Np, Am y Cm.
5
4,5
4
Masas (t)
3,5
3
2,5
2
1,5
1
0,5
0
Cm total
Am total
Np total
0
2
4
6
8
Número de ciclos
10
12
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 americio presente al inicio será consumido,
el 43% del neptunio también desaparecerá, pero aparecerá una cantidad
significativa de Cm.
Para evaluar el efecto de la trasmutación no solo miramos las evoluciones 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 combustibles MOX con MA.
Centrándonos en el escenario A1
únicamente, vemos que la evolución
total de las masas de actínidos minoritarios en el conjunto de los reactores
es decreciente a largo plazo (Figura
11). Se observa inicalmente un aumento en el primer ciclo de irradiación,
pero posteriormente la tendencia es
claramente reductora de las masas.
Con respecto a la actividad que genera 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 proliferación
La generación de plutonio a partir del
238
U se lleva a cabo por reacciones de
captura:
A medida que se incrementa el contenido de otros actínidos más pesados
en el combustible, la generación de
Pu por reacciones de captura o de decaimiento alpha, va incrementando la
presencia de otros isótopos del Pu como 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
239
Pu es menor. Esto afecta de forma
positiva al aspecto de la no proliferación, ya que es este 239Pu el más valorado 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 estudio ha querido mostrar cuáles son
limitaciones de este estudio debido a
ciertas hipótesis simples tomadas. Por
ello es necesaria una mejora en el tratamiento de algunas aproximaciones y
se planea como futura extensión, mejorar los supuestos tomadas añadiendo más complejidad a los cálculos.
También forma parte del futuro trabajo que queda por hacer, realizar un
estudio de sensibilidad de los parámetros que influyen en el resultado final.
Para ello se ha de estudiar la estimación 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 uranio.
4,00E+00
3,50E+00
Actividad (U.a)
3,00E+00
2,50E+00
2,00E+00
Np
Am
Cm
1,50E+00
1,00E+00
5,00E-01
0,00E+00
1
2
3
4
5
6
7
8
Número de ciclos
9
10
Pu
capt
Figura 12. Evolución de radiactividad total del inventario nuclear.
U
238
capt
U 23 min 239Np2.3 días 239Pu
239
capt
240
241
Pu
Figura 13 Reacción de generación de Pu a partir de U
Np
240
Np
239
Np
238
237
2.144e6 a
σc:180 b
2.117 d
σc:2100 b
242
241
240
2.411e4 a
σc:270 b
Pu
Pu
Pu
239
243
242
432 a
σf :3.1 b
σc:50 b
Pu
Am
Am
241
87.74 a
σc:510 b
244
243
162.94 d
σf :5 b
σc:20 b
238
Cm
Cm
242
6563 a
σc:290 b
2.355 d
σc:32 b
U
238
4.468e9 a
σc:2.7 b
29.1 a
σf :620 b
σc:130 b
14.35 a
σc:1010 b
246
Am
245
Pu
244
245
Am
244
Pu
243
7370 a
σf: 0.9075 b
141 a (meta)
16 b
σf: 7000/2100
3.750e5 a
σc:19 b
Cm
Cm
Cm
18.10 a
σf :1.1 b
σc:15 b
8500 a
σf :2100 b
σc:350 b
26 m (meta)
10.1 h
σf:1600/2200
4.56 h
σc:200 b
4370 a
σf :0.16 b
σc:1.2 b
Cm
247
1.56e7 a
σf : 82 b
σc: 60 b
Cm
248
3.40e5 a
σf : 0.36 b
σc: 2.6 b
Am
2.05 h
Pu
8.00e7 a
σc:1.7 b
245
Pu
10.5 h
σc:150 b
Np
7.22 m(meta)
65 m
U
239
23.5 m
σc:22 b
α-decay
β--decay
240
U
14.1 h
Neutron capture
Figura 14. Reacciones de desintegración que generan Pu.
las posibilidades que ofrece el caso español para albergar un parque nuclear
Gen-IV. También se han hecho estimaciones numéricas para constatar que
los objetivos de garantía de suministro
y de reducción del inventario radiactivo se cumplen.
Las conclusiones de este estudio para 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 minas o bien en el más favorable donde
además se tienen en cuentan las colas
de enriquecimiento y se reprocesa el
Respecto a la necesidad de 239Pu para iniciar la operación de los reactores
rápidos, se ha visto que no es suficiente 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 instalarse inicialmente tres reactores y
posteriormente tras la reproducción
de combustible y la incorporación del
Pu reprocesado, se conseguiría Pu suficiente para arrancar el resto de reactores.
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 transmutación 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 primera aproximación para fijar ideas
respecto a las ventajas reales que la
Generación IV aportaría al caso español. Sin embargo, se reconocen las
BIBLIOGRAFÍA
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Production and Demand. OECD
Publications. Paris, 07/28/2010.
Los nucleares
por el mundo
RICARDO LLOVET
Director 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 actividades 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 Pittsburgh y Madrid. Esta ultima vez llegamos a Pittsburgh en el verano del
2007 despues de pasar 2 años destinado en Madrid implementando el
programa de excelencia operativa
Customer 1st en nuestras diferentes 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 consorcio Westinghouse - Shaw recibió el
contrato de Vogtle 3 y 4, el primero
en 34 años para construir una central nuclear en EEUU. Ese mismo
día comencé a desarrollar mi actual
posición de director de Ingeniería y
Ricardo Llovet en el emplazamiento de Vogtle. A la derecha la base de la contención (casi finalizada y lista para su
Suministro de Equipos para este proinstalación en la isla nuclear)
yecto que es un EPC (Engineering,
Procurement and Construction), es decir un “llave en mano”.
estar llevando a cabo una misión que ha sido un sueño para
Mi responsabilidad son las dos primeras partes (E y P). Basilas decenas y centenas de miles de excelentes profesionales
camente mi equipo es responsable de todo lo que sucede en el
que hemos mantenido viva la llama de la energía nuclear
proyecto aparte de la actividad en el emplazamiento.
durante tantos años y en tiempos tan difíciles, para traer a la
La planta es del modelo AP1000® con un diseño simplihumanidad la energía eléctrica que necesita. Francamente,
ficado, construcción modular y seguridad pasiva. Hemos inme siento muy afortunado, y pienso que lo único que puedo
vertido los primeros cuatro años del proyecto en alcanzar un
hacer es estar a la altura de las circunstancias, dedicar un
alto grado de finalización del diseño, la compra y fabricación
gran esfuerzo personal, y liderar mi equipo con un énfasis
de los equipos y componentes, la formación de un equipo
en el trabajo bien hecho y en el sentido de misión que todos
humano para ejecutar el proyecto, y el desarrollo del emcompartimos.
plazamiento. Dadas las características modulares del diseño,
hemos comenzado ya a ensamblar el Edificio de Contención
¿Cómo influyó el traslado en tu vida familiar?, ¿Cómo se ha
y una serie de módulos del Edificio Auxiliar. Nuestro cliente
desarrollado ésta en Pittsburgh?
recibió el permiso combinado de construcción y operación el
La familia se ha adaptado perfectamente. De hecho son tan
10 de febrero y, en estos momentos, acabamos de comenzar
americanos como españoles, hablan los dos idiomas, comen
la construcción de la losa de la isla nuclear y estamos preambas cocinas, y tienen muy claro que la doble nacionalidad
parando la instalación de la sección inferior del Edificio de
es una suma, no una contraposición. El mayor se siente más
Contención sobre esta.
español mientras que los pequeños son más americanos. Y
¿Qué representa para ti tener la oportunidad de participar en
mi mujer se encuentra encantada en su país de origen. Los
los inicios de un nuevo proyecto nuclear en Estados Unidos?
niños llevan cuatro años participando en talleres en español
en Carnegie Mellon. Sally representa en EEUU a las empreA veces reflexiono, como he llegado aquí. Y, como un essas de mis hermanos Tandem y Europa Plus y trae estudianpañol tiene esta responsabilidad en un proyecto tan transtes españoles a Pittsburgh, y capta estudiantes americanos
cendental para la industria nuclear en EEUU. Y lo pienso
para programas de español en Madrid.
sin orgullo, pero con un gran sentido de responsabilidad y de
Observando un tanque acumulador en fabricación en Mangiarotti con el representante
de SNC Mason Dove
¿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 aprendidas, Narcis Pellicer está preparando procedimientos de
arranque, Eva Cervantes lleva temas de dirección de operaciones, y su marido, Jorge Biaggini es el creador de sistemas informáticos que integran en el modelo 3D del reactor
AP1000® los diseños de todas nuestras compañías asociadas. 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 morriña 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 especial 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 engordando mi bolsa de conocimientos. Ahora, en este puesto,
En IBF con su director general, Roberto Cazzaniga, observando la línea de compensación del presionador.
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 juntos 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 telefónica, 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 componentes, 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 conocimiento 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, Empresarios Agrupados, Enusa, ENSA y Tecnatom que en su día
colaboraron desde España con nosotros en el desarrollo del
AP600, precursor de nuestro presente diseño.
LO NUCLEAR EN LOS MEDIOS
MEDIO
ASUNTO
RESUMEN
DESPUÉS DE FUKUSHIMA
Japón limita a cuarenta años la vida de sus centrales nucleares. Esta medida, que deberá ser aprobada por el Parlamento,
prevé prorrogar 20 años más el funcionamiento de las centrales nucleares en contadas excepciones y bajo rigurosas normas
de seguridad.
1 de febrero
INDUSTRIA GARANTIZA LAS AYUDAS AL
CARBÓN Y EL APOYO A GAROÑA
José Manuel Soria recordó que ya se han puesto en marcha decisiones para mantener la central nuclear de Santa María de Garoña hasta 2019.
2 de febrero
1.500 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 febrero
LA 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.
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.
LLODIO 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 oficial.
1 de febrero
4 de febrero
el correo
6 de febrero
5 de enero
Ferrovial y Técnicas se alían en las nucleares británicas. Tiene
como primer objetivo participar en la construcción de un reacNUEVO PLAN ATÓMICO EN EL REINO UNIDO tor para los grupos alemanes RWE y E.ON en Gales. Un ambicioso programa que ya ha movilizado a grandes grupos energéticos del continente, como a la española Iberdrola.
ENTREVISTA 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 solidarios”. “Una quita a las eléctricas ni me la imagino. Lo que se
debe, se debe”. “Las eléctricas de Unesa se están descapitalizando”.
LAS NUCLEARES ESPAÑOLAS PASAN
EXAMEN EN LUXEMBURGO
El Consejo Nacional de Seguridad presenta sus pruebas de resistencia. Las revisiones se realizan por un equipo de expertos
que componen tres grupos de trabajo. Este proceso está coordinado por un plenario que elaborará un informe que será remitido 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 febrero
ENRESA INFORMA A LOS MUNICIPIOS
SOBRE ELATC
Más de una cuarentena de representantes de municipios cercanos a Villar de Cañas (Cuenca), han asistido a una reunión
con la Empresa Nacional de Residuos (Enresa) para informarse de los detalles técnicos del proyecto del almacén temporal
centralizado (ATC) de residuos nucleares de alta actividad y
9 de febrero
EL SENADO TUMBA UNA MOCIÓN PARA EL
CIERRE NUCLEAR
La propuesta del PSOE suponía que, entre 2013 y 2028, debería cesar la actividad del parque nuclear español.
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 participada por Endesa e Iberdrola, solicitó su edificación en enero de
2010 y obtuviera los permisos correspondientes.
7 de febrero
7 de febrero
9 de febrero
14 de
febrero
Nadie quiere ser la solución del problema. Los distintos agenRECETAS PARA ACABAR CON EL DÉFICIT DE tes del sector eléctrico solo coinciden en que los ingresos por
TARIFA
CO2 deben sufragar los costes del sistema. Quita, tasas, ajuste
de primas y otros costes son algunas peticiones.
17 de
febrero
17 de
febrero
18 de
febrero
Prensa Nacional
19 de
febrero
19 de
febrero
21 de
febrero
Prensa Nacional
24 de
febrero
24 de
febrero
24 de
febrero
27 de
febrero
27 de
febrero
28 de
febrero
29 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 ambientales.
EL EJECUTIVO BARAJA LIMITAR LOS
PODERES DE LA CMT Y LA CNE
Con el objetivo de reducir su tamaño y simplificar sus estructuras, en un proceso en el que la Comisión Nacional de la Competencia (CNC) aparece como el gran supervisor de la actividad
empresarial. En el plan de adelgazamiento también se incluye
el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN),
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.
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.
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.
CASTILLA Y LEÓN GRAVARÁ CON UN
IMPUESTO A LA CENTRAL DE GAROÑA
La Junta espera recaudar 14 millones de euros por la actividad de la planta nuclear, tras la confirmación de que seguirá
abierta.
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 eléctricos, no solo las cinco grandes empresas del sector, financien
futuros déficits tarifarios y que el coste de las renovables se comparta entre “todos los sectores energéticos”, no solo el eléctrico.
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 entender que la medida iría destinada a reducir los windfall profits
de las centrales nucleares y las hidráulicas que tienen bajos costes pero cobran a precio de mercado.
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.
FORO NUCLEAR CONSIDERA QUE CON MÁS
TASAS PELIGRARÍA LA VIABILIDAD DE LAS
CENTRALES
La presidenta de Foro Nuclear, María Teresa Domínguez, considera que la energía nuclear no puede soportar más tasas porque
ya está “un poco en el límite” y se podría poner en riesgo la viabilidad económica de unas plantas que no están aún amortizadas.
ALMACÉN NUCLEAR DE EL CABRIL
El Cabril recibirá en breve los residuos de baja y media actividad procedentes del desmontaje del reactor de la central José
Cabrera.
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.
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.
I N I C I AT I VA S A R A Í Z D E F U K U S H I M A
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.
SITUACIÓN DE LA CENTRAL
ACCIDENTADA. ACTUACIONES
DE TEPCO Y DE INSTITUCIONES
JAPONESAS
El 17 de febrero de 2012, el Gobierno
japonés anunció que llevaría a cabo una
Conferencia Ministerial sobre Seguridad Nuclear en la prefectura de Fukushima, 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 nuclear en el mundo, ofreciendo una nueva oportunidad para compartir conocimientos en el ámbito de la comunidad
internacional y en particular sobre las
lecciones aprendidas del accidente, mejorar la transparencia y discutir el progreso de los esfuerzos internacionales
para la mejora de la seguridad nuclear,
entre los que se cuenta el correspondiente 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, mejorar la preparación y respuesta ante
emergencias, reforzar la eficacia de los
organismos reguladores nacionales y
de las organizaciones explotadoras, promover la investigación y la creación de
nuevas capacidades, reforzar el marco jurídico internacional y favorecer la
difusión de información y la transparencia. En particular, Yukiya Amano,
director general del OIEA ha enfatizado
la importancia de una mayor transparencia 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 Gobierno japonés, ha organizado un taller para
el estudio del catálogo técnico relativo
al desarrollo de equipos para la extracción de los restos de combustible, con
vistas al desmantelamiento de Fukushima 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-
dad internacional y fortalecer la colaboración 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 seguimiento de la radiación y muestreo de
aire, en la planta de recarga del edificio
del reactor de la Unidad 2 de Fukushima Daiichi, utilizando un nuevo robot
a control remoto (llamado Quince2).
Los resultados serán de utilidad para la
planificación y preparación de la descarga del combustible de la piscina de
Los operadores de las centrales nucleares 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 característica estándar de seguridad en los diseños de la Generación III. Los reactores
de agua en ebullición (BWR) normalmente 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 aprendidas 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 recientemente autorizadas. La primera requerirá
proteger mejor los equipos de seguridad
instalados después de los ataques del
11 de septiembre y obtener equipo adicional suficiente para el caso de eventos
extremos que afecten simultáneamente a
todos los reactores de un emplazamiento. La segunda instrucción va a requerir
que las plantas instalen instrumentación
para monitorizar el nivel y la temperatura 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 deben 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 información detallada para cada central, cuyo
contenido incluirá los siguientes temas:
volver a analizar los riesgos símicos y
debidos a inundaciones, evaluar la capacidad de los sistemas de comunicación
actuales para funcionar en condiciones
extremas y evaluar las necesidades de
la organización de respuesta a emergencias 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 refrigeración del núcleo, la refrigeración de la
piscina de combustible gastado y la protección 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 industria a adquirir un primer conjunto de
equipos portátiles para ubicarlos en los
emplazamientos antes del 31 de marzo,
desarrollando al respecto guías de implantación. Algunas compañías ya han
encargado o adquirido un buen número
de estos equipos adicionales para contingencias, que incluyen grandes generadores 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 proyectos de I+D para mejorar los mecanismos
de respuesta a emergencias de la plantas 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
DATOS
CENTRALES NUCLEARES
ESPAÑOLAS
Datos revisados según la Guía UNESA para IMEX
COFRENTES
ENDESA G. 36%,
IBERDROLA G. 53%, UFG 11%
ALMARAZ
Almaraz I
1.035,27 MW
Enero
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
Factor de carga o utilización %
Factor de operación
%
Paradas automáticas no programadas
Paradas automáticas programadas
Paradas no programadas
Paradas programadas
777.850
749.485
744
100,99
100
0
0
0
0
777.850
749.485
744
100,99
100
0
0
0
0
211.139.298
202.907.203
232.619,5
81,87
86,29
88
6
18
38
ENDESA G. 36%, IBERDROLA G. 53%, UFG 11%
Almaraz II
1.045 MW
Enero
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
779.432
754.971
744
100,30
100
0
0
0
0
779.432
754.971
744
100,30
100
0
0
0
0
206.181.344
198.829.955
222.809
86,61
89,76
69
6
22
31
- 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.
ENDESA G. 100%
ASCÓ
Ascó I
1.032,5 MW
Enero
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
774,540
742,223
744
100,83
100
0
0
0
0
774,540
742,223
744
100,83
100
0
0
0
0
201.293,982
193.026,434
213.832,91
82,48
85,68
91
5
19
26
ENDESA G. 85%, IBERDROLA G. 15%
Ascó II
1.027,2 MW
Enero
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
338,430
313,104
402,05
44,28
54,04
1
0
0
0
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
338,430
313,104
402,05
44,28
54,04
1
0
0
0
194.713.860
186.969.631
205.002,43
86,30
89,00
58
4
12
26
IBERDROLA G. 100%
1.092 MW
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
Sta. Mª DE GAROÑA
466 MW
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
789.517
758.382
744
97,18
100
0
0
0
0
789.517
758.382
744
97,18
100
0
0
0
0
211.516.896
203.698.420
212.976,39
86,24
88,62
96
7
11
31
NUCLENOR (ENDESA G. 50%,
IBERDROLA G. 50%)
Enero
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
347.995
332.581
744
100,37
100
0
0
0
0
347.995
332.581
744
100,37
100
0
0
0
0
129.803.381
123.604.423
294.613,24
78,32
82,13
149
9
62
58
UFG 34,5%, IBERDROLA G. 48%,
HC G. 15,5%, NUCLENOR 2%
TRILLO I
1.066 MW
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
VANDELLÓS II
Enero
Enero
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
787.980
739.596
744
99,35
100
0
0
0
0
787.980
739.596
744
99,35
100
0
0
0
0
189.484.801
177.403.330
182.066
85,90
87,67
11
18
27
32
ENDESA G. 72%, IBERDROLA G. 28%
1.087,14 MW
Producción bruta
MWh
Producción neta
MWh
Horas acoplado
h
%
Paradas programadas
Enero
Acumulado
en el año
Acumulado
a origen
805.822
774.108,40
744
99,63
100
0
0
0
0
805.822
774.108,40
744
99,63
100
0
0
0
0
179.041.386
171.110.054,28
177.537,57
80,96
83,90
46
0
25
25
Secciones FIJAS
LA JUNTA DIRECTIVA INFORMA
ASAMBLEA ORDINARIA DE SOCIOS Y NUEVO PROCESO
ELECTORAL
La candidatura oficial que se presentaba para ser proclamada en la Asamblea General de socios estaba compuesta por la actual Junta Directiva, con la inclusión de Roque
Luis Perezagua López en lugar de Jesús Sánchez ÁlvarezCampana, que no podía ser reelegido por haber cumplido
sus dos periodos bienales. El triste y repentino fallecimiento 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 Directiva, consistente en anular el proceso electoral iniciado
y abrir en el plazo más inmediato posible un nuevo proceso electoral completo para que se puedan presentar nuevas candidaturas, convocando, al final de este proceso, una
asamblea extraordinaria para proclamar la nueva Junta Directiva y manteniendo, mientras tanto, la Junta Directiva en
su estado actual, sin cubrir interinamente el cargo de vicepresidente.
Además de aprobar las cuentas de 2011 y el presupuesto de 2012, la asamblea, a propuesta de la Junta Directiva,
aprobó no subir las cuotas de socios para 2012 manteniendo 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 asamblea, se pueden consultar en el área restringida a socios de
nuestra web.
38a REUNIÓN ANUAL EN CÁCERES
La 38a Reunión Anual se va a celebrar del 17 al 19 de octubre en el Palacio de Congresos de Cáceres.
REGLAMENTO DE DISTINCIONES DE LA SNE
Como 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 distinciones 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 implantación de las ciencias y técnicas nucleares. El último distinguido fue José Dominguis, que recibió la medalla en Burgos.
• Se mantiene la Mención de Honor de la Sociedad (conocida 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 distinguido 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 operativas recibieron su diploma los dos primeros galardonados, 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 distinguir a personalidades o instituciones del mundo nuclear, nacionales o extranjeras, internacionalmente reconocidas y con una incuestionable aportación técnica,
mérito científico o labor en pro del uso pacífico de la
energía nuclear. También se podrá conceder a instituciones o empresas largamente vinculadas con la SNE y
que han apoyado sus actividades y colaborado con sus
fines.
DIPLOMAS SNE 2011
Los 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 Publicaciones) 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 extraordinaria 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 2011
La Comisión de Redacción de la Revista ha elegido los
artículos siguientes como merecedores de los premios “Nuclear España 2011”:
• Mejor artículo:
“El valor añadido de los simuladores réplica en la explotación de las centrales nucleares”, de Pedro A. Díaz Girón,
SECCIONES FIJAS
Norberto Rivero Moreno y Fernando Ortega Pascual. Publicado 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 noviembre de 2011.
WEB DE WIN ESPAÑA
A semejanza de la Sociedad Nuclear Española y de Jóvenes 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 Fukushima, 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 Nucleares consistente en tres conferencias sobre “El accidente de
la Central Nuclear de Fukushima Daiichi”. Las conferen-
cias, versarán sobre diversos aspectos asociados al propio accidente, su gestión y las acciones posteriores y serán 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 primera y tercera se van a celebrar en la sede del IIE, la segunda 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” impartida por Luis Enrique Herranz, director de la Unidad de
Investigación en Seguridad Nuclear del Ciemat, se celebró 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 discutió sobre la metodología resumiendo aquellos aspectos directamente relacionados con los accidentes severos que están suscitando mayor interés en la comunidad
científica.
JÓVENES NUCLEARES
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 organizado por Jóvenes Nucleares sobre la Experiencia en la Construcción de
Centrales Nucleares Españolas, que ha sido impartida por Jesús Fornieles
Reyes sobre “la Central
Nuclear de José Cabrera”
y ha supuesto un éxito absoluto de asistencia.
El 30 de junio de 1968
se hacía crítico por primera
vez el reactor de la central
nuclear de José Cabrera, conocida como Zorita. Con este hecho se inicia en España la industria nuclear al ser
la primera central que genera energía a partir del núcleo
del átomo de uranio.
Jesús Fornielles es ingeniero técnico industrial y licenciado en Sociología. Inició su carrera profesional
en 1970 en la central de
Zorita donde ocupó diversos puestos de responsabilidad: 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.
Noticias de ESPAÑA
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 (MINETUR) el dictamen correspondiente a la solicitud del
ministerio remitida el pasado mes de enero sobre la
Central Nuclear de Santa
Mª de Garoña, ante la eventualidad de modificación de
la Orden Ministerial de 2009
que fija el cese de la explotación de esta instalación el 6
de julio de 2013.
Este dictamen del CSN no
excluye y es independiente
del que deberá realizar el organismo regulador ante una
nueva petición de licencia
para la instalación. Tampoco prefigura en ningún caso
el sentido o el contenido del
informe que deberá realizarse sobre la licencia de la
central.
En el dictamen remitido al
MINETUR, el Consejo concluye que no existe ningún
impedimento, bajo el punto
de vista de la seguridad nuclear y de la protección radiológica, para que se lleve
a cabo la modificación de la
Orden Ministerial de 3 de ju-
lio de 2009, una vez analizada la experiencia operativa de la instalación y sus
resultados en el Sistema Integrado de Supervisión de
Centrales (SISC).
Del mismo modo, el escrito enumera las condiciones adicionales relativas a
la seguridad nuclear y a la
protección radiológica que
deben añadirse a la ya existentes en la autorización
vigente. Estas condiciones
son las siguientes:
• El titular de la central justificará al CSN, antes del
3 de julio de 2012, que
las actividades de vigilancia, inspección en servicio, mantenimiento y
gestión de vida realizadas
desde julio de 2009 se
corresponden con las establecidas para la renovación de la autorización de
explotación hasta 2019
y, en caso contrario, llevará a cabo las actividades no realizadas antes
de la finalización de la
presente autorización.
• El titular de la central revisará, antes del 3 de julio de 2012, los análisis
realizados considerando
un tiempo de explotación
hasta 2013, incluyendo
los análisis de experiencia operativa y de nueva
normativa realizados desde 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 definitivo de la explotación en
julio de 2013 y comunicará al CSN, antes de la
mencionada fecha, el resultado de dicha revisión.
• El titular de la central comunicará al CSN, antes
del 3 de julio de 2012,
aquellas actividades de
los programas de mejora
de la seguridad establecidos para la renovación de
la autorización de explotación hasta 2019 que no
se hayan llevado a cabo
antes de la finalización de
la presente autorización.
Asimismo, el dictamen recoge 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, reglamento de funcionamiento, especificaciones técnicas de funcionamiento
mejoradas, plan de emergencia interior, manual de
garantía de calidad, manual de protección radiológica, plan de gestión de
residuos radiactivos y combustible 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 probabilista de seguridad.
• Análisis del envejecimiento experimentado por los
componentes, sistemas y
estructuras de seguridad
de la central.
• Análisis de la experiencia acumulada de explotación durante el periodo
de vigencia de la autorización que se quiere renovar.
• Análisis de cumplimiento de los actuales límites
y condiciones asociados
a la Autorización hasta
2013, y cumplimiento de
las Instrucciones Técnicas complementarias asociadas.
• Programa de inversiones
y modificaciones de diseño asociadas a las mejoras
derivadas de las lecciones
aprendidas del accidente
de la central nuclear Fukushima Dai-ichi, recogidas en
el informe de las pruebas
de resistencia e instrucciones técnicas complementarias del CSN.
Adicionalmente, se considera necesario clarificar
que en caso de que el titular
presentara una nueva solicitud y sin prejuzgar el contenido del dictamen del CSN
sobre la misma, el Consejo
exigiría, en todo caso, que
se realicen las modificaciones de diseño requeridas en
el informe aprobado el 5 de
junio de 2009 (que fueron
excluidas al limitarse el período de la autorización a
cuatro años).
Fuente: CSN
Noticias del MUNDO
UNIÓN EUROPEA
LAS PEER REVIEWS
‘AUMENTARÁN LA
CONFIANZA DEL PÚBLICO’
El proceso de peer review
para las pruebas de resistencia nuclear europeas deberían aumentar la confianza 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 FORATOM, con sede en Bruselas.
En una reunión pública del Grupo Europeo de
Reguladores de Seguridad
Nuclear celebrada en Bruselas, Jean-Pol Poncelet
dijo que los informes nacionales de las pruebas de
resistencia han confirmado
el nivel de seguridad de las
centrales nucleares, y que
se evaluarán en mayor profundidad las medidas dirigidas a aumentar la robustez 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 terremotos y las inundaciones,
que provocaron una pérdida
de las funciones de seguridad en Fukushima-Daiichi,
pero que las revisiones deben 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 ámbito de seguridad, y debe
ser prioritario el análisis
de cómo reaccionan los seres humanos en una emergencia. Dijo que se deben
poner en marcha medidas
para la gestión de accidentes severos (GAS), proporcionando así un margen de
protección adicional para
el público y el medio ambiente.
El Sr. Poncelet es anterior vice primer ministro,
ministro de defensa y ministro de energía del gobierno Belga.
OIEA
EL EQUIPO DE REVISIÓN DE
SEGURIDAD DEL OIEA CELEBRA
REUNIONES EN JAPÓN
Una misión del Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), enviada a Japón para revisar el
proceso de evaluación de
seguridad utilizada en ese
país para las centrales nucleares existentes, llegó
a Tokio para una visita de
nueve días.
Según el OIEA, el equipo de 10 miembros celebró
“reuniones abiertas” con
altos responsables del regulador nuclear, la Agencia
Japonesa de Seguridad Nuclear 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 Seguridad 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 naciones a “acometer cuanto antes una evaluación nacional
del diseño de las centrales
nucleares contra peligros naturales extremos”.
NISA también ha elaborado un método para evaluar
SECCIONES FIJAS
la seguridad de las centrales nucleares. La misión del
OIEA revisará dicho método
y presentará sus conclusiones y recomendaciones a
NISA.
JAPÓN
LA ÚLTIMA PARADA DEJA
SOLO CUATRO UNIDADES
JAPONESAS CONECTADAS A
LA RED
Tokyo Electric Power
Company (TEPCO) ha cerrado otro reactor para inspecciones rutinarias, dejando en operación comercial
solo cuatro de las 54 unidades de reactor del país.
Según el Foro Industrial
Atómico de Japón (JAIF),
la unidad parada es la unidad 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 metropolitana de Tokio. Todas las
siete unidades de la central
son BWR.
Todas las unidades nucleares de Tepco en la Prefectura de Fukushima están
desconectadas de la red, y
será necesario realizar unas
comprobaciones de seguridad obligatorias antes de
reanudar su operación, dijo
el JAIF.
En el mes de julio de
2011, JAIF advirtió que se
pondría en peligro el crecimiento económico de Japón
si no se vuelvan a arrancar
pronto las unidades nucleares que están desconectadas de la red.
FRANCIA
ACUERDOS 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 acuerdos, juntos con otros celebrados por terceros en
relación con la seguridad,
ingeniería e I+D, le permitirán 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 inversión para finales del
presente año, representa
“una inversión masiva en
infraestructura británica
y unas oportunidades sin
precedentes para la cadena de suministro en Francia y el Reino Unido”, dice 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 entendimiento con Areva
en relación con la entrega del sistema de suministro de vapor nuclear y
los sistemas centrales de
instrumentación y control para el proyecto de
Hinkley Point C;
• Una inversión de 15 millones de libras para establecer un centro de
formación nacional de
categoría mundial en asociación con Bridgwater
College en Somerset.
El acuerdo con Kier BAM
representa el primer gran
contrato de construcción
para los trabajos preliminares en Hinkley Point C,
el emplazamiento de las
primeras dos centrales nucleares previstas por EDF
Energy. Se prevén que comiencen las actividades
iniciales relacionadas con
estos trabajos esta primavera, ha dicho EDF.
En la misma cumbre,
Areva firmó un acuerdo con
Rolls Royce para la fabricación de componentes complejos 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 Royce suministrará equipos y
servicios técnicos y de ingeniería, “con un valor previsto de 100 millones de
libras”, para la primera de
las unidades. En el acuerdo, se prevé que se produzcan “valores similares de
trabajo” para los EPR posteriores en el Reino Unido,
dice el comunicado.
EDF, a través de su filial
británica EDF Energy y conjuntamente con su socio,
la empresa eléctrica británica Centrica, tiene previsto construir dos EPR en
Hinkley Point y otros dos
en el emplazamiento de Sizewell en Suffolk.
Areva ha dicho que, aparte de ser seleccionado para 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 construcción de dos EPR.
ESPAÑA
ENSA ESPAÑOLA HA
FIRMADO CONTRATOS DE
COMPONENTES VALORADOS
EN 120 MILLONES DE EUROS
El suministrador español
de componentes para centrales nucleares Ensa ha
firmado dos contratos valorados en un total de 120
millones de euros, para el
suministro de once generadores de vapor de sustitución para reactores de
agua a presión en Francia
y los EEUU.
Bajo el primer contrato
con Westinghouse, se suministrarán tres generadores de vapor y una tapa
de la vasija a presión del
reactor para la central nuclear de Beaver Valley de
dos unidades, situada en
el estado de Pennsylvania.
La entrega de los componentes está prevista para 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 para el año 2016. Ensa no
ha revelado a que centrales nucleares irán destinadas los generadores, pero
sí dijo que son para unas
unidades de 1.300 megavatios.
Según ENSA, los generadores permitirán la ampliación de la vida de las
centrales nucleares en 20
años.
La compañía ha afirmado que, tras la firma de los
dos contratos, su cartera
de pedidos contiene trabajos valorados en casi un
millón de horas-hombre,
el nivel más alto jamás registrado en la compañía.
ESTADOS UNIDOS
EL REGULADOR DA
LUZ VERDE A LOS
PRIMEROS REACTORES
ESTADOUNIDENSES EN MÁS
DE 30 AÑOS
La Comisión de Regulación Nuclear (NRC) de los
EEUU ha autorizado los
primeros reactores nucleares nuevos en América en
más de tres décadas.
La comisión ha anunciado
que había aprobado el plan
presentado por Southern
Company para la construcción de dos reactores
AP1000 de Westinghouse
en el emplazamiento nuclear de Vogtle, situado en
el estado de Georgia. Es posible que los reactores puedan entrar en operación comercial 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 parcial en la central nuclear de
Three Mile Island en el estado de Pennsylvania.
Según la NRC, esperaba poder otorgar los permisos combinados de construcción y operación (COL)
dentro de 10 días laborables. Los inspectores de
construcción de la NRC
han estado en el emplazamiento de Vogtle desde el
mes de abril de 2010, analizando las actividades llevadas 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 diseño 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 tiene incorporados sistemas
de seguridad pasivos que
podrían enfriar el reactor
después de un accidente
sin necesidad de electricidad ni intervención humana.
Southern Nuclear es la
empresa operadora de las
dos unidades nucleares
existentes de Plant Vogtle, 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 perteneciente a Alabama Power y
situada en el estado de Alabama.
Publicaciones
UNESA PRESENTA EL LIBRO
LA SITUACIÓN ECONÓMICOFINANCIERA DE LA
ACTIVIDAD ELÉCTRICA EN
ESPAÑA: 1998-2010
El presidente de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA),
Eduardo Montes, ha presentado la tercera edición
del libro La situación económico-financiera de la actividad 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 elaboración han participado,
como asesores, KPMG, Ernst & Young y Price Waterhouse Coopers.
El objetivo de esta publicación es analizar la realidad de la situación económico-financiera de las
actividades eléctricas realizadas en España por las
empresas asociadas en
UNESA, así como describir
algunos elementos regulatorios relevantes del sector
eléctrico y sus consecuencias económicas.
Desde la liberación del
sector en 1998, las empresas de UNESA han experimentado una notable
evolución en la organización de sus actividades. De
dedicarse exclusivamente
a la operación de actividades eléctricas en España,
han llegado a ser empresas globales con una fuerte presencia internacional.
Así, mientras que en 1998
las actividades en España
aportaban el 93% de la cifra de negocio consolidada
de las empresas de UNESA,
en el año 2010 apenas representan el 35%. No obstante, a menudo se confunde la actividad eléctrica
que llevan a cabo en España las empresas asociadas
en UNESA con la actividad
global realizada por los grupos empresariales en todo
el mundo.
Otro de los aspectos que
presenta el libro es el relacionado con la rentabilidad
de las actividades eléctricas en España, que según
se refiere en el informe ha
sido inferior tanto a la de
las actividades internacionales como a la de las ac-
tividades no eléctricas en
nuestro país. Concretamente, la rentabilidad obtenida
por las empresas de UNESA
por la explotación de sus recursos en España ha sido en
2010 del 4,5%, cifra inferior a la tasa de coste promedio de los capitales utilizados en su financiación,
que ha sido del 6,3%. Se
produce así una destrucción de valor, que dificulta seriamente su capacidad
de atracción de los recursos
necesarios para la financiación de sus actividades.
La actividad de comercialización y de distribución, el
coste de suministro y la tarifa eléctrica, la presión fiscal
del suministro de electricidad y la eficacia y productividad son otros temas que
aborda el documento.
In memorian
CARLOS VÉLEZ OCÓN
Era conocido de todos los
de la JEN e íntimo amigo de
Manolo López Rodríguez.
Tuvo una distinguida carrera
en México y el OIEA. Juntamente con Juan Eibenshutz (muy conocido del CSN)
impulsó la energía nuclear
en México desde el principio. Efectivamente era español 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. Durante muchos años fue Director
del Departamento de Energía Nuclear en el OIEA y hacía muchos viajes a nuestro
país por su condición de español. En una ocasión, años
80, dio un ciclo de conferencias muy interesantes a los
alumnos de Doctorado sobre
las normas que el OIEA estaba entonces desarrollando
en la serie NUSS, antecesora del trabajo actual.
ÍNDICE DE ANUNCIANTES
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
Carlos Vélez

Descargar el número 326 - Febrero de 2012

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NÚCLEO - Grupo de Física Nuclear