 |
| Construcción de la Central nuclear Vogtle, Estados Unidos. Los costes aumentaron de los previstos 14 mil millones de dólares a unos 29 mil millones de dólares estadounidenses estimados en 2017. Foto: AP. |
El
lobby nuclear ha estado varios décadas posicionándose como un
remedio contra el cambio climático, pero esta fuente de energía
demuestra poseer graves problemas en la actualidad: emisiones en todo
su ciclo, grandes gastos para aumentar su aportación energética,
riesgo de accidentes y problemas en la gestión de residuos, entre
otros.
por
Cristina Rois
Viene
de la primera parte.
Nuclear,
¿en renacimiento?
En
el mundo, a fecha de diciembre de 2019, hay 449 reactores en
operación, otras 178 con fecha de cierre permanente, que significa
que el propietario ha declarado oficialmente que la planta se retira
de la operación comercial y se cierra sin ninguna intención de
reiniciar la unidad. No es lo mismo que desmanteladas, sólo hay 19
centrales desmanteladas [World Nuclear Industry Status Report 2019,
https://www.worldnuclearreport.org/-World-Nuclear-Industry-Status-Report-2019-.html].
En construcción hay 53 plantas. La mayor parte en Asia, la zona de
Oriente Medio y Europa del Este. China representa la mayoría de las
centrales nucleares nuevas durante las últimas dos décadas
[Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA)
https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx].
Por
otra parte, la flota nuclear mundial está envejeciendo. La mayoría
de las centrales están en Estados Unidos, con una media de edad de 39 años, y
en la Unión Europea, con 35, una edad muy cercana a los 40 años de
funcionamiento para el que se diseñaron.
¿Por
qué no se renuevan más centrales si la electricidad nuclear es tan
rentable y beneficiosa como siempre defendieron sus propietarios?
Porque esa rentabilidad no era cierta, y el desarrollo de la energía
nuclear estaba ligado a razones de política, estrategia militar,
etc. En un mercado eléctrico cada vez más liberalizado desde la
década de 1990, donde prima la rentabilidad, hay pocos incentivos
para la inversión privada en centrales nucleares. Las nuevas
construcciones se han dejado a sistemas ajenos al mercado, como son
las potencias nucleares de China y Rusia.
Un
interesante y reciente informe del Organismo Internacional de Energía
Atómica reconoce que los principales obstáculos se relacionan con
la magnitud de la inversión, requieren miles de millones de dólares
en inversiones iniciales. Y con los largos plazos de entrega, el
riesgo de problemas de construcción, demoras y sobrecostos y la
posibilidad de cambios futuros en la política o en el sistema
eléctrico en sí. La nuclear no es competitiva en un entorno de
reducción de precios de la electricidad (impulsados por las
renovables) y de sistema de mercado. Necesita que los gobiernos la
cuiden: un marco de financiación atractivo, que los procesos de
licenciamiento no generen demoras, apoyar diseños innovadores de
reactores nuevos, proteger y desarrollar el capital humano...
Hay
quien habla del "renacimiento de la energía nuclear", pero
los hechos son tozudos: de las 53 centrales en construcción, 47 son
propiedad de empresas estatales y 6 de los proyectos en manos
privadas están sujetos a una regulación de precios, que reduce los
riesgos para los inversores [High-Priced and Dangerous: Nuclear Power
Is Not an Option for the Climate-Friendly Energy Mix, July 24, 2019,
DIW Berlin - Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e. V.
https://www.diw.de/de/diw_01.c.670590.de/publikationen/weekly_reports/2019_30/high_priced_and_dangerous_nuclear_power_is_not_an_option_for_the_climate_friendly_energy_mix.html].
Las
construcciones en países occidentales están enfrentando retrasos y
serios problemas financieros. Los casos más conocidos son:
-
La central nuclear de Olkiluoto-3, en Finlandia: la construcción
comenzó en 2005, ha aumentado sus costes de la estimación original
de 3 mil millones € a más de 11 mil millones €. Es de tecnología
y construcción francesa.
-
Flammaville-3, en Francia: comenzó su construcción en 2008. El
coste proyectado del reactor asciende por ahora a 12.400 millones €,
aproximadamente cuatro veces la estimación original. Espera cargar
combustible a fines de 2022, pero deberá cambiar la vasija del
reactor en 2024 por exigencia del regulador [“EDF ready to replace
Flamanville reactor cover by 2024”, October 9, 2019
https://www.reuters.com/article/us-edf-flamanville-cover/edf-ready-to-replace-flamanville-reactor-cover-by-2024-idUSKBN1WO2B4].
Un problema de calidad de materiales que afecta también a otras
centrales.
-
Hinkley Point C, Reino Unido: iniciada en 2016. El coste de construir
la primera nueva central nuclear británica en una generación ha
aumentado en 3.400 millones € y la factura total podría ser más
de 26.015 millones € [Hinkley Point nuclear plant building costs
rise by up to £2.9bn The Guardian, 25 Sep19,
https://www.theguardian.com/uk-news/2019/sep/25/hinkley-point-nuclear-plant-to-run-29m-over-budget].
Se proyecta que entre en operación en 2025.
Estos
tres proyectos son realizados por Electricité de France. En 2017,
EDF se hizo cargo de la mayoría del negocio de construcción de
reactores de la empresa Areva, con graves problemas financieros y
técnicos, en una reestructuración patrocinada por el gobierno
francés (el estado francés posee el 84 % de las acciones de EDF). El
negocio de reactores se llama Framatome. La deuda neta de EDF a
finales de 2018 era de 70 000 millones de euros
[https://en.wikipedia.org/wiki/%C3%89lectricit%C3%A9_de_France#Status_of_EDF].
En
Estados Unidos la situación no es mucho mejor.
-
Virgil C Summer, Virginia: comenzado en 2013. El proyecto
inicialmente de de 9 mil millones $ fue cancelado en julio de 2017
por la duplicación de costes. Completar la construcción podría
haber costado en última instancia más de 23 mil millones $. Los
clientes han pagado 2 mil millones $ por los reactores como parte de
sus facturas mensuales de electricidad [The failed V.C. Summer
nuclear project: A timeline, By Alex Crees , 10/11/19
https://www.chooseenergy.com/news/article/failed-v-c-summer-nuclear-project-timeline/].
-
Vogtle 3 y 4, Georgia: arranca en 2013. Son los últimos reactores en
construcción en EEUU. Los costes aumentaron de los previstos 14 mil
millones de dólares a unos 29 mil millones de dólares
estadounidenses estimados en 2017. No se espera que comience a
funcionar antes de 2021/22 [More Delays Likely for Vogtle Nuclear
Plant, Georgia Regulator Says, 1 Agosto 2019,
https://www.greentechmedia.com/articles/read/georgia-utility-regulator-more-delays-likely-for-vogtle-nuclear-plant].
Estos sobrecostes son una de las principales razones de la pérdida
de 6200 millones de dólares de la empresa Westinghouse (propiedad de
Toshiba) y de su solicitud de protección por bancarrota en marzo de
2017. La tecnología de Westinghouse es la base de aproximadamente la
mitad de las plantas nucleares operativas del mundo.
Como
se comprueba con los datos presentados, los periodos de construcción
son muy largos, alrededor de una década. Esto es un factor que
descalifica a las nuevas nucleares de la lucha contra el cambio
climático. Porque en los próximos diez años las emisiones tienen
que reducirse fuertemente (la UE plantea un objetivo de disminuirlas
en un 40 %) y las nuevas plantas estarán causando emisiones por su
construcción. Sencillamente no llegan a tiempo.
En
realidad, la principal opción de la industria nuclear es el
alargamiento de la vida de las centrales más allá de la vida de
diseño. Es una opción atractiva para las empresas porque las
plantas están prácticamente amortizadas, el beneficio es más alto.
Pero también aumenta el riesgo por el envejecimiento del
equipamiento. La autoridad regulatoria de cada estado es la que ha de
evaluar las modificaciones técnicas necesarias para que se pueda
autorizar el funcionamiento. Y esto podría implicar una cuantiosa
inversión económica. Pero puede resultarles rentable: en los
Estados Unidos, ya hay noventa reactores que han renovado sus
licencias de operación de 40 a 60 años. Y tanto la industria como
el regulador están dispuestos a estudiar la autorización hasta los
80 años. Es difícil creer que esto no implique un aumento del
riesgo.
En
España, estamos en un momento importante: el próximo año 2020,
tres reactores necesitan renovar permiso: Almaraz 1, que cumple
cuarenta años en 2021; Almaraz 2 y Ascó 1, que los cumplen en 2023.
El siguiente año, 2021, otros tres: Cofrentes, Ascó 2 y Vandellos
2, se harán cuarentones en el 2024-25 y 27 respectivamente. En 2028,
llega a los cuarenta la central de Trillo.
Las
empresas nucleares españolas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) han
alcanzado un acuerdo (no oficializado y no irreversible) sobre el
alargamiento de vida de sus centrales. Su intención es mantenerlas
funcionando de 45 a 48 años, dependiendo de la instalación. Con lo
que se cerrarían entre 2027 y 2035, casi a razón de una por año.
En
los próximos dos años se verá si el preceptivo informe del Consejo
de Seguridad Nuclear, que es vinculante si es denegatorio y también
en cuanto a las condiciones que establece para la concesión de la
autorización, les impone o no costosas modificaciones que puedan
torcer los planes de las empresas.
Nuclear
¿el respaldo de las renovables?
Las
fuentes renovables que hoy pueden competir en precio con las fósiles
son intermitentes por naturaleza: eólica y solar fotovoltaica
dependen del viento y el sol. Para complementarlas se requieren otras
contribuciones de generación. Se suele llamar a esto potencia de
respaldo. Tiene que ser una tecnología capaz de ajustarse rápido a
las variaciones de la producción renovable, es decir, que pueda
arrancar y cambiar su potencia con rapidez y seguridad.
La
nuclear se postula como el complemento de un sistema eléctrico
renovable… pero se ha demostrado que no puede serlo, porque las
centrales nucleares españolas son poco gestionables. No se
diseñaron para ser flexibles en potencia, si no para participar en
una proporción casi fija y ser la “potencia de base” del sistema
eléctrico. A medida que se han desplegado aerogeneradores y la
eólica contribuye tanto como la nuclear (en 2018 un 19 % frente a un
20 % nuclear), han aparecido conflictos entre ambos tipos de
generación que se han saldado con desconexión de parques, puesto
que no puede verterse a la red más energía de la que se consume en
tiempo real y no se dispone de suficientes medios de almacenamiento
masivo de electricidad.
Esta
situación surge cuando sopla mucho el viento y es baja la demanda,
por ejemplo, por la noche (o en semana santa). La producción eólica
es prácticamente suficiente para satisfacer la demanda, y el
operador del sistema Red Eléctrica de España (REE) ordena a las
centrales de carbón y gas que puedan estar operando, que bajen
potencia al mínimo para que no haya sobrecargas en el sistema. Pero
esto no puede exigirse a las centrales nucleares porque sus tiempos
de respuesta son más lentos y es un procedimiento más arriesgado.
La modulación de potencia nuclear no es suficiente ni adecuada para
complementar a las renovables. Y estas salen perdiendo.
Como
ejemplo puede citarse el caso de marzo de 2013, una semana santa de
borrasca, con abundantes lluvias que obligaron a desembalsar pantanos
y una mayor producción de la estimada con carbón y ciclos
combinados en determinadas zonas. Red Eléctrica recurrió a los
recortes a la eólica para garantizar el equilibrio del sistema
eléctrico en todo momento. El día más complejo fue el Viernes
Santo (29 Marzo), en el que se recortó la generación eólica en 150
GWh (el equivalente al 30 % del consumo eléctrico del día), lo que
supuso unas pérdidas para el sector de 12,18 millones de euros
[Millones de kWh limpios perdidos por culpa de la nuclear, Energías
Renovables, 2 de abril de 2013 https://www.energias-renovables.com/eolica/millones-de-kwh-limpios-perdidos-por-culpa-20130402/pagpos/2/].
Red
Eléctrica lleva desde el año 2008 pidiendo paradas a los
aerogeneradores en situaciones de baja demanda y oferta alta. En el
futuro esta situación se agravará porque la potencia renovable va a
continuar creciendo, pues el objetivo del Plan Nacional Integrado de
Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) para 2030 es de alcanzar un 74 %
de la generación eléctrica con renovables. La única solución es
cerrar las centrales nucleares, aprovechar la potencia de ciclos
combinados que ya existen como tecnología de respaldo, aumentar los
embalses de bombeo, fomentar las renovables gestionables y aprovechar
los avances en el almacenamiento de energía.
Continúa
en la tercera parte.
Fuente:
Cristina Rois, Por qué la energía nuclear no sirve para frenar el cambio climático II, 3 febrero 2020, El Salto Diario.
No hay comentarios:
Publicar un comentario