GESTIÓN DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR USADO. RECICLADO VS. ALMACENAMIENTO DEFINITIVO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR. ESTUDIO DEL CASO ESPAÑA.

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1 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL GESTIÓN DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR USADO. RECICLADO VS. ALMACENAMIENTO DEFINITIVO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR. ESTUDIO DEL CASO ESPAÑA. Autor: Ainhoa Villar Lejarreta Director: Yolanda Moratilla Soria Madrid Mayo, 2013

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3 AUTORIZACIÓN PARA LA DIGITALIZACIÓN, DEPÓSITO Y DIVULGACIÓN EN ACCESO ABIERTO (RESTRINGIDO) DE DOCUMENTACIÓN 1º. Declaración de la autoría y acreditación de la misma. El autor Dña. Ainhoa Villar Lejarreta, como alumna de la UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS (COMILLAS), DECLARA que es el titular de los derechos de propiedad intelectual, objeto de la presente cesión, en relación con la obra Proyecto Fin de Carrera Gestión del Combustible Nuclear Usado. Reciclado vs. Almacenamiento Definitivo del Combustible Nuclear. Estudio del Caso España 1, que ésta es una obra original, y que ostenta la condición de autor en el sentido que otorga la Ley de Propiedad Intelectual como titular único o cotitular de la obra. En caso de ser cotitular, el autor (firmante) declara asimismo que cuenta con el consentimiento de los restantes titulares para hacer la presente cesión. En caso de previa cesión a terceros de derechos de explotación de la obra, el autor declara que tiene la oportuna autorización de dichos titulares de derechos a los fines de esta cesión o bien que retiene la facultad de ceder estos derechos en la forma prevista en la presente cesión y así lo acredita. 2º. Objeto y fines de la cesión. Con el fin de dar la máxima difusión a la obra citada a través del Repositorio institucional de la Universidad y hacer posible su utilización de forma libre y gratuita ( con las limitaciones que más adelante se detallan) por todos los usuarios del repositorio y del portal e ciencia, el autor CEDE a la Universidad Pontificia Comillas de forma gratuita y no exclusiva, por el máximo plazo legal y con ámbito universal, los derechos de digitalización, de archivo, de reproducción, de distribución, de comunicación pública, incluido el derecho de puesta a disposición electrónica, tal y como se describen en la Ley de Propiedad Intelectual. El derecho de transformación se cede a los únicos efectos de lo dispuesto en la letra (a) del apartado siguiente. 3º. Condiciones de la cesión. Sin perjuicio de la titularidad de la obra, que sigue correspondiendo a su autor, la cesión de derechos contemplada en esta licencia, el repositorio institucional podrá: 1 Especificar si es una tesis doctoral, proyecto fin de carrera, proyecto fin de Máster o cualquier otro trabajo que deba ser objeto de evaluación académica 1

4 (a) Transformarla para adaptarla a cualquier tecnología susceptible de incorporarla a internet; realizar adaptaciones para hacer posible la utilización de la obra en formatos electrónicos, así como incorporar metadatos para realizar el registro de la obra e incorporar marcas de agua o cualquier otro sistema de seguridad o de protección. (b) Reproducirla en un soporte digital para su incorporación a una base de datos electrónica, incluyendo el derecho de reproducir y almacenar la obra en servidores, a los efectos de garantizar su seguridad, conservación y preservar el formato.. (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo abierto institucional, accesible de modo libre y gratuito a través de internet. 2 (d) Distribuir copias electrónicas de la obra a los usuarios en un soporte digital. 3 4º. Derechos del autor. El autor, en tanto que titular de una obra que cede con carácter no exclusivo a la Universidad por medio de su registro en el Repositorio Institucional tiene derecho a: a) A que la Universidad identifique claramente su nombre como el autor o propietario de los derechos del documento. b) Comunicar y dar publicidad a la obra en la versión que ceda y en otras posteriores a través de cualquier medio. c) Solicitar la retirada de la obra del repositorio por causa justificada. A tal fin deberá ponerse en contacto con el vicerrector/a de investigación (curiarte@rec.upcomillas.es). d) Autorizar expresamente a COMILLAS para, en su caso, realizar los trámites necesarios para la obtención del ISBN. d) Recibir notificación fehaciente de cualquier reclamación que puedan formular terceras personas en relación con la obra y, en particular, de reclamaciones relativas a los derechos de propiedad intelectual sobre ella. 2 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría redactado en los siguientes términos: (c) Comunicarla y ponerla a disposición del público a través de un archivo institucional, accesible de modo restringido, en los términos previstos en el Reglamento del Repositorio Institucional 3 En el supuesto de que el autor opte por el acceso restringido, este apartado quedaría eliminado. 2

5 5º. Deberes del autor. El autor se compromete a: a) Garantizar que el compromiso que adquiere mediante el presente escrito no infringe ningún derecho de terceros, ya sean de propiedad industrial, intelectual o cualquier otro. b) Garantizar que el contenido de las obras no atenta contra los derechos al honor, a la intimidad y a la imagen de terceros. c) Asumir toda reclamación o responsabilidad, incluyendo las indemnizaciones por daños, que pudieran ejercitarse contra la Universidad por terceros que vieran infringidos sus derechos e intereses a causa de la cesión. d) Asumir la responsabilidad en el caso de que las instituciones fueran condenadas por infracción de derechos derivada de las obras objeto de la cesión. 6º. Fines y funcionamiento del Repositorio Institucional. La obra se pondrá a disposición de los usuarios para que hagan de ella un uso justo y respetuoso con los derechos del autor, según lo permitido por la legislación aplicable, y con fines de estudio, investigación, o cualquier otro fin lícito. Con dicha finalidad, la Universidad asume los siguientes deberes y se reserva las siguientes facultades: a) Deberes del repositorio Institucional: La Universidad informará a los usuarios del archivo sobre los usos permitidos, y no garantiza ni asume responsabilidad alguna por otras formas en que los usuarios hagan un uso posterior de las obras no conforme con la legislación vigente. El uso posterior, más allá de la copia privada, requerirá que se cite la fuente y se reconozca la autoría, que no se obtenga beneficio comercial, y que no se realicen obras derivadas. La Universidad no revisará el contenido de las obras, que en todo caso permanecerá bajo la responsabilidad exclusiva del autor y no estará obligada a ejercitar acciones legales en nombre del autor en el supuesto de infracciones a derechos de propiedad intelectual derivados del depósito y archivo de las obras. El autor renuncia a cualquier reclamación frente a la Universidad por las formas no ajustadas a la legislación vigente en que los usuarios hagan uso de las obras. La Universidad adoptará las medidas necesarias para la preservación de la obra en un futuro. b) Derechos que se reserva el Repositorio institucional respecto de las obras en él registradas: 3

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9 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL GESTIÓN DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR USADO. RECICLADO VS. ALMACENAMIENTO DEFINITIVO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR. ESTUDIO DEL CASO ESPAÑA. Autor: Ainhoa Villar Lejarreta Director: Yolanda Moratilla Soria Madrid Mayo, 2013

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11 Resumen GESTIÓN DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR USADO. RECICLADO VS. ALMACENAMIENTO DEFINITIVO DEL COMBUSTIBLE NUCLEAR. ESTUDIO DEL CASO ESPAÑA. Autor: Villar Lejarreta, Ainhoa. Director: Moratilla Soria, Yolanda. Entidad Colaboradora: ICAI Universidad Pontificia Comillas. RESUMEN DEL PROYECTO 1. Introducción El presente proyecto tiene como objetivo realizar un estudio comparativo de la viabilidad económica y su aplicación al caso español de los dos principales tipos de ciclos de gestión del combustible nuclear usado: el Ciclo Abierto y el Ciclo Cerrado. Sin duda, la energía nuclear es una fuente energética que permite el abastecimiento de electricidad de una forma constante y con precios estables y conocidos. Otras formas de energía como las renovables no garantizan, hoy por hoy, la estabilidad de la red pues están condicionadas a variables externas al sistema. Por otra parte, el petróleo sufre continua especulación y fluctuaciones en sus precios. El gran tema pendiente de la energía nuclear, sin embargo, es el de dar una solución definitiva a la gestión del combustible usado. En ningún país hasta ahora se ha adoptado una decisión irrevocable en lo que al tratamiento de los residuos radiactivos se refiere. Sin embargo, existen dos posturas claramente diferenciadas y enfrentadas en el tratamiento del combustible usado adoptadas entre los países nucleares. Las opiniones se dividen entre el ciclo abierto y el ciclo cerrado. El ciclo abierto consiste en considerar el combustible usado como residuo radiactivo de alta actividad. Una vez extraído del reactor nuclear, el proceso consiste en el almacenamiento previo en las piscinas de las centrales nucleares. Posteriormente se traslada a un almacenamiento temporal centralizado (ATC) a la espera de su almacenamiento definitivo, en el llamado AGP (Almacén Geológico Profundo).

12 Resumen El ciclo cerrado, en cambio, opta por reutilizar parcialmente el combustible gastado mediante el reprocesado, recuperando así el uranio y el plutonio que aún contienen materia con potencial energético. De esta forma se cierra el ciclo del combustible. El resto de componentes desechables del combustible usado se almacenan temporalmente a la espera de su almacenamiento definitivo en el AGP al igual que en el ciclo abierto. La motivación del proyecto surge de la necesidad de dar solución a una cuestión compleja y de gran impacto social, como es la gestión de los residuos radiactivos, en un contexto en el que todos los países de una forma u otra están inmersos, y donde aspectos tan importantes como la sostenibilidad y uso óptimo de los recursos cobran significativa relevancia, así como el desarrollo de la futura tecnología y la incertidumbre del coste que rodea a la gestión del combustible en ciclo abierto. 2. Metodología El estudio económico realizado consta de dos partes. La primera parte consiste en un análisis del coste total de la gestión completa del combustible nuclear para cada alternativa: Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado. Para ello, se toma como punto de partida una metodología desarrollada por el MIT, la cual se modifica para introducir las características específicas del caso español. En esta parte, y para cada alternativa de gestión, se calculan los costes de los procesos de inicio y final del ciclo de combustible, obteniéndose finalmente el coste total unitario, en /kg de combustible fresco introducido en el reactor, que supondría gestionar el combustible en Ciclo Abierto y en Ciclo Cerrado. Con la metodología empleada se pretende realizar una comparación equitativa de ambos ciclos de gestión y de sus tecnologías asociadas. Los costes tenidos en cuenta para el cálculo del coste unitario total de gestión del Ciclo Abierto son el coste del uranio natural, los procesos de conversión y enriquecimiento del mineral, así como la fabricación del combustible UOX y el almacenamiento temporal del combustible UOX usado. En el caso del Ciclo Cerrado se considera, además de los del Ciclo Abierto, el coste de reprocesamiento del combustible UOX usado, los costes de fabricación del combustible MOX a partir del Plutonio obtenido del reprocesamiento y el coste del

13 Resumen almacenamiento temporal de los RAA derivados del reprocesado y del MOX usado una vez extraído del segundo reactor. No se tiene en cuenta el coste de almacenamiento geológico profundo de los residuos en ninguno de los ciclos ya que este coste introduce un elevado grado de incertidumbre y se incurrirá en él a muy largo plazo y fuera del marco temporal del estudio. En la segunda parte del estudio económico se realiza el análisis de viabilidad económica específico para España para un horizonte temporal que comprende los años 2013 a En el escenario nuclear español se deben tener en cuenta una serie de factores determinantes para el estudio de las dos estrategias. Estos factores son: La vida útil de las centrales nucleares programada hasta la fecha. El historial de combustible UOX usado almacenado temporalmente en las piscinas de dichas centrales El proyecto del Almacén Temporal Centralizado (ATC) La entrada en vigor en 2013 de la Ley de Medidas Fiscales en Materia Medioambiental y Sostenibilidad Energética Se toma como referencia el año 2013 puesto que coincide con la entrada en vigor de la Ley de Medidas Fiscales en Materia Medioambiental y Sostenibilidad Energética, a partir de la cual deberán considerarse unas cargas fiscales anuales, que este estudio calcula, en concepto de producción y almacenamiento de residuos nucleares. Dado que la regulación energética vigente únicamente contempla la situación actual del Ciclo Abierto, se asumen una serie de hipótesis para la imposición tributaria en el Ciclo Cerrado de forma que el cálculo de las imposiciones fiscales sea lo más equitativo posible en ambos ciclos. Por otro lado, el estudio abarcará hasta el año 2028 dado que éste es el último año de operación de las dos últimas centrales nucleares españolas según el cronograma programado por Enresa. En la estrategia de gestión para el Ciclo Cerrado se ha supuesto un escenario en el que la totalidad de las centrales nucleares emplearán combustible MOX a partir del año 2018 hasta el cierre de cada una de ellas, utilizándose combustible UOX convencional desde el año 2013 hasta el 2017 incluido. El combustible MOX empleado se obtiene a

14 Resumen partir del reprocesamiento del combustible UOX usado almacenado a fecha de diciembre de Una vez realizados los cálculos correspondientes a las dos partes del estudio, se evalúa en conjunto el coste global de gestión de cada alternativa con las cargas fiscales correspondientes para así determinar qué ciclo de combustible resulta más económico en el escenario nuclear español con las hipótesis planteadas. 3. Resultados Como resultado previo, en el caso del Ciclo Cerrado se ha identificado el siguiente aspecto: La cantidad de combustible UOX usado a fecha de 31 de diciembre de 2012 es de 4194 Tn y cubre sobradamente la demanda de MOX durante los diez años de reciclaje ( ). En este supuesto existiría un sobrante de 1367,7 Tn de combustible UOX usado actualmente almacenado en las piscinas. En resumen, con el 67,4 % del combustible UOX almacenado actualmente en las piscinas se cubriría la demanda de MOX necesaria durante Finalmente, los principales resultados son los siguientes: 1. El coste total de gestión del combustible resulta un 15,7% superior en Ciclo Cerrado que en Ciclo Abierto. En la Tabla a se recogen los resultados de ambos ciclos. CICLO ABIERTO CICLO CERRADO % de Δcoste Coste total de gestión 2601,1 3010,1 15,7 ($ 2013 /kguox) Tabla a. Comparación de costes entre Ciclos 2. El coste total debido a las cargas fiscales para el periodo resulta un 229% mayor en el caso del Ciclo Abierto, tal y como se indica en la Tabla b siguiente: Cargas fiscales totales (M 2013 ) CICLO ABIERTO CICLO CERRADO % de Δcargas fiscales 9781,3 2971,7 229 Tabla b. Cargas fiscales totales en Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado en

15 Resumen 4. Conclusiones Del análisis de sensibilidad se han obtenido las siguientes conclusiones: 1. En un rango de hasta doble del precio nominal del uranio, este parámetro no resulta un factor relevante en la elección de un ciclo u otro, puesto que la diferencia relativa entre los costes de ambos ciclos es prácticamente constante. Se tendría que alcanzar un valor muy superior al del mercado actual para igualar costes en ambos ciclos. 2. De los diferentes análisis de sensibilidad realizados (precio del uranio, costes de reciclado, costes de almacenamiento y tasa de descuento) los costes de reciclado son los que mayor sensibilidad presentan en la diferencia relativa de los costes entre ambos ciclos. Las conclusiones obtenidas para el caso español son las siguientes: 1. Sin considerar la legislación vigente, la tecnología asociada al Ciclo Cerrado actualmente es más costosa (en un 15,7% más). Sin embargo, se considera que una diferencia de entre un % entre los costes totales de ambos ciclos no es significativa teniendo en cuenta los grados de incertidumbre existentes, así como la no inclusión de los costes asociados a un AGP para ambas alternativas. 2. Al considerar la Ley de Medidas Fiscales en Materia Medioambiental y Sostenibilidad Energética recientemente entrada en vigor, 1 de enero de 2013, y que grava la gestión de los residuos con respecto a su generación y almacenamiento, el Ciclo Cerrado resulta más económicamente competitivo con unos costes totales anuales menores que los del Ciclo Abierto. Por otra parte, de los dos resultados anteriores se confirma, también como conclusión adicional, que una política energética en un sentido u otro, con primas o cargas fiscales, puede tener un impacto importante sobre una tecnología concreta. Además, al margen del estudio comparativo en sí mismo y a la vista del impacto tan importante que suponen estas cargas fiscales, todo parece indicar que, aun admitiendo que la tecnología ha de gravarse en función del grado de contaminación o residuos que produce, dichas cargas son excesivas, lo que podría estar en línea con las decisiones recientes tomadas en diciembre de 2012 por la CN Garoña de adelantar su cierre definitivo y de CN Almaraz de alargar el tiempo de recarga.

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17 Executive Summary SPENT NUCLEAR FUEL MANAGEMENT. RECYCLING VS. DIRECT DISPOSAL OF SPENT NUCLEAR FUEL. SPANISH STUDY CASE. Author: Villar Lejarreta, Ainhoa. Supervisor: Moratilla Soria, Yolanda. Collaborating Entity: ICAI Comillas Pontifical University EXECUTIVE SUMMARY 1. Introduction The aim of this Project is to carry out a comparative economic feasibility assessment of the main two nuclear spent fuel management cycles currently in use in the nuclear industry in order to evaluate its applicability to the Spanish scenario. Certainly, nuclear energy nowadays allows a constant covering of the electricity demand with stable and known prices while other forms of energy such as renewables cannot ensure, at present, the stability of the power system. Furthermore, petroleum suffers from continuous speculation and price fluctuations. However, the main concern in relation to nuclear energy lies in providing an ultimate solution to nuclear spent fuel. No irrevocable decision has been made yet in any nuclear country regarding the final treatment given to radioactive waste but there are two main streams currently put into practice in the industry. Nuclear spent fuel policies vary between the Once-Through Cycle (direct disposal) and the Twice- Through Cycle (reprocessing and recycling). The Once-Through Cycle consists of considering the spent nuclear fuel as a high level waste which must be disposed of. The process is the following: Once unloaded from the nuclear reactor the spent fuel must be temporarily kept in the nuclear power plants pools to subsequently shift it to an interim storage facility called a Centralised Temporary Storage (CTS). After years of cooling down, the irradiated fuel will be eventually relocated in a Geological Disposal Facility (GDF).

18 Executive Summary The Twice-Through Cycle, on the contrary, opts to make use of the still potential energy which remains in the spent fuel by reprocessing it and recovering the useful materials: uranium and plutonium. By doing this, the cycle is closed. The remaining disposable components of the spent fuel are stored in a temporary storage facility while awaiting its final shipment to a geological repository in a similar way to the Once-Through Cycle. The motivation of developing this Project arises from the concern to solve a complex social issue, as is the management of radioactive waste, in a context in which all countries in one way or another are involved, and where key aspects such as sustainability and optimal use of resources, along with the development of future technology and uncertainty costs surrounding fuel management in the Once-Through Cycle gain relevance. 2. Methodology The economic assessment consists of two parts. The first part of the study develops a cost analysis of the complete nuclear fuel management cycle for each option: Once- Through Cycle and Twice-Through Cycle. A methodology developed by the MIT is chosen as a starting point to carry out this cost analysis. It is then modified to take into account the specific features of the Spanish scenario. For each management option, the front-end and back-end costs involved in the cycle are calculated as a previous result of the total management unit cost, in /kg of fresh fuel introduced in the nuclear reactor. The methodology used ensures that a fair economical comparison is being carried out between the two management options. In the case of the Once-Through Cycle, the costs considered in the total unit management cost calculation are the natural uranium purchase, conversion and enrichment cost processes, as well as UOX fuel fabrication costs and interim storage costs of used fuel. In the Twice-Through Cycle, apart from the above mentioned, additional costs such as spent fuel reprocessing, new MOX fuel fabrication and interim storage of high level waste and spent MOX fuel are taken into account.

19 Executive Summary Geological repository costs are not considered in any of the studied management cycles as this cost is surrounded by high uncertainties, and falls outside the study s framework. The second part of the study carries out the specific economic feasibility assessment of the Spanish case. The timeframe considered in the study covers the years from 2013 until In the nuclear Spanish scenario some key factors must be taken into account when studying both management options. These are: The nuclear power plants planned lifetime The spent fuel legacy currently stored in the nuclear power plants pools The project for the Centralised Temporary Storage (CTS) The entry into force, in 2013, of the Taxation Measures Law on Environmental and Energy Sustainability Matters Year 2013 is taken as the reference year as it matches the entry into force of the new law regarding fiscal measures on energy sustainability issues. Following the enactment of this legislation a set of fiscal charges should be considered in production and storage of high level radioactive waste. Since the existing legislation only contemplates today s Spanish situation with the Once-Through Cycle, a number of assumptions regarding taxation purposes are made in order to make the fiscal charges calculation as equitable as possible in both management options. The study covers up to year 2028 as it is the last operational year of the two last Spanish nuclear power plants according to Enresa s nuclear power plants timeline. In the Twice-Through Cycle management strategy, the scenario assumed is one in which the entire nuclear park would start using MOX fuel from 2018 on, using conventional UOX fuel from 2013 until 2017 inclusive. The MOX fuel used is obtained from reprocessing the spent UOX fuel stored to date (December 2012). Once the corresponding calculations of both parts of the assessment are made, an evaluation of the overall management cost is performed with the purpose of determining the most economically competitive management cycle in the Spanish scenario with the hypotheses raised.

20 Executive Summary 3. Results As a previous result, in the Twice-Through Cycle option the following key aspect has been identified: The total quantity of UOX spent fuel stored to date 31 st December 2012 amounts to 4194 Tn and allows covering the full demand of MOX fuel for the ten consecutive years of recycling nuclear fuel ( ). On this assumption, there would be a surplus of 1367,7 Tn of UOX spent fuel currently stored in the nuclear power plants pools. In short, the required quantity of MOX fuel for period would be covered with 67,4% of UOX spent fuel available today in the pools. Finally, the main overall results are the following: 1. The total nuclear fuel cycle management cost turns out to be 15,7% higher in the Twice-Through Cycle than in the Once-Through Cycle. Table a shows the results of both management cycles: ONCE-THROUGH CYCLE TWICE-THROUGH CYCLE % Δcost Total management cost ( 2013 /kguox) 2601,1 3010,1 15,7 Table a. Cost comparison between Cycles 2. The total cost due to fiscal charges during period results in 229% greater in the Once-Through Cycle, as it can be seen in Table b: ONCE-THROUGH CYCLE TWICE-THROUGH CYCLE % de Δfiscal charges Total fiscal charges 9781,3 2971,7 229 (M 2013 ) Table b. Total fiscal charges for the Once-Through Cycle and the Twice-Through Cycle in

21 Resumen 4. Conclusions From the sensitivity analysis the following conclusions can be drawn: 1. Within a range of up to double the nominal uranium price, this parameter is not a driving factor when choosing one cycle over the other as the relative cost difference between both cycles remains almost constant. A very high uranium price would have to be reached in order to make the Twice-Through Cycle economically competitive. 2. Among the different sensitivity analysis performed (uranium price, recycling costs, storage costs and discount rate), recycling costs show the highest sensitivity to the relative cost difference between both cycles. The conclusions drawn from the economic assessment applied to the Spanish case are: 1. Regardless of the existing legislation, the current technology associated with the Twice-Through Cycle has a higher cost, a 15,7% greater. However, a difference of around 10-15% between the total management costs of both cycles is considered to be acceptable noting the degree of uncertainty involved, as well as the exclusion of the costs related to the geological repository for both alternatives. 2. When considering the Taxation Measures Law on Environmental and Energy Sustainability Matters recently entered into force, January 1st 2013, and which taxes the production and storage of radioactive waste, the Twice-Through Cycle turns out to be more economically competitive with lower total annual costs than the Once-Through Cycle. Furthermore, from the results mentioned above it can be verified, as an additional conclusion, that energy policies with either premiums or fiscal charges can have an important impact on a specific technology. Moreover, regardless of the comparative study itself and given the noteworthy influence these fiscal charges represent in the global result, everything suggests that, even accepting that technology has to be taxed according to the degree of pollution or waste produced, these charges appear to be excessive. This could be in line with recent decisions taken in December 2012 by Garoña NPP to plan its final shutdown several months in advance and Almaraz NPP s attempt to extend its outage time.

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23 Índice INDICE INDICE...I 1. INTRODUCCIÓN Introducción General Estado de la Cuestión. Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado Motivación del Proyecto Objetivos del Proyecto Metodología del trabajo REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE Situación actual internacional Generalidades Alemania Canadá Corea del Sur EEUU Francia India Japón Reino Unido Rusia Suecia & Finlandia Resumen de la situación de los Países Conclusiones extraídas de las tendencias actuales de los Países EL CASO ESPAÑA. ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS DOS ALTERNATIVAS Introducción Estructura del estudio económico Parte I. Metodología de costes..38 I

24 Índice Definición del Coste Normalizado de Generación de Electricidad (LCOE) Definición del LCOE en el Ciclo Abierto Definición del LCOE en el Ciclo Cerrado Coste unitario total de gestión del ciclo de combustible Parametrización de costes Implementación en Ciclo Abierto Implementación en Ciclo Cerrado El precio de las materias reprocesadas Parte II. Estrategia de actuación en la gestión del combustible español y cálculo de impuestos Particularidades del parque nuclear español Cargas fiscales consideradas en Ciclo Abierto Cargas fiscales consideradas en Ciclo Cerrado EL CASO ESPAÑA. ANÁLISIS DE RESULTADOS Parte I. Resultados de la metodología de costes Ciclo Abierto. Caso base Ciclo Cerrado. Caso base Análisis comparativo de resultados Análisis de sensibilidad Precio del uranio Costes de reciclado Coste de almacenamiento temporal Tasa de descuento Parte II. Resultados de las cargas fiscales Cargas fiscales en Ciclo Abierto Cargas fiscales en Ciclo Cerrado Resultados globales CONCLUSIONES Conclusiones previas del estudio general Conclusiones sobre los resultados del caso español Posibles futuros estudios complementarios 99 II

25 Índice 6. BIBLIOGRAFÍA.100 ANEXOS Anexo A: LEGADO DE COMBUSTIBLE GASTADO Y PREVISIÓN DE GENERACIÓN DEL MISMO A.1 Legado de combustible nuclear español... A-1 A.2 Previsión de generación de combustible gastado en Ciclo Abierto..A-2 A.3 Previsión de generación de combustible gastado en Ciclo Cerrado.A-4 Anexo B: ANTEPROYECTO DE LEY DE MEDIDAS FISCALES EN MATERIA MEDIOAMBIENTAL Y SOSTENIBILIDAD ENERGÉTICA Anexo C: TABLAS CON LOS CÁLCULOS DE LOS IMPUESTOS ANUALES C.1 Cargas fiscales consideradas en Ciclo Abierto.....C-1 C.2 Cargas fiscales consideradas en Ciclo Cerrado C-6 III

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27 1 Introducción

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29 Introducción 1.1 Introducción General INTRODUCCIÓN Sin duda alguna la energía nuclear es una fuente energética que permite el abastecimiento de electricidad de una forma constante y con precios estables y conocidos. Otras formas de energía como las renovables no garantizan, hoy por hoy, la estabilidad de la red pues están condicionadas a variables externas al sistema. Por otra parte, el petróleo sufre continua especulación y fluctuaciones en sus precios. Además, la energía nuclear contribuye significativamente a la reducción de las emisiones contaminantes y reduce la dependencia exterior. El 15% de la electricidad mundial es de origen nuclear. Este porcentaje podría incrementarse ya que se encuentran en construcción 65 unidades más en países como Japón, Rusia, Corea del Sur, Finlandia y Francia, a los que se unen países emergentes como China, India y Bulgaria. El ya tan conocido cambio climático, así como el aumento de la demanda de electricidad y del precio del crudo han motivado que responsables de diversos países consideren como imprescindible la continuidad de la energía nuclear, a pesar del deterioro de imagen que haya podido sufrir este tipo de energía entre la población tras el accidente de Fukushima en Japón en En el caso de España, en el año 2011 los ocho reactores españoles en operación produjeron el 19,64% de la electricidad que consumimos, siendo la segunda fuente de energía que más electricidad ha aportado y la que más horas ha operado. Las centrales nucleares españolas son esenciales para el buen funcionamiento del sistema eléctrico español garantizando la estabilidad de la red eléctrica española. El gran tema pendiente, sobre el cual los expertos en el tema están trabajando, es el de dar una solución definitiva a la gestión del combustible nuclear usado ya que, además, es un tema de gran sensibilidad social. En ningún país hasta ahora se ha adoptado una decisión irrevocable en lo que al tratamiento de los residuos radiactivos se refiere. Sin 1

30 Introducción embargo, existen dos posturas claramente diferenciadas y enfrentadas en el tratamiento del combustible usado adoptadas entre los países nucleares. Las opiniones se dividen entre el ciclo abierto y el ciclo cerrado. 2

31 Introducción 1.2 Estado de la Cuestión. Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado. Como bien se ha mencionado en el apartado anterior, existen dos tipos de ciclo del combustible nuclear usado: el ciclo abierto y el ciclo cerrado. El ciclo abierto consiste en considerar el combustible gastado como residuo radiactivo de alta actividad. Una vez extraído del reactor nuclear, el proceso consiste en el almacenamiento previo en las piscinas de las centrales nucleares. Posteriormente se traslada a un almacenamiento temporal centralizado (ATC) a la espera de su almacenamiento definitivo, en el llamado AGP (Almacén Geológico Profundo). Ciclo abierto: Figura 1.1 Esquema del Ciclo Abierto [BCG-06] El ciclo cerrado, en cambio, opta por reutilizar parcialmente el combustible gastado mediante el reprocesado, recuperando así el uranio y el plutonio que aún contienen materia con potencial energético. De esta forma se cierra el ciclo del combustible. El resto de componentes desechables del combustible usado se almacenan temporalmente a la espera de su almacenamiento definitivo al igual que en el ciclo abierto. Como aclaración a los dos tipos de ciclos de gestión expuestos, se incluyen dos esquemas del proceso en las Figuras 1.1 y 1.2 extraídas del informe Economic 3

32 Introducción Assessment Of Used Nuclear Fuel Management In The United States realizado por The Boston Consulting Group en Ciclo cerrado: Figura 1.2 Esquema del Ciclo Cerrado [BCG-06] A lo largo de los últimos 40 años, durante los cuales la generación de energía nuclear ha ido asentándose en el mundo industrializado, algunos países, entre los que destaca Francia, se decantaron por la opción del ciclo cerrado mientras que la mayoría de los países optaron por la postura del ciclo abierto. En la actualidad, algunos de estos últimos países están reconsiderando la alternativa del reprocesado, es el caso de EEUU entre otros. Además de estas dos posturas, hay que destacar la investigación que se está llevando a cabo en el campo de la transmutación de los residuos radiactivos. La transmutación es el proceso por el cual se extraen del combustible usado los isótopos de alta actividad y se transforman en otros de vida más corta o incluso en isótopos no radiactivos. Mediante este proceso se generarían menores cantidades de residuos de alta actividad. Esta vía está en proceso de investigación y no está disponible aún a escala industrial. 4

33 Introducción La posición de España es la de considerar el combustible usado como un residuo radiactivo una vez extraído del reactor nuclear. Sin embargo, actualmente no se descarta la posibilidad del reprocesado. De hecho, hace ya algunos años parte del combustible de la central nuclear de Vandellós I se enviaron a reprocesar a una planta de reprocesado en Francia. Además, las actividades de ENRESA, como responsable de la gestión de los residuos, en relación con el AGP se han prácticamente paralizado por el momento. El combustible usado español, al igual que en el resto de países, se almacena en las piscinas de las propias centrales nucleares, aunque en el caso español su destino inminente es el de un Almacén Temporal Centralizado (ATC), que ya fue aprobado en diciembre del 2011 y que se encuentra en su fase inicial de diseño y de próxima construcción. El accidente de Fukushima ha mostrado que el almacenamiento del combustible en las piscinas tiene riesgos de importancia ante posibles eventos. Por ello, el ATC resolvería esta situación. 5

34 Introducción 1.3 Motivación del Proyecto La motivación del proyecto surge de la necesidad de dar solución a una cuestión compleja y de gran impacto social, como es la gestión de los residuos radiactivos, en un contexto en el que todos los países de una forma u otra están inmersos, y donde tres aspectos cobran significativa relevancia. a) Sostenibilidad del uso de recursos Vivimos en una sociedad profundamente industrializada, donde el continuo progreso y la gran demanda de todo tipo de recursos está a la orden del día, por lo que se extiende cada vez más la idea de la limitación de dichos recursos y por consiguiente la preocupación por optimizar el uso de los recursos naturales. Los recursos energéticos son en este caso una piedra angular de esta preocupación. En este sentido no parece razonable despreciar un material, el combustible usado, sin antes haberle extraído su todavía alto contenido energético. Es por eso que los esfuerzos de investigación para evaluar su viabilidad técnica y económica parecen más que razonables. El combustible usado una vez extraído del reactor sigue conteniendo entre un 94-96% de elementos reutilizables y 4% de productos de fisión. Históricamente, la mayoría de los países eligieron no reutilizar este recurso energético, pero actualmente la alternativa de ciclo cerrado se está reconsiderando en muchos países por los beneficios que aporta en lo que al aprovechamiento de recursos naturales y optimización de la gestión de residuos se refiere. b) Futuro desarrollo de la tecnología El desarrollo de la tecnología es un factor importante que debe tenerse en cuenta en la decisión estratégica de qué hacer con el combustible nuclear usado. Puede obligar a posponer durante las próximas décadas la decisión de considerar el combustible usado como residuo, ya que se pudiera demostrar con claridad que la gestión del reprocesado sea económicamente más conveniente. 6

35 Introducción c) Incertidumbre del coste del ciclo abierto En la actualidad, existe un rango de incertidumbre muy amplio en el coste total de la gestión del combustible usado sin reciclado. Resulta imposible de conocer a día de hoy puesto que no hay ningún país en el que ya se haya iniciado el proceso de almacenamiento definitivo de los residuos en un AGP. Los costes del ciclo cerrado, en cambio, son estables y conocidos, lo que reduce incertidumbres sobre el coste del ciclo del combustible. A nivel industrial esta opción se está llevando a cabo en Francia, donde apuestan fielmente por el reprocesado del combustible gastado. Basado en los tres aspectos anteriores y en el caso español, el futuro Almacén Temporal Centralizado (ATC) se considera un paso importante dado por los policymakers que dará a España la flexibilidad para elegir el destino final del combustible nuclear usado de las centrales españolas, entre ciclo abierto y ciclo cerrado. En este contexto, el análisis económico de ambas opciones cobra una creciente importancia, ya que la diferencia entre los costes de ambas alternativas será un factor crucial para elegir. 7

36 Introducción 1.4 Objetivos del Proyecto El proyecto pretende realizar un estudio comparativo desde el punto de vista económico de las dos opciones de gestión del combustible usado presentadas: el ciclo abierto y el ciclo cerrado. Se pretende analizar exhaustivamente los costes de todos los componentes que entran en juego en cada una de las opciones con el fin de aportar unos fundamentos que faciliten la toma de decisiones en un futuro sobre su gestión. Numerosa literatura técnica actual expresa que reciclar supone una opción sostenible, que reduce substancialmente el volumen real de los residuos finales que deben ser almacenados. La experiencia industrial demuestra que esto puede lograrse de una forma rentable, compatible con la no proliferación, con la optimización de los recursos y responsable con el medio ambiente. Es decir, esta literatura actual dice que: Reciclar ahorraría hasta un alto porcentaje (~ 25%) del uranio natural Reciclar promovería la independencia energética gracias al plutonio recuperado y al uranio reciclado reprocesado en combustibles MOX y ERU, respectivamente y, contribuye al control del precio del combustible Reciclar optimizaría la eliminación de residuos finales comparado con el almacenamiento directo (ciclo abierto) del combustible nuclear usado al reducir la radiotoxicidad, en un factor de 10, el volumen de residuos en un factor de 5 y la carga térmica. Reciclar ayudaría a mejorar la aceptación pública al responder a las inquietudes de los ciudadanos sobre las existencias de combustible nuclear usado. Reciclar fortalecería la no proliferación al disminuir la acumulación y hacer que los residuos finales no estén sujetos a ninguna salvaguarda de la IAEA como resultado de la eliminación del plutonio 8

37 Introducción Reciclar no encarecería la energía nuclear, ya que el coste del reciclado es inferior al 6% del coste por kwh. Este estudio pretende profundizar y contrastar los puntos anteriormente citados. En particular y en un contexto español, el estudio hará un análisis de la viabilidad económica de la potencial implementación del reprocesado del combustible de las centrales españolas utilizando un estudio comparativo del uso de ambas alternativas. 9

38 Introducción 1.5 Metodología de trabajo Numerosos países han realizado en los últimos años estudios sobre el impacto técnico y económico que suponen las dos alternativas. En concreto, en EEUU se están realizando investigaciones y evaluaciones técnicas sobre una posible reconsideración del uso de Yucca Mountain como almacén definitivo de combustible usado en ciclo abierto y la consideración del reprocesado como alternativa. Así lo pone de manifiesto el informe Economic Assessment Of Used Nuclear Fuel Management In The United States realizado por The Boston Consulting Group en 2006 [BCG-06]. En este informe, para la comparativa económica de las dos estrategias de gestión del combustible nuclear usado en el caso de Estados Unidos, se utilizan dos métodos de cálculo de costes: el método del coste unitario y el método del coste neto total. Mediante el método del coste unitario se calcula el coste por kilogramo de combustible usado, sin tener en cuenta el legado de combustible ya existente, que supondría, por una parte, reciclar todo el combustible extraído del reactor, y por el contrario, gestionarlo en ciclo abierto. El método del coste neto total tiene en consideración el legado de combustible ya existente y busca obtener, desde el punto de vista específico americano, el coste total de todas las inversiones necesarias durante el ciclo de gestión del combustible, incluyendo el coste de construcción y operación de la planta de reciclado en el caso del reprocesado (ciclo cerrado) y el coste de construcción y operación del Almacén Geológico Profundo (AGP) en ambas alternativas de gestión. Inicialmente el informe de The Boston Consulting Group de 2006 se tomó como punto de partida para este estudio pero finalmente se completó en gran medida por el documento A methodology for calculating the levelized cost of electricity in nuclear power systems with fuel recycling [MIT-11]. Finalmente en este estudio se utiliza la metodología del modelo económico expuesto en dicho documento. En capítulos posteriores se desarrolla la metodología empleada así como las consideraciones específicas para el caso Español. 10

39 2 Revisión del Estado del Arte

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41 Revisión del Estado del Arte 2. REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE 2.1 Situación Actual Internacional En este capítulo se describe la situación de la gestión del combustible usado en los principales países con un importante sector nuclear y se identifican las políticas que estos países llevan a cabo en relación con sus estrategias de considerar el combustible gastado para su almacenamiento final ó realizar el reprocesamiento del mismo para su reutilización Generalidades Actualmente cada año se descargan de los reactores nucleares alrededor de thm de combustible usado y se estima que en 2010 este ritmo aumente hasta thm. A principios de 2004 la cantidad total acumulada de combustible usado en el mundo estaba próxima a thm de los cuales thm era reprocesado y la capacidad de reprocesamiento era alrededor de 5550 toneladas por año. Las estimaciones realizadas en el 2004 indicaban que la cantidad acumulada generada para el año 2010 estaría próxima a thm y un incremento porcentual similar de la cantidad de combustible reprocesado. Para el año 2020, cuando la mayoría de los actuales reactores nucleares en operación, estén próximos al final de sus licencias de operación, la cantidad total acumulada de combustible usado será aproximadamente thm [IAEA08]. Existen actualmente en el mundo tres tipos principales de Centrales Nucleares. Las más comunes son las que disponen de reactores de agua ligera (light-water reactors, LWRs) que usan agua como moderador (que modera los neutrones en las reacciones neutrónicas que tienen lugar) y como refrigerante en la extracción del calor producido. Los reactores LWRs pueden ser de dos tipos, Reactores de Agua a Presión (Pressurized Water Reactors, PWRs) donde el agua se mantiene a altas presiones para evitar la ebullición y su conversión en vapor, y los Reactores de Agua en Ebullición (Boiling Water Reactors, BWRs), donde el agua entra en ebullición y pasa a vapor. 11

42 Revisión del Estado del Arte El segundo tipo más común de reactor en operación hoy en día es el Reactor de Agua Pesada Presurizada (Pressurized Heavy Water Reactor, PHWR), conocido como CANDU (Canadian Natural Uranium Deuterium), que usa agua pesada, óxido de deuterio, en lugar de agua normal. El tercer tipo de reactor usa grafito como moderador y agua ligera (RBMK) ó dióxido de carbono como refrigerante (Gas- Cooled Reactor, GCR ó Magnox). La Figura 1.1 muestra la evolución en el tiempo del número de reactores instalados en el mundo y la capacidad de generación nuclear en GW. Figura 1.1 Capacidad mundial instalada de generación nuclear y número de reactores ( ). Fuente: NEA Un reactor moderno tiene una capacidad de aproximadamente 1 GWe. De acuerdo a la International Atomic Energy Agency, IAEA, hay una potencia instalada de 331 GWe de LWRs, 23 GWe de PHWRs, and 19 GWe de reactores moderados por grafito [IPFM11]. La cantidad de combustible descargado de una central nuclear depende del grado quemado, burn-up, del combustible y del calor generado por unidad de masa de 12

43 Revisión del Estado del Arte combustible. La Tabla 1.1 siguiente muestra la cantidad aproximada de combustible gastado que se descargaría por año de un reactor de 1 GWe de cada uno de los tres reactores más comunes [IPFM11]. Tipo reactor Grado de quemado típico (GWd/tHM) Descarga anual de combustible usado (Tn) LWR (light-water moderated) CANDU (heavy-water moderated) RBMK (graphite moderated) Tabla 1.1 Descarga anual de combustible usado de los tres tipos de reactores más comunes [IPFM11]. Como ya se ha indicado se generan anualmente 10,500 Tn de combustible usado. De esta cantidad, 8,500 Tn se almacenan en almacenes temporales centralizados ó en los propios emplazamientos de las centrales nucleares y aproximadamente se reprocesan 2,000 Tn. La Figura 1.2 muestra las principales plantas de reprocesamiento existentes que se describen con más detalle en las secciones siguientes. Figura 1.2 Principales plantas de reprocesado de combustible usado. Fuente: NEA Por otra parte, cada país se encuentra en una situación diferente en relación con y en función de: 13

44 Revisión del Estado del Arte Estrategia de su mix energético y política energética, situación actual y previsiones futuras sobre generación eléctrica nuclear y su compromiso para la reducción de las emisiones de gas de efecto invernadero, Disponibilidad de recursos de materiales fisibles, Número de centrales nucleares, tipo de reactores y tecnologías usadas en la gestión del ciclo de combustible, Inventario de materiales radiactivos y prácticas de gestión de residuos, Capacidad de la formación geológica candidata elegida ó potencial para almacenamiento final, Apoyo de la opinión pública. Estas consideraciones antes mencionadas llevan a los países a establecer una estrategia que en principio podría identificarse como: Almacenamiento definitivo ó Ciclo Abierto ( Direct Disposal or Once-Through Fuel Cycle ) Almacenamiento Temporal ó Esperar y Ver Opciones Reprocesado y Reciclado (ó Ciclo Cerrado) Se podría decir que hay cinco consideraciones críticas en relación con la estrategia para el Ciclo Cerrado que habría que desarrollar y mejorar: Conservación de los recursos naturales, Optimización de la gestión de los residuos y de las condiciones de almacenamiento final, Minimización del impacto medioambiental Economía del ciclo de combustible Impedimentos a la proliferación En relación con la economía del combustible y el aprovechamiento de los recursos, la Figura 1.3 muestra los porcentajes teóricamente aprovechables de uranio y plutonio en un elemento de combustible usado. 14

45 Revisión del Estado del Arte Figura 1.3 Composición y reprocesado del combustible usado. Fuente: NEA Según la bibliografía existente [IAEA08], el reprocesado y reciclado del plutonio para la fabricación y uso de MOX en los reactores de agua ligera, ofrece las siguientes ventajas: Mejora los recursos de materiales fisiles hasta un 25% Produce una reducción del volumen a acondicionar y empaquetar de los residuos a almacenar gracias a la extracción de uranio y plutonio. Disminuye a largo plazo la radio-toxicidad del residuo final. Una representación de una cápsula típica de los residuos finales vitrificados de alta actividad que se obtienen del reprocesado se muestra en la Figura

46 Revisión del Estado del Arte Figura 1.4 Una cápsula típica de RAA vitrificados derivados del reprocesado. Fuente: NEA Los métodos de separación innovadores actualmente en desarrollo permitirían también la extracción de actínidos como el americio y neptunio y por tanto permitiría optimizar la utilización de los materiales fisibles y aliviar las restricciones de calor en el almacén final. Además, el reprocesado podría mejorar el diseño y la capacidad del almacenamiento geológico profundo ya que éste depende de: Decaimiento de liberación de calor y por tanto del tiempo de enfriamiento de los residuos acondicionados en bultos, Radiotoxicidad a largo plazo del residuo Rápida movilización y fácil transporte de los radio-elementos en caso de pérdida de confinamiento y ruptura de las barreras que aíslan los bultos. También el impacto medioambiental a largo plazo en el almacenamiento final podría mejorar ya que depende de: 16

47 Revisión del Estado del Arte El inventariado de los radionúclidos que a su vez depende del tipo de reactor y en gran parte de la estrategia del ciclo de combustible usado, La solubilidad y migración de los elementos en el medio geológico. Sin embargo, se ha de indicar la preocupación de algunos países con las potenciales desventajas en relación con el coste de las estrategias actuales de reprocesado y la debilidad en las barreras para una mayor proliferación nuclear. A continuación se describe brevemente las estrategias de los países con mayor peso en el sector nuclear Alemania A raíz del accidente de Fukushima en Marzo 2011, el Gobierno alemán paró de inmediato ocho reactores y anunció planes para cerrar los nueve restantes en La estrategia alemana actual sobre el combustible gastado está formada por: 1. La ley de 2002 de retirada paulatina y los cambios de estrategia de 2010 y El final del reprocesado en otros países del combustible usado alemán y 3. La búsqueda de repositorio final Desde 2005 la única opción contemplada es el almacenamiento temporal en los emplazamientos de las propias centrales y su correspondiente futuro almacenamiento geológico. Los únicos transportes a Gorleben han sido de residuo reprocesado en el Reino Unido y en Francia. El emplazamiento geológico para almacenamiento final del combustible todavía no ha sido determinado. Exploraciones y actividades de investigación continúan para caracterizar el domo salino de Gorleben en la Baja Sajonia, pero el emplazamiento sigue siendo política y socialmente controvertido. El reprocesado fue parte del programa nuclear alemán desde muy al principio. Los programas nucleares de Francia y Reino Unido, donde el reprocesado fue originalmente usado para extraer plutonio con fines militares, sin duda influenció estos desarrollos en Alemania y la potente industria química alemana potenció enormemente el desarrollo de las capacidades de reprocesamiento. 17

48 Revisión del Estado del Arte Al igual que en otros países con avanzados programas nucleares, el interés de Alemania en el reprocesado fue debido a la idea de los reactores reproductores de plutonio y al Ciclo Cerrado en los cuales el plutonio se obtendría del uranio-238 y reciclado como combustible en los reactores. Con esta idea se realizó en el período la construcción de un prototipo de reactor reproductor de neutrones rápidos y una planta de reprocesado en Karlsruhe. La planta piloto de reprocesado de Karlsruhe comenzó su operación en Durante sus primeros años se reprocesó combustible usado de reactores pilote y de investigación. Posteriormente se realizaron también actividades de reprocesamiento de combustible de reactores comerciales. Además y en paralelo, los operadores alemanes negociaron contratos de reprocesamiento con las plantas de reprocesado de Francia y Reino Unido. En el período entre 1971 y 1990 se reprocesaron en Karlsruhe aproximadamente 85 Tn provenientes de reactores comerciales y 104 Tn de reactores de investigación. Otros residuos fueron también vitrificados entre 2009 y 2010 y fueron transportados a Greifswald para su almacenamiento temporal hasta que el repositorio final esté disponible [IPFM11]. Después de la planta piloto de Karlsruhe, hubo varios intentos para proceder a la construcción de una planta para reprocesamiento comercial pero fracasaron debidos a la fuerte oposición de la opinión pública y por razones económicas por lo que se procedió a realizar transportes a las plantas de Francia y Reino Unido para el reprocesado. Finalmente las Autoridades alemanas cancelaron los transportes aduciendo razones económicas y riesgos en la seguridad para centrarse actualmente en el almacenamiento final como ciclo abierto. El plutonio que había sido separado del combustible usado alemán está siendo reciclado a MOX para uso en sus reactores. Se espera que todo el stock de plutonio obtenido por reprocesamiento sea usado en los reactores alemanes antes de que 18

49 Revisión del Estado del Arte completen su vida operacional. A finales de 2008 se estimaba que el último MOX cargaría en un reactor alemán en Diez PWRs alemanes y dos BWRs han sido licenciados para usar combustible MOX. Sin embargo las últimas decisiones del gobierno de Alemania sobre el cierre de sus centrales introducen importantes incertidumbres en la gestión de su combustible Canadá A fecha de Junio 2011, Canadá disponía de 18 reactores operando con una capacidad total de generación de 12.5 GWe localizados en las provincias de Ontario, Quebec, and New Brunswick. Todos esos reactores están moderados y refrigerados por agua pesada y usan uranio natural [IPFM11]. En Junio de 2010, Canadá tenía 2,2 millones de haces de varillas de combustible usado almacenadas, 1.54 millones en piscina y 0.66 millones en almacenamiento en seco. Ya que cada haz contiene aproximadamente 20 kg de uranio, el inventario total sería de alrededor de 44,000 Tn. De acuerdo a las estimaciones hechas en 2010, la cantidad total acumulada de combustible usado será de de 2.8 a 5.1 millones de haces de varillas de combustible que significa 56,000 a 102,000 Tn de metal pesado [IPFM11]. Todo el combustible usado se almacena temporalmente en almacenamiento en seco ó en piscina en los propios emplazamientos de las centrales. El combustible usado de los reactores CANDU se almacenan en piscinas durante varios años con tiempos de enfriamiento variables y se transfieren posteriormente a almacenamiento en seco en el mismo emplazamiento. Las Autoridades canadienses abogan por un almacenamiento geológico profundo para el combustible usado en ciclo abierto. Las organizaciones involucradas han sugerido la monitorización del combustible almacenado y han introducido el concepto de recuperabilidad del combustible si fuese necesario. Este concepto permite una gran flexibilidad. 19

50 Revisión del Estado del Arte La Recuperabilidad mantiene, por otra parte, abierta la opción del reprocesado. Las Autoridades Canadienses habían ya considerado anteriormente el reprocesado como opción debido a la preocupación en las reservas de uranio. Sin embargo las abundantes reservas descubiertas posteriormente hicieron que la opción de Ciclo abierto cobrase mayor fuerza. A pesar de todo ello Canadá no descarta totalmente la opción del reprocesado en función de futuros acontecimientos Corea del Sur El primer reactor de Corea del Sur empezó a operar en En 2011 había 21 reactores en operación con una capacidad total de 18.7 GWe, en construcción 8.6 GWe y nuevos reactores planificados para dar una capacidad total de 42.7 GWe en Todos ellos son del tipo PWR excepto 4 que son del tipo CANDU [IPFM11]. A finales de 2008 había 4,870 Tn de combustible usado PWR y 6,082 Tn de CANDU. Con un ritmo de 300 Tn de PWRs por año y 380 Tn de CANDU y tiempos estimados de vida de 50 años para PWRs y 60 años para CANDU se estima un total 51,000 Tn de PWR y 20,000 Tn de CANDU para el año 2030 [IPFM11]. A pesar de su extensa experiencia nuclear, Corea del Sur no dispone de planes concretos para la gestión del combustible nuclear. Al igual que en otros países existe una fuerte oposición pública a nuevas instalaciones nucleares. Las piscinas de las centrales que albergan el combustible usado estarán llenas en los próximos años y por otra parte la construcción de un almacenamiento temporal centralizado ha sido contestada con una fuerte oposición pública. Por todo ello, el reprocesado para extraer plutonio para usar en los reactores rápidos ha sido considerado por Corea del Sur como una opción válida. Sin embargo por el momento la comunidad internacional ha impedido que este programa se lleve a cabo. A pesar de esta oposición, Corea del Sur sigue interesada en el reprocesamiento e instalación de reactores rápidos aunque ello no resuelva de momento el problema de almacenamiento temporal. Por ello se espera que se pueda construir en un próximo futuro un almacenamiento temporal centralizado y una planta de reprocesado. 20

51 Revisión del Estado del Arte Asimismo se argumenta que el reprocesado disminuiría el área necesaria para un almacenamiento geológico. La idea de reducir la superficie necesaria mediante un programa de reprocesamiento se razona en Corea del Sur con el argumento de que si se optase por un diseño geológico como el de Suecia, basado en almacenamiento de combustible usado tal cual, se necesitaría una superficie de 20 Km 2 para albergar las 100,000 Tn de combustible gastado que se producirían en Corea del Sur si la capacidad aumentase de 40 a 75 GWe entre 2030 y 2100 [IPFM11] Estados Unidos Estados Unidos operó sus primeros reactores durante la Segunda Guerra Mundial para producir plutonio con fines militares. En 1955 entró en operación el primer reactor naval y en 1957 el primer reactor comercial [IPFM11]. Cinco plantas piloto de reprocesado con una capacidad total de Tn por año estuvieron en operación hasta 1970 hasta que el Presidente Carter tomó la decisión política de posponer el reprocesamiento indefinidamente. Como resultado estas instalaciones fueron cerradas y clausuradas [IAEA08]. Ya desde 1970 el Gobierno USA ha estado realizando estudios e investigaciones para determinar un repositorio geológico para el combustible usado y para los residuos de alta actividad provenientes del reprocesado. Todos estos intentos han fracasado hasta la fecha incluido el más reciente de Yucca Mountain en Nevada. Los residuos de alta actividad y el combustible usado están actualmente almacenados en almacenamientos temporales: Los residuos de la producción de plutonio están en las instalaciones donde se produjeron. El combustible usado de los reactores navales y residuos de alta actividad del reprocesado están almacenados en Idaho National Laboratory esperando su almacenamiento geológico final. 21

52 Revisión del Estado del Arte La mayoría del combustible usado de los reactores comerciales están en las piscinas ó en contenedores (almacenamiento en seco) de las centrales donde se han producido y también en espera de un almacenamiento geológico final. Figura 1.5 Boceto de la instalación de almacenamiento temporal en Utah licenciado por la U.S. Nuclear Regulatory Commission en 2005 para albergar hasta 40,000 toneladas de combustible usado en seco. Fuente: Private Fuel Storage [IPFM11]. La política de gestión de combustible ha sufrido muchos cambios en los últimos 50 años. Hasta 1976 se asumió que el combustible gastado se reprocesaría y el plutonio extraído se usaría para arrancar los reactores reproductores. La Administración de G.W. Bush lanzó un programa para reprocesar combustible y construir reactores rápidos que harían fisionar elementos transuránicos de larga vida reduciendo la emisión de calor del residuo y radioactividad y facilitaría por tanto su almacenamiento definitivo en Yucca Mountain. El programa no se llevó a cabo y finalmente la Administración Obama descartó la iniciativa pero con la intención de mantener un programa de investigación y desarrollo que sería dado a conocer por las conclusiones y recomendaciones de un comité de expertos conocido como The Blue Ribbon Commission para revisar y estudiar las estrategias del ciclo final de combustible. 22

53 Revisión del Estado del Arte Los resultados y recomendaciones podrán dar luz a las posibles tendencias futuras incluyendo a las tecnologías de reprocesamiento y fabricación de nuevos combustibles Francia Durante los últimos 40 años el combustible gastado de los diferentes tipos de reactores nucleares en operación en Francia, fundamentalmente GCRs y LWRs, ha sido reprocesado en 3 plantas de reprocesamiento: UP1, UP2 and UP3. La experiencia obtenida por la industria francesa ha beneficiado a otros países. A finales de 2006, más de 18,000 Tn de combustible GCR y aproximadamente 22,700 Tn de LWR procedentes de Francia y otros países han sido reprocesadas [IAEA08]. Marcoule (UP1) La planta de reprocesado UP1 localizada en Marcoule (Valle del Ródano) comenzó a operar comercialmente en 1965 con el reprocesado de combustible GCR de Francia y otros países. En 1978 entró en operación la planta de vitrificación para el acondicionamiento del residuo de alta actividad. Posteriormente a finales de 1997 la planta UP1 dejó de reprocesar combustible GCR y se procedió al desmantelamiento y la extracción de material nuclear fue completada en 2002 y el total desmantelamiento de la instalación se completará en 30 años [IAEA08]. La Hague (UP2 UP3) Una segunda planta de reprocesado, conocida como UP2-400 fue licenciada en Francia en 1966, en La Hague (Normandía). Esta planta, con una capacidad inicial de 400 Tn/año, estuvo reprocesando combustible GCR y en 1976 se realizaron mejoras con objeto de permitir el reprocesado de combustible PWR. Posteriormente, en 1994, UP2-400, fue modernizada para satisfacer las crecientes necesidades de reprocesamiento francesas y rebautizada como UP Asimismo, en 1989 la planta conocida como UP3 fue licenciada para reprocesar combustible de otros países [IAEA08]. 23

54 Revisión del Estado del Arte Figura 1.6 Planta de reprocesado de La Hague, Francia. Fuente: [IAEA08] A finales de 2006 las dos plantas en operación, mediante el proceso PUREX (Extracción y recuperación del Plutonio y Uranio), han reprocesado 22,700 Tn, de los cuales más de 10,000 Tn procedían de otros países, tal como se indica en la Tabla 1.2 [IAEA08]. 24

55 Revisión del Estado del Arte Tabla 1.2 Procedencia del combustible usado reprocesado en las plantas francesas. Fuente: [IAEA08] En definitiva, la industria nuclear francesa se ha mostrado siempre como la más comprometida en comparación con la de cualquier otro país. La idea inicial del reprocesado en Francia, igual que en los demás países, era parte de la estrategia de la introducción de los reactores reproductores rápidos, debido a la preocupación existente sobre la posible escasez del uranio y que las reservas de bajo costo podrían rápidamente decrecer. Aunque los precios del uranio cayeron aproximadamente 65% entre finales de la década de 1970s y 1985 y los costes del reprocesamiento y de los reactores reproductores se demostraron mucho más altos que lo esperado, el reprocesado se mantuvo en vigor en Francia como eje central de la gestión del combustible, debido posiblemente a que el proceso de toma de decisiones en Francia sobre el tema está 25

56 Revisión del Estado del Arte altamente centralizado garantizando siempre que los debates democráticos y el voto parlamentario no entre en confrontación con las orientaciones estratégicas esencialmente elaboradas, llevadas a cabo y supervisadas fundamentalmente por tecnócratas India India ha optado para el desarrollo de su energía nuclear por el llamado programa nuclear de tres etapas basado en el ciclo cerrado. Actualmente India dispone de 16 reactores, 14 tipo PHWRs y 2 BWRs con una capacidad total de 3.9 GW. La demanda de energía está creciendo de forma importante. Para los próximos 20 años, India tendrá que depender principalmente de centrales térmicas e hidroeléctricas. Sin embargo India ha elaborado un plan a largo plazo donde la energía nuclear juega un papel muy importante en el futuro mix energético del país [DEY-08]. Por ello, el reproceso y reciclado de los materiales fisibles forma parte de este programa ya que los limitados recursos naturales de uranio serán usados en la primera fase para obtener plutonio y los amplios recursos de Torio que se esperan obtener serían empleados en la tercera fase en la generación de energía eléctrica de forma sostenida. El plutonio extraído en la primera fase se utilizaría en los reactores rápidos en la segunda fase para obtener y entrar en el ciclo de combustible basado en el Torio lo que abre grandes expectativas de cara al futuro. 26

57 Revisión del Estado del Arte Figura 1.7 Esquema del programa nuclear indio. Fuente: [DEY-08] Este programa de reprocesamiento fue lanzado en 1964 con el licenciamiento de la plante de Tromby para el reprocesado de combustible de reactores de investigación. Una segunda planta fue construida en Tarapur en 1975 para reprocesar combustible de los PHWRs y una tercera en 1998 en Kalpakkam. En estos momentos India puede ya entrar en la segunda fase con la instalación de los reactores reproductores rápidos. El camino emprendido por India basado en el reprocesamiento, extracción y gestión del plutonio, el uso del combustible basado en el Torio y el uso de los reactores reproductores podría ser la solución a las futuras necesidades energéticas Japón En el año 2010 el Gobierno del Japón aprobó un Plan Estratégico de añadir 14 reactores nucleares a los 54 (con 48.8 GWe) ya existentes para llegar a alcanzar 68.1 GWe en Este ambicioso plan fue ya considerado no realista antes del accidente de Fukushima. Después del accidente se cerraron las unidades 1-4 y se cancelaron los 27

58 Revisión del Estado del Arte planes para construir las unidades 7 y 8 y Japón ha decidido volver atrás para revisar el Plan Estratégico [IPFM11]. La política de gestión de Japón del combustible usado se basa en el reprocesado. Al principio se realizó mediante transporte del combustible a las plantas de reprocesado de Francia y Reino Unido retornando a Japón el plutonio extraído y los residuos de alta actividad. Primeramente Japón construyó una planta de reprocesamiento piloto en Tokai-mura y después una planta de reprocesamiento comercial en Rokkasho-mura. Su construcción comenzó en 1997 con una previsión de comienzo de la operación comercial en 1997 y que debido a problemas varios se ha ido posponiendo hasta nuestros días. En 1997 Japón anunció un extenso programa para usar MOX en 16 ó 18 reactores LWR a partir de Algunos reactores japoneses han usado ya combustible MOX fabricado en Francia y se espera que en un futuro próximo utilicen MOX fabricado en Japón. En 2010 se comenzó la construcción de una Planta de Fabricación de combustible MOX en el complejo de Rokkasho. La planta tiene una capacidad de fabricación de MOX de 130 Tn anuales y se espera que entre en funcionamiento en 2016 y con la idea fabricar MOX utilizando todo el plutonio obtenido del reprocesado en Rokkasho De momento no se ha tomado una decisión firme sobre qué hacer con el combustible usado actualmente almacenado en las piscinas y con el MOX usado. Tampoco se han tomado decisiones sobre el almacenamiento de los 1,310 canisters (500 Kg cada uno) con residuos vitrificados de alta actividad recibidos de Francia, los 28 recibidos del Reino Unido y los 830 también del Reino Unido pendiente de recibir y de los canisters que se producirán en Rokkasho. Posiblemente todos estos residuos se almacenen temporalmente en el Centro de Almacenamiento de Residuos de Alta Actividad de Rokkasho hasta que esté disponible un almacenamiento geológico de almacenamiento final para el cual se han comenzado ya diversos estudios e investigaciones y se espera disponible alrededor de

59 Revisión del Estado del Arte En definitiva la política de gestión de Japón del combustible usado se basa en el reprocesado. La idea es producir en el futuro plutonio en los reactores reproductores de neutrones rápidos que se espera que entren en funcionamiento alrededor del año De momento el plan es disponer de una cantidad importante de plutonio una parte ya disponible de reprocesados anteriores más el que se obtendrá en Rokkasho para fabricar MOX para sus LWRs. En los próximos años se verá cómo el accidente de Fukushima puede haber afectado en la política de gestión del combustible usado Reino Unido La política de gestión de residuos en el Reino Unido ha sufrido muchos cambios institucionales y ha estado sometida a grandes controversias y debates durante los últimos 50 años. La energía nuclear suministra aproximadamente 1/6 de la generación total en Reino Unido. Hay 16 reactores en operación con una capacidad de 10.1 GWe. Todos los reactores actuales, excepto Sizewell B de 1188 MWe de tipo PWR han de parar en 2023 mientras está planeada la construcción de nuevos reactores. (Referencia World Nuclear Association). El reprocesado fue parte del programa de gestión nuclear del Reino Unido desde sus comienzos. El reprocesado fue originalmente usado para extraer plutonio con fines militares en la planta de Sellafield. (Referencia World Nuclear Association). Actualmente se supone que no todo el combustible de sus plantas AGR y de su planta de Sizewell B será reprocesado. (Referencia World Nuclear Association). Por otra parte se están desarrollando planes para un almacenamiento geológico profundo para los residuos de alta actividad. De momento, éstos se almacenan en Sellafield mientras que los de baja y media se almacenan en Driggs (Cumbria). 29

60 Revisión del Estado del Arte Los residuos provenientes del reprocesado se han vitrificado en Sellafield y acondicionados en canisters de acero inoxidable y depositados en silos. (Referencia World Nuclear Association). Está previsto la construcción de un almacenamiento temporal en seco en Sizewell B y entrada en operación en 2015 para albergar el combustible usado durante 50 años para permitir su enfriamiento y ante de su almacenamiento definitivo. (Referencia World Nuclear Association) Rusia La política de gestión del combustible usado en Rusia se basa en la asunción de que la industria nuclear se centrará hacia el ciclo cerrado, es decir el reproceso del combustible usado de sus PWRs para extraer el plutonio y utilizarlo para el arranque de sus futuros reactores reproductores para obtener más plutonio. Actualmente Rusia tiene en operación una pequeña planta de reprocesado que extrae plutonio del combustible gastado de la primera generación de PWRs y está en desarrollo y preparación la construcción de una planta de reprocesado a gran escala. Actualmente también Rusia opera un reactor de neutrones rápidos y está construyendo un segundo. Actualmente Rosatom, Agencia de Energía Atómica de Rusia, tiene dos planta, RT-1 y RT-2 para la gestión de residuos. RT-1 localizada en Ozersk, es una planta de reprocesado que tiene una capacidad de reprocesamiento anual de 400 Tn aunque nunca ha reprocesado más de 100 Tn por año. Esta planta produce, como consecuencia del reprocesado, unas 500 Tn anuales que se vitrifican [IPFM11]. RT-2 localizada en Zheleznogorsk es una planta originalmente concebida como planta de reprocesado pero que sólo pudo completarse la piscina de almacenamiento de combustible usado. El diseño original tenía una capacidad de almacenamiento de 6,000 Tn que se aumentó a 7,200 Tn mediante un re-racking (redistribución de bastidores; cambio o redistribución de los bastidores en piscinas 30

61 Revisión del Estado del Arte de combustible gastado para aumentar su capacidad, asegurando su refrigeración y blindaje y previniendo una eventual criticidad), además de una piscina adicional con una capacidad de 1,200 Tn [IPFM11]. Las piscinas de las plantas RBMK estaban ya próximas a su saturación 2003 y se empezaron a construir almacenamientos en seco en los edificios de la planta RT-2 con una capacidad de almacenamiento de 37,785 Tn (26,510 Tn para combustible de RBMK-1000 y 11,275 Tn de VVER-1000) [IPFM11]. El combustible gastado de los VVER-400 (rusos y de otros países como Bulgaria) se reprocesa en RT-1 mientras que el combustible de los VVER-1000 se almacena en las piscinas de RT-2. La estrategia de Rusia se mantiene en la idea del reprocesamiento. Existen planes para construir una nueva planta de reprocesado para el combustible de sus LWRs que esté en operación hacia el año 2035 con objeto de extraer el plutonio para utilizarlo en el arranque de prototipos de reactores reproductores y a continuación proceder al a construcción a gran escala de reactores reproductores Suecia & Finlandia El programa de gestión de residuos de Suecia (y Finlandia), ambos con una modesta flota de reactores, se basa fundamentalmente en un ambicioso y muy estudiado plan de construcción de un almacenamiento geológico profundo para el combustible nuclear usado. El plan consiste en acondicionar el combustible en canisters de cobre que minimicen la corrosión a largo plazo. Estos canisters, protegidos a su alrededor por capas de bentonita (tipo de arcilla) que evitarían la intrusión de agua, se depositarían en túneles excavados en una formación geológica de granito. Inicialmente el programa nuclear de Suecia se inició con fines militares y se basó en uranio obtenido en el propio país, un pequeño reactor propio de agua pesada y una planta de reproceso que nunca llegó a construirse. Sin embargo, dentro del programa militar de los años se llegó a reprocesar a pequeña escala una pequeña 31

62 Revisión del Estado del Arte cantidad de combustible. La cantidad de plutonio extraída no fue mayor de 1 Kg y que desde ese período se almacena en el centro de investigación de Studsvik. Figura 1.8 Concepto KBS-3 para el almacenamiento geológico profundo en Suecia. Fuente: [SKB-04] Al igual que en otros países en aquella época, la idea del reprocesamiento comercial formó parte de la estrategia de la gestión de residuos hasta que a mitad de la década de 1970 Suecia firmó contratos con Francia y Reino Unido para el reprocesamiento de su combustible. Finalmente a principios de la década de 1980, Suecia, siguiendo la estela de Estados Unidos, renunció al reprocesado y todos los residuos de alta actividad en Suecia serán acondicionados y almacenados como combustible gastado en el almacenamiento geológico profundo. 32

63 Revisión del Estado del Arte 2.2 Resumen de la situación de los países Como resumen de lo anterior se muestra la actual política de gestión del combustible usado en relación con el ciclo abierto y el reprocesado. Inventario de combustible gastado Política de gestión del País (thm) final 2007 combustible usado Canadá 38,400 Ciclo Abierto Finlandia 1,600 Ciclo Abierto Francia 13,500 Ciclo Cerrado Alemania 5,850 Ciclo Abierto (actualmente) Japón 19,000 Ciclo Cerrado Rusia 13,000 Reprocesado parcial Corea del Sur 10,900 Almacenamiento temporal, futuro sin decisión Suecia 5,400 Ciclo Abierto Reino Unido 5,850 Reprocesado pero futuro sin decisión Estados Unidos 61,000 Ciclo Abierto Tabla 1.3 Política de gestión del combustible usado en cada país. Fuente: [IPFM11]. 2.3 Conclusiones extraídas de las tendencias actuales de los países En general y de acuerdo a la bibliografía existente las necesidades energéticas del futuro podrían basarse en la tecnología del plutonio. La primera fase sería la introducción e incremento gradual de las plantas de reprocesado y el reciclado del plutonio para obtener MOX y su uso en los LWRs. Una segunda fase podría consistir en la expansión del uso del MOX con centrales adicionales con licencia para usar MOX y conseguir centrales avanzadas que puedan cargar su núcleo con 100% MOX y mejoras en las tecnologías de reprocesado. 33

64 Revisión del Estado del Arte Sería necesaria una preparación previa a la tercera fase. Esta preparación se basaría en una mejor aceptación pública hacia la tecnología del plutonio y la consecución de una generación eléctrica económicamente más atractiva. La tercera fase en sí consistiría en la progresiva introducción de los reactores térmicos avanzados y reactores rápidos así como nuevas tecnologías específicas para la fabricación de MOX. La Figura 1.9 muestra la evolución en el tiempo de la tecnología de generación eléctrica nuclear. Figura 1.9 Generaciones de Reactores. Fuente: NEA En el futuro y dependiendo de si la energía de producción nuclear aumentase, fuese estable ó decreciese, serían necesarios reactores reproductores ó plantas específicas para incinerar el excedente de plutonio para excluirlo de ser almacenado en formaciones geológicas con los riesgos de proliferación correspondientes. 34

65 3 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas

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67 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas 3. EL CASO ESPAÑA. ESTUDIO ECONÓMICO DE LAS DOS ALTERNATIVAS. 3.1 Introducción En los apartados que siguen se realiza un estudio económico de las dos alternativas de gestión del combustible: Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado, aplicado al caso español con las características propias que definen al parque nuclear español. A modo de recordatorio, se exponen las principales diferencias de los dos tipos de ciclos bajo estudio: Ciclo Abierto el combustible gastado no es reciclado sino que se almacena de forma temporal en el ATC en espera a ser enterrado definitivamente en un AGP. Figura 3.1 Representación del Ciclo Abierto En principio este ciclo de gestión es el elegido por países como Estados Unidos y España aunque los planes para futuros AGPs se han aplazado en vista a futuras discusiones políticas y tecnológicas que puedan invertir la decisión, dejando por tanto incertidumbre en lo que finalmente se hará. Ciclo Cerrado el Plutonio y parte del Uranio extraído del combustible UOX gastado son usados para fabricar combustible MOX. Este combustible MOX se reutiliza, de momento, una sola vez en reactores de agua ligera convencionales. 35

68 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas El MOX usado extraído del reactor se almacena temporalmente. Se prevé que en un futuro no muy lejano el combustible MOX usado pueda reutilizarse de nuevo en reactores rápidos avanzados. Figura 3.2 Representación del Ciclo Cerrado Este procedimiento de gestión es el que se está llevando a cabo en Francia donde el MOX usado está temporalmente almacenado a la espera de saber si en un futuro seguirá reciclándose en reactores rápidos avanzados o si por el contrario será almacenado en un AGP. A pesar de que España parece apostar, al menos por ahora, por la gestión en Ciclo Abierto, la opción de Ciclo Cerrado es una alternativa industrial y económicamente viable en Francia, en donde se cuenta ya con una gran experiencia en el sector, y que por tanto considerando sus ventajas desde el punto de vista de la sostenibilidad de los recursos, un tema de tanta actualidad, no debería ser descartada sin antes realizar un estudio de su viabilidad económica en un escenario español. Por tanto, el estudio económico realizado tiene como fin servir de herramienta para evaluar cuál sería la mejor opción de gestión del combustible gastado y de los residuos radiactivos de alta actividad (RAA) en España teniendo en cuenta aspectos propiamente españoles como la legislación energética vigente. 36

69 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas 3.2 Estructura del estudio económico El estudio económico realizado consta de dos partes. La primera parte es un análisis de costes de la gestión completa del ciclo del combustible para cada alternativa: Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado. De este estudio se obtiene, para cada alternativa de gestión, un coste global unitario, es decir unidades monetarias por cada kg de combustible fresco que se introduce en el reactor. La metodología seguida para este análisis de costes toma como punto de partida una desarrollada por el Massachusetts Institute of Technology (MIT), con la que se pretende hacer una comparación equitativa de las tecnologías expuestas. Esta primera parte se expone y desarrolla en el apartado 3.3. En la segunda parte del estudio económico se realiza el análisis de viabilidad económica específico para España para un horizonte temporal que comprende los años 2013 a En esta segunda parte se exponen unas posibles líneas de actuación en la gestión del combustible y se calculan las cargas fiscales, para cada alternativa de gestión, correspondientes a la nueva regulación vigente. Para realizar los cálculos expuestos se tiene en cuenta el legado de combustible gastado del cual se dispone actualmente y se realiza una previsión de las nuevas toneladas que van a ser generadas en todo el parque nuclear español durante el horizonte temporal del análisis. Esta segunda parte se desarrolla en el apartado 3.4. Una vez realizados los cálculos correspondientes a las dos partes del estudio, se evalúa en conjunto el coste global de gestión de cada alternativa con los impuestos correspondientes para así determinar qué ciclo de combustible resulta más económico en el escenario nuclear español con las hipótesis planteadas. 37

70 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas 3.3 Parte I. Descripción de la metodología de costes. Como ya se ha mencionado, en todo este apartado se realiza un análisis de costes de la gestión completa del ciclo de combustible para cada alternativa: Ciclo Abierto y Ciclo Cerrado. Mediante dicho análisis se obtiene un coste global unitario de gestión, en unidades monetarias por cada kg de combustible UOX fresco introducido en el reactor. En los siguientes apartados se describe detalladamente la metodología de costes utilizada para la obtención de dicho coste unitario global. Tras un exhaustivo estudio de las metodologías aplicadas en los informes anteriormente expuestos, se ha partido de la metodología de costes del MIT como base para el cálculo del coste de gestión correspondiente al caso español. Se trata de una metodología sistemática y transparente con la que se pretende realizar un análisis lo más equitativo posible de los dos ciclos de gestión Definición del Coste Normalizado de Generación de Electricidad (LCOE) El coste normalizado de generación eléctrica, lo que en inglés es llamado Levelised Cost of Electricity (LCOE), representa el coste de producción de electricidad, en mill$/kwh. En el cálculo de este coste normalizado se deben considerar los costes de cada proceso del ciclo completo de combustible. Dado que intervienen costes de procesos muy dispersos en el tiempo, estos flujos de caja salientes deben ser actualizados a un mismo periodo temporal con el fin de obtener unos costes homogeneizados y comparables. La determinación del LCOE pasa por elaborar un perfil de producción de electricidad a través del tiempo. El modelo de cálculo consiste en seguir a una unidad de combustible a lo largo de todo el ciclo, esto es cuando pasa por el primer reactor, cuando es descargado, reprocesado e introducido en el siguiente reactor, en el caso del Ciclo 38

71 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Cerrado. Se consigue así un coste medio global para todo el ciclo por unidad de combustible introducido. En el Ciclo Abierto el cálculo del LCOE se obtiene del cálculo de todos los costes asociados al único reactor que interviene en el ciclo. De la misma forma, en el caso del Ciclo Cerrado en el que se recicla el combustible, la metodología no hace distinción entre el LCOE para el reactor que utiliza como insumo combustible UOX fresco del reactor que utiliza combustible MOX. Se calcula, en cambio, un LCOE para todo el ciclo conjunto, evitando así la complicada decisión de establecer un precio a las materias reprocesadas que actúan como insumos del segundo reactor. De esta forma la obtención del LCOE es independiente del precio que se les dé a dichas materias reprocesadas. Una vez obtenido el LCOE de todo el ciclo sí es posible separar el perfil de costes y calcular los LCOE parciales asociados a ambos reactores. Esto se realiza estableciendo un precio al Plutonio y otro precio al Uranio reprocesado. Sin embargo, estos precios no deberían ser cualquiera. Existe un único precio para cada materia reprocesada para el cual el LCOE del ciclo conjunto es igual a los LCOE parciales correspondientes a la generación de electricidad de cada reactor. Desde el punto de vista del mercado energético, es lógico pensar que sea dicho precio el adecuado a establecer puesto que al estar vendiendo la electricidad a un mercado competitivo común no resultaría viable comercialmente que un reactor tuviera costes de generación más altos que otro. Por tanto, los precios de Plutonio y Uranio reprocesado que hagan que los LCOE parciales sean iguales al LCOE del ciclo conjunto serán los que permitan nivelar adecuadamente los costes del ciclo a través de las unidades de electricidad producidas por los reactores Definición del LCOE e hipótesis de costes en Ciclo Abierto A continuación se expone la formulación del coste normalizado de generación de electricidad para el Ciclo Abierto así como los costes considerados para dicho cálculo. 39

72 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Supuesto un marco temporal [A,B] que engloba la vida útil del reactor, se denota por C t el conjunto de costes incurridos en el periodo de tiempo t, con t Є [A,B]. Se denota por Q t el perfil de electricidad producida en cada periodo de tiempo t Є [A,B]. El parámetro R denota la tasa de descuento utilizando capitalización continua. A partir de las definiciones anteriores se tiene que el coste normalizado de generación eléctrica se obtiene de la siguiente fórmula: Ecuación 3.1 Como se indica en la Ecuación 3.1 el cálculo del LCOE se obtiene a partir de los costes asociados al único reactor que interviene en el ciclo. Los costes considerados incluyen la compra del uranio, los procesos de conversión y enriquecimiento del mineral así como la fabricación del combustible UOX y el almacenamiento temporal del combustible UOX usado. El almacenamiento definitivo del combustible UOX usado se ha dejado fuera de la contabilidad de costes dado que éste introduce una elevada incertidumbre en los números finales y además la construcción y uso del AGP está previsto a muy largo plazo, quedando fuera del marco temporal del estudio De forma esquemática los costes asociados al LCOE en Ciclo Abierto se indican en la Figura

73 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Compra de Uranio Conversión Enriquecimiento Fabricación combustible UOX Reactor 5 Almacenamiento temporal UOX usado Figura 3.3 Secuencia de costes asociados a los procesos en Ciclo Abierto Definición del LCOE e hipótesis de costes en Ciclo Cerrado A continuación se expone la formulación del coste normalizado de generación de electricidad para el Ciclo Cerrado así como los costes considerados para dicho cálculo. En el Ciclo Cerrado la obtención del LCOE es similar al del Ciclo Abierto, hay que representar los costes en los que se incurre y la electricidad producida tanto en el primer reactor que introduce combustible UOX nuevo como en el que introduce combustible MOX. El subíndice 1 representa el primer reactor con combustible UOX y el subíndice 2 representa el segundo reactor con combustible MOX. Análogamente al Ciclo Abierto, se supone un marco temporal [A 1,B 1 ] que engloba la electricidad producida en el primer reactor y otro marco temporal [A 2,B 2 ] que engloba la electricidad producida en el segundo reactor. Correspondientemente, se define C 1t para el conjunto de costes asociados a la electricidad producida en el primer reactor y C 2t para el conjunto de costes asociados a la electricidad producida en el segundo reactor, así como Q 1t que denota el perfil de electricidad producida en el primer reactor y Q 2t que lo representa para el segundo reactor. Así, el LCOE para el Ciclo Cerrado viene dado por: 41

74 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Ecuación 3.2 Esta vez el cálculo del LCOE se obtiene a partir de los costes asociados a los dos reactores que intervienen en el ciclo. El conjunto de costes tenidos en cuenta en este caso son, al igual que en Ciclo Abierto, la compra del uranio, los procesos de conversión y enriquecimiento del mineral y la fabricación del combustible UOX. Además, en este caso ha de incluirse el coste de reprocesamiento del combustible UOX usado antes de pasar por el segundo reactor, los costes de fabricación del combustible MOX a partir del Plutonio que se obtiene del reprocesamiento y el coste del almacenamiento temporal de los RAA derivados del reprocesado y del MOX usado una vez extraído del segundo reactor. Al igual que en Ciclo Abierto y para mantener el estudio lo más equitativo posible, no se considera el coste de almacenamiento geológico profundo de los RAA derivados del reprocesado del combustible UOX usado por la misma razón que antes. Se supone que este coste de elevada incertidumbre tendrá lugar a muy largo plazo fuera del marco temporal del estudio. De forma esquemática los costes asociados al LCOE en Ciclo Cerrado se indican en la Figura 3.4. De la Ecuación 3.2 cabe destacar que el LCOE que se obtiene es el definido para el ciclo completo. No aparecen dos LCOE parciales separados, uno para cada reactor del ciclo. Un ciclo de combustible con un proceso de reciclado es una tecnología integrada por sí misma en la que los costes incurridos en cualquier momento del ciclo deben ser normalizados a través de la electricidad producida a lo largo de todo el ciclo en su conjunto. Esto se explica indicando que la necesidad de incurrir en el coste de fabricación del nuevo combustible MOX es determinada por la decisión de evitar el almacenamiento del UOX usado y en su lugar reciclarlo. Es por esto que el LCOE del ciclo no solo debe ser compartido con la electricidad producida en el segundo reactor sino también con la del primero. 42

75 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Lo segundo más relevante que se extrae de la Ecuación 3.2 es que el coste de la electricidad generada en este ciclo es independiente del precio que se le atribuya a las materias reprocesadas: el Plutonio y el Uranio reprocesado. 1.1 Compra de Uranio 1.2 Conversión 1.3 Enriquecimiento 1.4 Fabricación combustible UOX Reactor Reprocesado combustible UOX 2.2 Almacenamiento temporal RAA 2.3 Compra de Uranio empobrecido 2.4 Fabricación de combustible MOX Reactor Almacenamiento temporal MOX usado Figura 3.4 Secuencia de costes asociados a los procesos en Ciclo Cerrado Coste unitario total de gestión del ciclo de combustible Como ya se dijo en el apartado 3.2, con el análisis de costes que se realiza para el caso español se pretende obtener un coste unitario de la gestión del combustible en su ciclo completo. Es decir, interesa analizar los costes de los procesos de inicio (front-end) y final (back-end) del ciclo de combustible y no tanto en relación con el coste de generación de la electricidad. Sin embargo, para la obtención del coste unitario total de gestión por kilogramo de combustible UOX introducido en el reactor, se requiere, en el caso del Ciclo Cerrado, el precio de las materias reprocesadas, Plutonio y Uranio reprocesado. Para ello es 43

76 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas necesario previamente calcular el LCOE del ciclo conjunto y los LCOE parciales correspondientes a cada reactor. De ahí, el desarrollo expuesto en los apartados previos. En cuanto a los costes tenidos en cuenta para el cálculo del coste unitario total de gestión del ciclo se incluyen únicamente los de inicio del ciclo (front-end) y los de final del ciclo (back-end) especificados en las Figuras 3.3 y 3.4 de los apartados previos, excluyendo en todo momento costes asociados con la operación y mantenimiento de los reactores. Una vez más, interesan solo aquellos costes directamente relacionados con la gestión del combustible nuclear Parametrización de costes Se procede a indicar los parámetros de entrada para el caso base y el rango de sensibilidad establecido para los más relevantes. Algunos de los costes iniciales del ciclo como la compra de mineral de uranio, el coste de los servicios de conversión y de enriquecimiento son conocidos y fácilmente accesibles en el mercado. En cambio, otros costes como el de reprocesado, en el cual se suele incluir el almacenaje, vitrificación y transporte de los residuos, así como la fabricación del nuevo combustible MOX son difíciles de establecer puesto que dependen de los contratos establecidos entre empresas del sector. Por otro lado, los costes del almacenamiento temporal del combustible, tanto del combustible UOX como de los RAA procedentes del reprocesado y del MOX usado, también están sujetos a variaciones debidas a diferentes modos de embalaje y a la continua mejora y optimización de los mismos que se va consiguiendo con la experiencia ganada. Los costes establecidos para los parámetros a continuación se expresan en $ del 2007 y se han establecido tras realizar un contraste de los diferentes informes estudiados. 44

77 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas 1. Tasa de descuento e impuestos En el estudio se utiliza una tasa nominal de descuento del 7,6%. La elección de una tasa de descuento para un proyecto suele ser una difícil elección pues depende del riesgo del proyecto, de los precios de los servicios, de las tendencias reales de encarecimiento y abaratamiento debido a la inflación y de la tasa de retorno requerida sobre el capital empleado. Un rango que normalmente se asume en la valoración de estudios es entre 5-10%. En cuanto a la tasa de impuestos sobre beneficios, se asume un valor del 37%. 2. Compra de Uranio Se asume un precio de $80/kgHM para el Uranio como valor representativo de las tendencias reales que ha sufrido éste en los últimos años. Este valor coincide con el que establecen los informes del MIT del año 2011 [MIT-11] y el Boston Consulting Group de 2006, [BCG-06]. En la Figura 3.5 se muestran las variaciones nominales y reales en $ 2005 del precio del Uranio desde el año 1970 hasta el año Figura 3.5 Evolución histórica de precios del Uranio hasta Fuente: [BCG-06] 45

78 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas En estudios anteriores, como el de la Agencia de la Energía Nuclear (NEA) para la Organización para el Desarrollo y Cooperación Económico (OCDE) del año 1993 [NEA-93] utilizan un rango de valores comprendido entre $40 y $90/kgHM. En el estudio del Boston Consulting Group del año 2006 [BCG-06] usan un rango de $33 a $110/kgHM. Para el análisis de sensibilidad de este estudio se usarán precios hasta un máximo de $160/kgHM. 3. Conversión, Enriquecimiento y Uranio empobrecido Para los costes de los procesos de conversión y enriquecimiento se han escogido los dados por el estudio del MIT del año 2011 [MIT-11] $10/kgHM y $160/SWU respectivamente. El precio del uranio empobrecido necesario para la fabricación de combustible MOX se ha establecido en $10/kgHM, siendo éste un valor de referencia para la mayoría de los estudios. Estos costes no sufren diferencias significativas de unos estudios a otros y además se sabe que se trata de un mercado muy estable en relación a los precios, por lo que no se realizará un análisis de sensibilidad para estos parámetros. 4. Fabricación de combustible UOX a partir de Uranio Natural El estudio de la OCDE del año 1993, [NEA-93] estableció un valor nominal de $275/kgHM justificando que era una práctica generalizada el establecer los precios entre $200 y $400/kgHM para grados de quemado de MWd/t. Destacó que para futuros y mayores grados de quemado, en torno a MWd/t, el coste de fabricación de los elementos combustibles podía llegar hasta $400/kgHM. Sin embargo, en un estudio publicado por el EPRI del año 2010, Parametric Study of Front-End Nuclear Fuel Cycle Costs Using Reprocessed Uranium, [EPRI10] asumen 46

79 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas que el coste de fabricación oscila entre un coste de $150 y $250/kgHM. El estudio del MIT del año 2011 [MIT-11], por su parte, lo establece en $250/kgHM. Se asume, por tanto, para este parámetro un coste de $250/kgHM. 5. Reprocesado de combustible UOX usado A pesar de la experiencia que ya existe en la industria en relación al reprocesamiento de combustible y sus costes asociados, el coste de reprocesado de combustible UOX es de difícil acceso por lo que hay que basarse en estudios previos ya existentes. En algunos casos dicho coste difiere enormemente de unos estudios a otros ya que éste está sujeto a varias suposiciones. Esto le convierte, por tanto, en uno de los parámetros que mayor incertidumbre introduce en el cálculo. Como expone el estudio de Bunn et al. del año 2003, [BUNN03] en función de quién sea el propietario que opera la instalación de reprocesado, para una misma capacidad y costes, el mínimo precio ofrecido en el caso de una empresa estatal se aproxima a $1350/kgHM. Sin embargo, en el caso de ser una empresa privada la que esté operando la instalación el precio subiría a $2000/kgHM debido, en primer lugar, a los impuestos que se han de pagar al Estado y, en segundo lugar, a las mayores tasas de retorno exigidas por los inversores. Por otro lado, en función de la capacidad de la planta de reprocesado hay diferencias sustanciales en el coste de reprocesado. Así, por ejemplo en el estudio del BCG del 2006 [BCG-06] para una planta de referencia de 2500 MTHM/año establecen un coste de $600/kgHM mientras que en el estudio del MIT del 2009 Nuclear Fuel Recycling, the Value of the Separated Transuranics and the Levelized Cost of Electricity [MIT- 09] para una planta de 800 MTHM/año establecen un coste de $1600/kgHM. En el caso del estudio de la OCDE del 1993 [NEA-93] se utilizó un valor de referencia de 720/kgHM justificando que era el precio que ofrecían en el momento las plantas BNFL en Reino Unido y COGEMA en Francia. 47

80 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas En el presente estudio se establecerá un precio de referencia de $800/kgHM y se hará un análisis de sensibilidad hasta el valor de $1760/kgHM. Se considera en todo momento que el coste de reprocesado incluye los costes del proceso de vitrificación de los RAA, el almacenamiento de éstos durante el tiempo que estén en la planta de reprocesado y los diversos transportes requeridos en el proceso, esto es el del combustible gastado desde las centrales nucleares hasta la planta así como el de los RAA vitrificados de vuelta al país de origen. 6. Fabricación de combustible MOX Respecto del coste de fabricación de combustible UOX, el coste de fabricación de combustible MOX es significativamente mayor en parte debido al blindaje y medidas de seguridad adicionales necesarias al tener que tratar con Plutonio. Según el estudio de Bunn et al. del 2003, [BUNN03] suponiendo una producción de MOX de 100 MTHM/año durante una vida útil de la planta de 30 años, en el caso de una instalación propiedad del Estado el coste de fabricación de MOX sería de aproximadamente $1010/kgHM y en el caso de una empresa privada operando la instalación sería de $1460/kgHM. A estos costes habría que añadirles $120/kgHM del servicio de transporte hasta la central nuclear, resultando el coste total de fabricación en $1130/kgHM, si el propietario es el Estado, y en $1580/kgHM, si el propietario es una entidad privada. Los costes anteriores han sido calculados según Bunn et al. del 2003 [BUNN03] para la fabricación de grandes cantidades de combustible MOX. Al igual que en el sector del reprocesado de combustible, las economías de escala también tienen su efecto. En el caso de que la demanda no fuera lo suficientemente alta como para cubrir la capacidad nominal de la planta, los costes unitarios serían sustancialmente más elevados. Sin embargo, si en un futuro el combustible MOX pasara a jugar un papel importante en la industria nuclear la posibilidad de una reducción en los costes sería tangible. 48

81 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Con todo lo anterior, para dicho parámetro se ha establecido $1100/kgHM como valor de referencia y se hará un análisis de sensibilidad hasta un valor máximo de $2420/kgHM. En este coste está incluido el coste del transporte desde la planta hasta la central nuclear. 7. Almacenamiento temporal de residuos Como ya se sabe, los residuos nucleares, ya sea combustible UOX gastado o RAA derivados del reprocesado y MOX gastado, han de ser almacenados durante un periodo de años en las piscinas de las centrales para luego ser transportados a un emplazamiento preparado, el ATC, y así reducir los altos niveles de radiación y de generación de calor antes de ser enterrados definitivamente en un AGP. En el estudio español se establece un coste de $200/kgHM para el almacenamiento del combustible UOX gastado, tal y como indica el estudio del MIT del 2009, [MIT-09] y un rango de sensibilidad entre $60 y $400/kgHM. Según el estudio del MIT del año 2003 [MIT-03] las condiciones de almacenamiento de los RAA no han de ser muy distintas a las del combustible usado. Dado que éstos tienen un menor contenido en plutonio se pueden esperar costes de almacenamiento menores, concretamente un 25% de ahorro. Sin embargo, el estudio del BCG del 2006 [BCG-06] expone que dado que se conseguiría una reducción de volumen en un factor de 4 respecto del combustible UOX gastado, los costes de almacenamiento de RAA podrían reducirse hasta un 75%. Por lo tanto se establece como valor nominal un coste de $150/kgHM para ser conservadores, y un rango de sensibilidad entre $45 y $300/kgHM. En el caso del MOX gastado extraído del reactor, éste deberá permanecer durante unos años en la central nuclear, y al igual que en varios estudios se ha considerado un coste de almacenamiento temporal comparable al del combustible UOX gastado. Se ha establecido por tanto un valor nominal de $200/kgHM y el mismo rango de sensibilidad. 49

82 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas A modo de resumen, en la Tabla 3.1 se muestran los costes establecidos para el caso base con el rango de sensibilidad escogido. Valor Nominal Rango de sensibilidad Tasa de descuento nominal 7,6 % - Tasa de impuestos 37 % - Compra de Uranio 80 $/kghm Valor máx: 160 Conversión del Uranio 10 $/kghm - Enriquecimiento del Uranio 160 $/SWU - Uranio empobrecido 10 $/kghm - Fabricación de combustible UOX 250 $/kghm - Reprocesado combustible UOX gastado 800 $/kghm Valor máx: 1760 Fabricación de combustible MOX 1100 $/kghm Valor máx: 2420 Almacenamiento temporal UOX/MOX 200 $/kghm Almacenamiento temporal RAA 150 $/kghm Tabla 3.1 Parámetros de costes Implementación en Ciclo Abierto A continuación se procede a implementar la metodología en Ciclo Abierto e indicar los cálculos realizados para el caso base. En la Figura 3.6 se muestra la secuencia de los procesos del Ciclo Abierto y el momento de pago de cada coste respecto del año de referencia, que se ha tomado cuando el combustible es descargado del reactor (Año 0). Figura 3.6 Línea del tiempo de los procesos en Ciclo Abierto 50

83 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Por otro lado, es necesario saber que para producir 1 kghm de combustible UOX procedente de uranio natural son necesarios aproximadamente 10,05 kghm de mineral de uranio, de los cuales 10,03 kghm son convertidos y enriquecidos con 6,37 SWU. En la Figura 3.7 se indica el flujo de masas del uranio natural. Figura 3.7 Flujo de masas del Uranio natural en los procesos de inicio del ciclo de combustible A partir de los parámetros indicados en el apartado inmediatamente anterior y teniendo en cuenta la secuencia de procesos del ciclo y el flujo de masas del uranio se muestran en la Tabla 3.2 los flujos de caja de cada proceso actualizados al Año 0. Gastos en el Ciclo del Combustible (i) Coste Unitario (C u ) Nº de unidades (u) Tiempo respecto de referencia (t) Coste después de impuesto (C n ) Compra de Uranio 80 $/kghm 10,05 6, Conversión 10 $/kghm 10, Enriquecimiento 160 $/kgswu 6,37 5, Fabricación combustible UOX 250 $/kghm Funcionamiento en Reactor 0 Operaciones & Mantenimiento 0 Almacenamiento temporal UOX 200 $/kgihm Tabla 3.2 Costes unitarios y flujos de caja en los que se incurre en el Ciclo Abierto VAN i 51

84 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas El coste después de impuesto se ha calculado de la siguiente forma: El coste después de impuesto, el coste neto C n, indica la parte del coste correspondiente al coste de gestión del ciclo de combustible. Éste se obtiene después de aplicar la tasa de impuestos que se estableció en 37%. El flujo de caja actualizado al año 0, el VAN, se determina teniendo en cuenta la tasa de descuento nominal empleada en el estudio, 7,6%, con la siguiente ecuación: A partir de los flujos de caja obtenidos de la Tabla 3.2 se representa en la Figura 3.8 la contribución de cada proceso al coste total de gestión del combustible en el Ciclo Abierto. Fabricación de comb. UOX 10% Almacenamiento temporal UOX 4% Enriquecimiento 44% Compra de Uranio 37% Conversión 5% Figura 3.8 Contribución de cada proceso al coste total de gestión en Ciclo Abierto 52

85 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Implementación en Ciclo Cerrado Análogamente al apartado anterior se procede a implementar la metodología en Ciclo Cerrado e indicar los cálculos realizados para el caso base. En la Figura 3.9 se indica la secuencia de los procesos del Ciclo Cerrado y el momento de pago de cada coste respecto del año de referencia, que n este caso se ha tomado cuando el combustible es descargado del primer reactor del ciclo (Año 0). Figura 3.9 Línea del tiempo de los procesos en Ciclo Cerrado Por otra parte, es necesario saber para el cálculo de los costes que a partir de 1kgHM de combustible UOX gastado se obtienen 0,93kg de Uranio Reprocesado, 0,0114 kg de Plutonio y 0,975 kg de RAA. Los residuos RAA derivados del reprocesado están compuestos por Contenedores Universales de Vidrios (UC-V) y Contenedores Universales de Compactados (UC-C). Los UC-V contienen los productos de fisión y actínidos menores vitrificados y en los UC-C se almacenan las estructuras metálicas que han sido irradiadas y por tanto contaminadas en el reactor. En la Figura 3.10 se muestran dichos Contenedores Universales. 53

86 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Figura 3.10 Contenedores Universales [THOM03] Por cada tonelada de combustible UOX gastado reprocesado se producen 1,5 Contenedores Universales: 0,8 UC-C y 0,7 UC-V. Se sabe también que un Contenedor Universal de media pesa 650 kg. Por tanto, por cada kilogramo de UOX gastado reprocesado se obtienen 0,975 kg de RAA que hay que almacenar. Además, a partir de 0,0114 kg de Plutonio y 0,12 kg de Uranio empobrecido se producen 0,125 kg de combustible MOX. La Figura 3.11 muestra el flujo de masas completo descrito. Figura 3.11 Flujo de masas del combustible UOX gastado en los procesos de la segunda parte del ciclo de combustible 54

87 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Una vez descrito el flujo de masas que se obtiene en todo el ciclo y con los parámetros establecidos en la Tabla 3.3 se indican los flujos de caja de cada proceso actualizados al año de referencia, Año 0. Gastos en el Ciclo del Combustible (i) Coste Unitario (C u ) Nº de unidades (u) Tiempo respecto de referencia (t) Coste después de impuesto (C n ) Compra de Uranio 80 $/kghm 10,05 6, Conversión 10 $/kghm 10, Enriquecimiento 160 $/kgswu 6,37 5, Fabricación de comb. UOX 250 $/kghm Funcionamiento en Reactor 1 0 Operaciones & Mantenimiento 1 0 Reprocesado de comb. UOX gastado 800 $/kgihm Almacenamiento Temporal de RAA 150 $/kgihm 0, Venta de Uranio Reprocesado -108 $/kghm 0, Venta de Plutonio $/kghm 0, Compra de Plutonio $/kghm 0, Compra de Uranio empobrecido 10 $/kghm 0, ,753 0,485 Fabricación de comb. MOX $/kghm 0,125-6, Funcionamiento en Reactor 2-11,5 Operaciones & Mantenimiento 2-11,5 Almacenamiento Temporal de MOX 200 $/kgihm 0,125-16, Tabla 3.3 Costes unitarios y flujos de caja en los que se incurre en el Ciclo Cerrado VAN i Los flujos de caja actualizados expuestos en la Tabla anterior se calculan de la misma forma que en Ciclo Abierto. En este caso se representa la contribución de cada proceso al coste total de la gestión del combustible en el Ciclo Cerrado se representa en la Figura

88 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Venta de Uranio Reprocesado 1,48% Almacenamiento Temporal de RAA 2,32% Reprocesado de comb. UOX gastado 12,69% Compra de Plutonio 2,55% Venta de Plutonio 2,55% Compra de Uranio empobrecido 0,02% Fabricación de comb. MOX 1,95% Compra de Uranio 29,59% Almacenamiento Temporal de MOX 0,17% Fabricación de comb. UOX 8,25% Enriquecimiento 34,86% Conversión 3,56% Figura 3.12 Contribución de cada proceso al coste total de gestión en Ciclo Cerrado El precio de las materias reprocesadas 1. Uranio Reprocesado En este apartado se procede a calcular el precio que se establece para la venta del Uranio reprocesado. Se parte de la hipótesis de que una vez enriquecido y fabricado, el combustible UOX procedente del uranio reprocesado tiene las mismas propiedades que el combustible UOX procedente del uranio natural. Por tanto, el precio de un elemento combustible de UOX fabricado a partir de uranio reprocesado debe ser tal que el coste de producirlo sea igual al coste de producir combustible UOX a partir de uranio natural. 56

89 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Se sabe por experiencia industrial que los procesos de conversión, enriquecimiento y fabricación del combustible a partir de uranio reprocesado son aproximadamente un 200%, un 10% y un 7% más caros, respectivamente, que los mismos procesos a partir de uranio natural. Esto se debe a las precauciones adicionales que han de tomarse con el Uranio reprocesado en su tratamiento para fabricar nuevo combustible. Los valores anteriores son los establecidos por el estudio del MIT del año 2011 [MIT-11]. Análogamente al flujo de masas del uranio natural a lo largo del ciclo, para producir 1kgHM de UOX procedente de uranio reprocesado se necesitan 7,44 kg HM de uranio reprocesado, los cuales 7,43 son convertidos y enriquecidos usando 4,93 SWU. En la Figura 3.13 se ilustra el flujo de masas del uranio natural y del uranio reprocesado. Figura 3.13 Flujo de masas del uranio natural y del uranio reprocesado en el ciclo de combustible Con lo expuesto anteriormente, en la Tabla 3.4 se indica el precio del uranio reprocesado que se obtiene a partir de la igualdad de los flujos de caja totales de ambos casos, uranio natural y uranio reprocesado. Es decir, el VAN TOTAL asociado al uranio natural debe ser igual al VAN TOTAL del uranio reprocesado puesto que se ha supuesto que el coste de producción de los elementos combustibles a partir de uranio natural y uranio reprocesado es el mismo. 57

90 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Se obtiene así un precio de $ ,9/kgHM para el Uranio reprocesado, que actualizado al año 2013 con una tasa nominal anual del 7,6 % y tras aplicarle un factor de cambio de divisas de 0,766 /US$ resulta en 129, /kghm. a partir de Uranio Natural Coste unitario Unidades Tiempo VAN (C u ) (u) (t) i Compra de Uranio $80 /kghm 10, ,9 Conversión $10 /kghm 10,03 1,5 111,9 Enriquecimiento $160 /kghm 6, ,7 Fabricación $250 /kghm 1 0,5 259,3 VAN TOTAL ($/kghm) 2398,8 a partir de Uranio Reprocesado Coste unitario (C u ) Unidades (u) Tiempo (t) VAN i Compra de RepU $108,9/kgHM 7, ,4 Conversión $30 /kghm 7,43 1,5 248,8 Enriquecimiento $176 /kghm 4, ,6 Fabricación $268 /kghm 1 0,5 278,0 VAN TOTAL ($/kghm) 2398,8 Tabla 3.4 Obtención del coste total del combustible UOX, a partir de Uranio natural y Uranio reprocesado, en el momento de carga al reactor 2. Plutonio Al igual que con el Uranio reprocesado, se procede a calcular el precio del Plutonio, materia reprocesada en el Ciclo Cerrado de gran valor y necesaria en la segunda parte del ciclo. Como ya se ha mencionado al comienzo del apartado 3.3.2, es necesario como paso previo calcular el coste normalizado de generación de electricidad del Ciclo Cerrado. El precio del Plutonio que se obtiene del reprocesado del combustible UOX usado se calcula una vez obtenido el LCOE del ciclo completo. 58

91 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Reformulando la Ecuación 3.2 del apartado , si se añade un precio del Plutonio p arbitrario y una cantidad q de Plutonio la Ecuación 3.2 quedaría de la siguiente forma: Ecuación 3.3 Con la Ecuación 3.3 expresada de esta forma el LCOE del conjunto del ciclo se puede separar en dos LCOE parciales para cada paso por el reactor, quedando: Ecuación 3.4 Ecuación 3.5 Variando el valor de p no modifica la Ecuación 3.3 pero sí las Ecuaciones 3.4 y 3.5, resultando esto en distintos costes normalizados de generación a medida que el combustible realiza su paso por los dos reactores,. Existe, en cambio, un único valor de p para el cual el LCOE de todo el ciclo es igual a los LCOE parciales de cada paso por el reactor, es decir: sería el precio que habría que atribuirle al Plutonio en el mercado. Suponiendo que ambos reactores, tanto el que utiliza combustible UOX fresco como el que utiliza combustible MOX, operan simultáneamente en un mercado energético común no sería viable que un reactor asumiera un coste de generación mayor que el otro. El precio sirve por tanto para nivelar adecuadamente los costes a través de las unidades de electricidad producidas por ambos reactores. El precio del Plutonio que se obtiene en el caso base es de $ /kgHM. De la misma forma que con el uranio reprocesado, 59

92 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas se actualiza este precio con una tasa nominal anual del 7,6 % y se le aplica un factor de cambio de 0,766 /US$. El precio resultante es de /kghm. En otros estudios consideran el Plutonio como un substituto del uranio natural y empiezan por definir un precio ρ que tal que, siendo el LCOE del Ciclo Abierto. Después pasan a definir el LCOE del Ciclo Cerrado como. De esta manera no solo no se cumple sino que también resulta imposible definir el coste normalizado de generación del Ciclo Cerrado independientemente del coste normalizado de generación del Ciclo Abierto. Esto se considera un error. El cálculo del coste normalizado de generación para cualquier tipo de tecnología debería poder obtenerse de forma totalmente independiente a otra. Lo contrario no tendría ningún sentido. 60

93 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas 3.4 Parte II. Estrategias de actuación en la gestión del combustible español y cálculo de impuestos En esta segunda parte del estudio económico se realiza un análisis específico para la gestión del combustible español durante el periodo temporal que comprende los años 2013 a Se plantea en los apartados que siguen una estrategia de gestión del combustible para cada tipo de ciclo. El análisis estratégico toma como referencia el año 2013 puesto que coincide con la entrada en vigor de la Ley de Medidas Fiscales en Materia Medioambiental y Sostenibilidad Energética. Esta ley implica la contabilización de una serie de cargas fiscales que deberán pagar las compañías eléctricas. Por otro lado, el estudio abarcará hasta el año 2028 dado que éste es el último año de operación de las centrales nucleares españolas según el cronograma programado de Enresa. Para elaborar dichas estrategias de gestión es importante incluir no solo la gestión del combustible usado que está previsto que se genere y acumule durante el periodo de estudio , sino también la gestión del legado de combustible gastado del que se dispone actualmente en todas las centrales españolas y la de los RAA almacenados en el extranjero y que deben volver a España. Además, a partir de la regulación energética vigente, se deberán pagar unas cargas fiscales anuales en concepto de producción y almacenamiento de residuos nucleares que, como se detallará más adelante, difieren sustancialmente según la alternativa de gestión en cuestión. Dado que la regulación energética vigente únicamente contempla la situación actual del Ciclo Abierto, se asumen una serie de hipótesis para la imposición tributaria en el Ciclo Cerrado de forma que el cálculo de las imposiciones fiscales sea lo más equitativo posible en ambos ciclos. 61

94 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Particularidades del parque nuclear español En el escenario nuclear español se deben tener en cuenta una serie de factores determinantes en el estudio de las dos estrategias. Estos factores son: La vida útil de las centrales nucleares programada hasta la fecha. El historial de combustible UOX usado almacenado temporalmente en las piscinas de dichas centrales El proyecto del Almacén Temporal Centralizado (ATC) La entrada en vigor en 2013 de la Ley de Medidas Fiscales en Materia Medioambiental y Sostenibilidad Energética 1. Operación y vida útil de las centrales nucleares españolas El estudio se realiza suponiendo que el parque nuclear español no va a aumentar en capacidad en los próximos años y que las centrales nucleares ya existentes van a seguir operativas según el cronograma indicado en el 6º Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) de Enresa [ENRE06], Figura 3.14, a excepción de la central nuclear de Santa María de Garoña, la cual recientemente comunicó su cese de actividad para comienzos del año 2013, por lo que no se tendrá en cuenta su capacidad de operación. Por lo tanto, como se indica en la Figura 3.14, se cuenta con 7 centrales nucleares en operación que van a generar nuevo combustible UOX gastado durante el periodo Las cantidades de combustible UOX gastado generado anualmente difieren según el ciclo de gestión en cuestión. Se toma como media una cantidad de 20 Toneladas/año de combustible irradiado extraído de cada unidad de reactor. En el caso de los reactores convencionales en los que se introduce combustible MOX, solo 1/3 del combustible introducido corresponde a combustible MOX. Las otras 2/3 partes corresponden a combustible UOX convencional, por lo que en el caso del Ciclo Cerrado la generación anual de combustible UOX gastado será 2/3 de la media anual considerada. 62

95 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas La previsión de combustible UOX gastado generado anualmente en todas las centrales en operación para el Ciclo Abierto y el Ciclo Cerrado así como la previsión de MOX usado generado en el caso del Ciclo Cerrado se puede encontrar en las Tablas A.2.1 y A.3.1 del Anexo A. 63

96 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Figura 3.14 Cronograma de la vida útil de las CCNN españolas. Fuente: 6º PGRR de Enresa [ENRE06] 64

97 Tn UOX acumulado Tn UOX generado El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Ciclo Abierto. Generación y acumulación de combustible UOX gastado A partir del cronograma de la Figura 3.14 y considerando el ritmo de descarga de 20 toneladas anuales de combustible UOX gastado, en la Figura 3.15 se muestra la evolución de la generación anual de combustible UOX y el total acumulado, incluyendo el historial de combustible de UOX viejo almacenado a fecha de 31 de diciembre de La Tabla A.2.2 del Anexo A muestra los datos a partir de los cuales se obtiene la Figura Combustible UOX TOTAL acumulado Combustible UOX NUEVO generado Figura 3.15 Evolución de la generación y acumulación del combustible UOX gastado en Ciclo Abierto Como se puede ver, la cantidad de residuos nucleares aumenta de forma continua durante el periodo de estudio alcanzando las 5954 Tn. 65

98 Tn UOX acumulado Tn UOX generado El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Ciclo Cerrado. Generación y acumulación de combustible UOX y MOX gastado En comparación con el Ciclo Abierto la generación anual de combustible UOX gastado es menor y la acumulación del mismo al final del periodo de estudio es también sustancialmente menor, 2774 Tn acumuladas en 2028 frente a las 5954 Tn en Ciclo Abierto. Esta evolución se ilustra en la Figura Combustible UOX TOTAL acumulado Combustible UOX NUEVO generado Figura 3.16 Evolución de la generación y acumulación del combustible UOX gastado en Ciclo Cerrado La evolución del combustible MOX generado anualmente y acumulado durante se muestra en la Figura Cabe destacar que las toneladas acumuladas de MOX usado junto con las toneladas de UOX usado en el Ciclo Cerrado al final del periodo de estudio suman casi la mitad de las que se acumulan de UOX usado en el Ciclo Abierto. Las Tablas A a A del Anexo A contienen información adicional acerca de las diferentes cantidades de UOX y MOX que se van acumulando durante el periodo

99 Tn MOX acumulado Tn MOX generado El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas 400,00 350,00 300,00 353,33 50,00 45,00 40,00 35,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0, ,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Combustible MOX gastado acumulado Combustible MOX gastado generado Figura 3.17 Evolución de la generación y acumulación del combustible MOX gastado en Ciclo Cerrado Como se puede observar, desde el punto de vista de las toneladas de combustible radiactivo extraído del reactor el Ciclo Cerrado proporciona una clara ventaja respecto del Ciclo Abierto ya que se tendrían que gestionar un 47,5% menos cantidad de residuos en Ciclo Cerrado que en Ciclo Abierto al final del periodo de estudio. Más adelante se verá cómo afecta esto en la contabilidad de impuestos. 2. Legado de combustible gastado hasta el año 2012 Actualmente en las piscinas de las centrales nucleares se encuentra almacenado un historial de combustible UOX gastado de 4194 Toneladas. En la Tabla A.1 del Anexo A se encuentran los cálculos relativos a las toneladas de combustible UOX gastado existente en la actualidad, previos al ejercicio A la vista de las dos alternativas de gestión planteadas, este combustible UOX gastado puede ser utilizado de la siguiente forma: 67

100 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas En Ciclo Abierto este combustible gastado se encuentra a la espera de ser trasladado al Almacén Temporal Centralizado (ATC) para ser almacenado durante un periodo de tiempo más prolongado. En cambio, en Ciclo Cerrado este combustible UOX gastado sería reprocesado para posteriormente fabricar nuevo combustible MOX que empezaría a utilizarse en las centrales en el año 2018 durante diez años. Cálculo de la necesidad de UOX gastado para abastecer la demanda de MOX En la estrategia de gestión para el Ciclo Cerrado se ha supuesto un escenario en el que la totalidad de las centrales nucleares emplearán combustible MOX a partir del año 2018 hasta el cierre de cada una de ellas. Desde el año 2013 hasta el 2017 incluido se seguirá empleando combustible UOX convencional en todos los reactores. Como ya se ha dicho anteriormente, actualmente el combustible MOX utilizado en los reactores de agua ligera (LWR) de otros países se introduce en los reactores en la siguiente proporción: 1/3 de elementos combustibles MOX y 2/3 de elementos combustibles UOX. Por lo tanto, teniendo en cuenta una vez más el cronograma de la Figura 3.14 y sabiendo que en cada reactor en operación serán necesarios 6,67 Tn de combustible MOX y 13,33 Tn de combustible UOX anuales, la cantidad total de combustible MOX necesario para las 7 centrales durante 10 años es 353,33 Tn. Sabiendo que de 1 kg de UOX gastado se obtienen 0,125 kg de MOX, la cantidad necesaria de UOX gastado para cubrir la demanda de MOX es 2826,7 Tn. Del cálculo anterior se concluye que se dispone de una cantidad de combustible UOX gastado a fecha de 31 de diciembre de 2012 más que suficiente, 4194 Tn, para cubrir la demanda de MOX durante los diez años de reciclaje. Del legado de combustible que existe actualmente en las piscinas sobrarían 1367,7 Tn. 68

101 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas En resumen, con el 67,4 % del combustible UOX almacenado actualmente en las piscinas se cubriría la demanda de MOX necesaria durante En la Figura 3.18 se recogen los cálculos expuestos de forma esquemática. Figura 3.18 Combustible UOX gastado necesario para cubrir la demanda de combustible MOX. Cantidad máxima de MOX que se obtendría reprocesando todo el UOX gastado disponible en Proyecto del Almacén Temporal Centralizado (ATC) El proyecto del ATC, actualmente en fase inicial de diseño y del que no se espera que esté listo hasta el año 2019, es un avance clave independientemente del ciclo de gestión elegido que permite optimizar la gestión de los residuos de alta actividad (RAA) frente a la situación actual. El ATC se hace imprescindible por razones técnicas, de seguridad y económicas. 69

102 El Caso España. Estudio Económico de las dos Alternativas Figura 3.19 Esquema del futuro ATC español. Fuente: Enresa [ATC-12] Las razones técnicas residen en la próxima saturación de la capacidad de las piscinas de las centrales nucleares así como la necesidad de trasladar los RAA generados en los futuros desmantelamientos de las centrales nucleares. Además, existen residuos vitrificados de alta actividad derivados del reprocesado de parte del combustible de Vandellós I que actualmente se encuentran en Francia y que deben volver a España antes del año Mientras tanto, y según fuentes de Enresa, se están pagando penalizaciones a Francia de diarios. En cuanto a la seguridad es mucho más eficiente y óptimo instalar sistemas de seguridad en un emplazamiento centralizado que en siete ubicaciones dispersas. En cuanto a las razones económicas se ha estudiado que la centralización de los residuos resulta una alternativa significativamente más barata, aproximadamente en 2,5 veces, que la de construir almacenes para cada central nuclear. Cabe mencionar que el coste asociado al Almacenamiento Geológico Profundo (AGP) queda fuera de este estudio. Aunque se ha realizado una gran labor en investigación y de 70