UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

Transcripción

1 UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO TESIS DE MÁSTER ANÁLISIS SOBRE LA FUTURA IMPLANTACIÓN DE CENTRALES NUCLEARES EN ESPAÑA AUTOR: CÉSAR VISPO ARIAS MADRID, FEBRERO 2008

2 Autorizada la entrega de la tesis al alumno: César Vispo Arias EL DIRECTOR DE LA TESIS Pedro Linares Fdo: Fecha: 28/02/2008 Vº Bº del Tutor de la Tesis Fdo: Fecha: 28/02/2008

3 RESUMEN Desde la década de 1990 el consumo eléctrico español se ha disparado. La demanda de energía eléctrica ha crecido a un ritmo muy alto y ha sido necesaria la instalación de nuevas centrales eléctricas de un período corto de implantación. Además, muchos factores han coincidido en estas dos décadas: En primer lugar la firma del protocolo de Kyoto y otras directivas europeas por las que se pretende reducir la emisión de gases nocivos para el medio ambiente. Las tecnologías más contaminantes desde el punto de vista de la emisión de gases son el carbón y gas (el fuel, aunque es también emite CO2, funciona solamente en momentos de punta para cubrir la demanda). En segundo lugar la liberalización de los sectores eléctricos de los países europeos que ha promovido la creación de mercados eléctricos y la separación entre las actividades reguladas (transporte y distribución) de las que se realizan en régimen de competencia (generación y comercialización). La liberalización de la generación ha tenido como consecuencia un riesgo importante para las empresas inversoras que deben estudiar detalladamente si su inversión va a tener una rentabilidad adecuada en un contexto de mercado competitivo. A raíz del establecimiento de OMIP, las subastas de distribución (subastas CESUR) y las emisiones primarias de Endesa e Iberdrola (similares a las VPPs o Ventas de Capacidad de otros países europeos), parece que se ha avanzado más en la liberalización y desarrollo de mercados organizados, apostando por la venta a plazo de la energía. Sin embargo, aún queda pendiente el reflejar y transmitir el coste real de la energía a los consumidores finales, para lo cual es necesario la desaparición de la tarifa eléctrica, que se iniciará en enero de 2008 y previsiblemente afectará a los clientes de BT a partir de enero de En tercer lugar, la aparición de una tecnología rápida de implantar y barata desde el punto de vista de los costes de inversión y con un coste de combustible variable y

4 relativamente caro: Los Ciclos Combinados, que han ayudado además a promover la liberalización de los mercados eléctricos de los países de la Unión Europea, ya que al no ser tan intensiva en capital como el resto de tecnologías, permite la entrada de nuevos agentes al sistema (IPPs o Independent Power Producers). En cuarto lugar la dependencia energética europea. Dado el crecimiento tan alto de la demanda eléctrica ya que Europa es relativamente pobre en cuanto a combustibles, ha sido necesaria completar esta demanda con la energía producida por combustibles importados desde el exterior. Por lo general estos combustibles son caros y afectan a las economías europeas y por supuesto también a la española. Ante la conjunción de todos estos factores y la necesidad de satisfacer la demanda eléctrica se ha renovado el interés por tecnologías más limpias desde el punto de vista de emisiones, más baratas y estables desde el punto de vista del combustible, que disminuyan la dependencia energética del exterior y que puedan funcionar casi permanentemente (es decir, que funcionen en base). La única tecnología probada que satisface estas condiciones es la energía nuclear, energía que decidió dejar de implantarse en España a través de la Ley de Moratoria nuclear, y que actualmente esta recibiendo un fuerte impulso a través de la futura construcción de nuevas centrales nucleares en EEUU, China, etc. Esta Tesis analiza la posible implantación de esta tecnología a día de hoy, poniendo énfasis en el factor económico. Se estudian los siguientes aspectos: -Los tipos de reactores actuales -Las características implícitas del sector eléctrico español. -El coste de construcción el tiempo de construcción, los factores de carga de dichas centrales. -Los costes de operación y mantenimiento, de combustible de seguro, de desmantelamiento y de tratamiento de residuos. - Finalmente, Se analiza la posible viabilidad de la implantación de estas centrales.

5 La finalidad, pues, de esta tesis es analizar la viabilidad de la construcción de centrales nucleares en España, valorando principalmente el aspecto económico, pero también otros factores relevantes, como la reducción de la dependencia energética, los requisitos medioambientales y la diversificación del mix energético..

6 ÍNDICE 1- INTRODUCCIÓN MOTIVACIÓN Y OBJETIVOS DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA LA ENERGÍA NUCLEAR REACTORES NUCLEARES Y TIPOS: FAMILIAS DE REACTORES NUCLEARES MODELOS DE REACTORES NUCLEARES AVANZADOS COSTE DE LA TECNOLOGÍA NUCLEAR DESGLOSE DE COSTES Costes de construcción y tiempo de construcción Factor de carga (output rating) Coste de capital Costes de operación Costes de mantenimiento y otros Coste del combustible Tiempo de vida Costes de desmantelamiento y provisiones Seguros y responsabilidad Análisis de Estudios sobre el Coste de la Energía Nuclear CONSIDERACIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL CONSIDERACIÓN DEL PAÍS DE CONSTRUCCIÓN: CONSIDERACIONES DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL VIABILIDAD DE LA FUTURA CONSTRUCCIÓN EL COSTE DE CONSTRUCCIÓN EL COSTE DE CAPITAL EL COSTE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Y DE COMBUSTIBLE RESULTADOS CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA...115

7 1 Motivación y Objetivos.

8 1- Introducción 1.1 Motivación y objetivos La energía es un motor fundamental en el desarrollo de la sociedad. Por lo tanto es necesario asegurarse de su aprovisionamiento en el presente y en el futuro, desde el punto de vista de disponibilidad, y al mismo tiempo que dicha energía sea lo más barata posible y que no sea agresiva con el medioambiente. La energía eléctrica es importante para la economía, no se puede prescindir de ella, es necesario que esta sea suficiente, eficiente y de calidad. Para disponer de esta energía hay que tener en consideración todas las tecnologías eléctricas que existen sin descartar ninguna, pues todas son medios más o menos buenos de obtener electricidad. Esta tesis tiene por objetivo estudiar una de esas tecnologías: la tecnología nuclear, una tecnología rechazada por muchos y cuya aportación a la cobertura de la demanda no siempre se tiene en consideración. Como todas las tecnologías, la nuclear tiene sus ventajas y sus inconvenientes, y no es cuestión de descartarla a priori como opción válida, porque el conocimiento de la gente sea insuficiente o se encuentre, en muchas ocasiones, polarizado. Esta Tesis analiza la viabilidad de una posible futura implantación de plantas nucleares en España, valorando los factores favorables y desfavorables de dicha implantación en distintos escenarios del mix energético a futuro. Cada vez se necesita más energía eléctrica, y las tecnologías de combustible fósil se encuentran con un combustible cada vez más escaso y por lo tanto más caro. A esto se une que, debido al cumplimiento del protocolo de Kyoto, en el que se acordó la reducción de los gases de efecto invernadero, de las que estas tecnologías son las principales emisoras, estas tecnologías no son desde el punto de vista medioambiental las más adecuadas, por lo que es necesario encontrar fuentes de energía alternativas no

9 contaminantes y baratas. Las tecnologías fósiles existentes son las Centrales de Carbón, las Centrales de fuel y las Centrales de Ciclo Combinado de Gas. El mix energético español actualmente es equilibrado, comos se ve en la gráfica anterior, no obstante hay factores que influyen e influirán en el futuro mix energético del país: 1.- Precios de los combustibles: Los precios de los combustibles de las tecnologías fósiles son más altos que el coste del combustible nuclear y además los precios son muy volátiles y dependientes de muchos factores que incluyen factores políticos y factores estratégicos. - Carbón: El mercado del carbón ha variado mucho en los últimos años:

10 Como puede observarse en la siguiente gráfica, a partir del 2003 el precio del carbón se duplicó, pasando de valores en torno a los 35 $/t a los 70 $/t. Esta subida se debió al aumento de la demanda de carbón en China, que casi dejó desabastecido al resto del mercado y a la fuerte subida del precio de los fletes. Por lo que ha dejado de ser una fuente barata de energía y, debido a la concentración de empresas del sector, ha pasado a ser un mercado dominado por la oferta. A futuro no se espera un descenso significativo de estos precios, sino que el rango de precios esperados a largo plazo sería de $/t. Gas: El gas es un combustible cuyo precio es muy volátil porque su precio está asociado al precio del petróleo, a través de las indexaciones de los contratos a plazo, que es muy variable, ya que es muchas ocasiones el precio del petróleo se ve afectado por decisiones de producción de la OPEP, o por cuestiones geopolíticas, que tienen mayor influencia en el precio que la simple interacción entre oferta y demanda. Por otra parte cada vez se habla más del desacople entre el gas y el petróleo como ocurre en USA, no obstante han que añadir, que países como Rusia (la primera productora mundial de gas) están fomentando cada vez más la creación de una OPEP del gas, por lo que es de

11 imaginar que en un futuro la situación del mercado del gas sea muy parecida a la situación del mercado del petróleo, aunque con distintos actores. Fuel o Petróleo: Como se comentó anteriormente, el precio del petróleo es muy volátil y sus variaciones obedecen a las siguientes fuerzas: - Económicas: El incremento de producción es un arma para obtener más ingresos. - Políticas: los países productores conscientes de su importancia mundial, lo utilizan políticamente. - Estructurales: Las posibilidades reales de venta de un crudo en un mercado. - Tecnológicas: Los crudos se valoran en función del rendimiento de los productos que de él se pueden obtener (% de gasolinas, gasóleo, fuel, etc) según el tipo de refinería. - Otros factores: desequilibrio entre las zonas de gran demanda y las de producción (volatilidad)

12 El precio del fuel puede variar dependiendo de los Stocks de petróleo que haya: O dependiendo de situaciones de incertidumbre geopolítica:

13 Por lo que no es muy adecuado considerar ( y de hecho ya no se considera) este combustible como principal opción para obtener su energía, sobre todo por su elevada volatilidad. La importancia del coste de combustible es vital en sistemas de mercados eléctricos marginalistas (tipo pool), debido a que influyen directamente en el coste variable de las centrales, pudiendo alterar el orden de mérito de las mismas y traducirse en una fuerte volatilidad del precio de la electricidad resultante del pool. 2- Aspectos medioambientales. España firmó el protocolo de Kyoto en con el que se pretende estabilizar la concentración atmosférica de los gases de efecto invernadero a un nivel que prevenga interferencias antropogénicas peligrosas para el sistema climático. Este Protocolo limita el crecimiento de las emisiones netas de dióxido de carbono, metano, óxido nitroso, hexafloruro de azufre y carburos hidrofluorados y perfluorados. Se tomó como año base el año 1990 para los tres primeros y 1995 para los restantes y se fijó como objetivo el período En cuanto a las limitaciones de emisiones la Union Europea tenia que disminuir sus emisiones en un 8 %, respecto a 1990, pero España tenía en cambio la posibilidad de aumentar sus emisiones en un 15 %. Ya en el año 2001 España superaba en un 32% las emisiones de gases de No invertir la tendencia de crecimiento de emisiones supondrá un elevado coste para el país, que en el 2010 puede alcanzar los millones de euros según el Foro Nuclear. De estas emisiones una gran parte corresponden a la generación eléctrica que se reparten entre las distintas tecnologías, siendo el carbón, el fuel y el gas los más contaminantes:

14 Más de la mitad del efecto invernadero es causado por el CO2 y tres cuartas partes del CO2 vienen de la producción y uso de los combustibles fósiles. La energía nuclear quedó excluida de los mecanismos establecidos en Kyoto. Es decir, en el comercio de emisiones no intervendrán las centrales nucleares. El gran desafío es entonces o bien ahorrar energía o bien multiplicar o mantener la energía que se produce en la actualidad cumpliendo las restricciones sobre emisiones de gases o incluso reduciéndolas. Las centrales nucleares no emiten menos CO2 durante su operación, por lo que no contribuyen sustancialmente a la emisión de CO2 a la atmósfera. Si no existiesen las

15 centrales nucleares la reducción global de emisiones que afrontar debido al protocolo de Kyoto no sería del 5,2% sino del 13% mundial para el período , según datos del Foro Nuclear. Además de contribuir a la reducción de la emisión de gases del efecto invernadero, la tecnología nuclear no emite gases o partículas causantes de la lluvia acida, contaminación atmosférica urbana o la disminución de la capa de ozono. En cuanto a los residuos sólidos, su principal problema es la radiación emitida por estos residuos y su larga vida media, para la que actualmente no existe solución, por lo que se está investigando la posibilidad de almacenar los residuos radiactivos a gran profundidad en el interior de formaciones geológicas estables (este almacenamiento se denomina Almacenamiento Geológico Profundo ). No obstante también hay que considerar que los volúmenes de residuos radiactivos procedentes de las centrales nucleares españolas y de las instalaciones del ciclo de combustible nuclear suman unos 500 m3/año (un cubo de menos de 8 m de lado) de residuos de media y baja actividad y unas pocas decenas de metros cúbicos de residuos de alta actividad. Las emisiones líquidas y gaseosas de las centrales nucleares y plantas del ciclo de combustible nuclear están reguladas y vigiladas estrictamente mediante especificaciones individuales y su impacto en el entorno es inapreciable, como puede verse en el gráfico siguiente: Es muy previsible que después de 2012 la necesidad de la energía nuclear, como la mejor fuente de energía para funcionar en base (es decir, las 24 horas del día ) para

16 mejorar las condiciones medioambientales, determine nuevas iniciativas en las que esta energía tenga un papel importante. En cualquier caso, el mantenimiento en operación de las centrales existentes es, en sí mismo, una reducción en las emisiones puesto que no emiten gases a la atmósfera. Por ello, una primera medida de fácil e inmediata aplicación es extender el periodo de funcionamiento de las centrales existentes hasta los 60 años, algo que ya se ha aplicado en Estados Unidos. 3- Dependencia energética: La política energética de la mayoría de los países se basa en disponer de varias fuentes de energía para evitar la dependencia del suministro. En el Libro Verde de la Comisión europea se indica que la Unión Europea debería solucionar la dependencia energética con una estrategia de seguridad del abastecimiento energético destinada a reducir los riesgos de esta dependencia externa. La dependencia energética española registra un aumento constante. Las importaciones energéticas de energía primaria alcanzan el 80% del consumo total. Y el 50% de la producción de la energía eléctrica se hace con materias primas importadas del exterior. Como se puede observar la dependencia de Gas española desde el exterior es total:

17 Al igual que el fuel, el cual el 46% viene de países políticamente inestables: De la misma forma que el carbón, con la diferencia que procede de países considerados democráticos: Como se puede ver Europa y sobre todo España son muy insignificantes desde el punto de vista de recursos energéticos:

18 Las centrales nucleares son importantes, ya que garantizan el suministro base de electricidad, siendo claves para garantizar la estabilidad de la red y el suministro eléctrico gracias a su gran fiabilidad. En España con un porcentaje ligeramente superior al 10% de la potencia total instalada producen la cuarta parte de la electricidad consumida. Operan de forma continuada las 24 horas del día los 365 días al año. Pueden estar funcionando 500 días sin tener que parar para recargar combustible. Una vez analizados los principales condicionantes del marco energético actual, así como las características más relevantes de la tecnología nuclear, el objetivo que se plantea para esta Tesis es el análisis de la posibilidad de implantar nueva potencia de origen nuclear en el mercado liberalizado español.

19 2 Descripción de la tecnología

20 2- Descripción de la Tecnología 2.1 La Energía Nuclear. Se llama energía nuclear a aquella que se obtiene al aprovechar las reacciones nucleares espontáneas o provocadas por el hombre. La energía nuclear se obtiene mediante un proceso llamado la Fisión Nuclear. La fisión nuclear consiste en la división del núcleo de un átomo pesado en otros elementos más ligeros, de forma que en esta reacción se libera gran cantidad de energía. Estas reacciones aparecen en algunos isótopos de ciertos elementos químicos, siendo el más conocido de este tipo de energía la fisión del 235U, con la que funcionan los reactores nucleares de las centrales nucleares. Sin embargo muchos otros pueden ser utilizados para producir esta energía aprovechando las distintas reacciones nucleares. La energía desprendida en esos procesos nucleares suele aparecer en forma de partículas en movimiento. Esas partículas, al frenarse en la materia que las rodea, producen calor que posteriormente se aprovecha convirtiéndolo directamente en propulsión (como por ejemplo en los motores de los buques nucleares) mediante unas turbinas, o bien en electricidad que puede transportarse a largas distancias del lugar donde se produce. La energía que se obtiene puede usarse de forma descontrolada, dando lugar al armamento nuclear, o controlada en reactores nucleares en los que se produce electricidad o movimiento. Tanto la forma de los materiales usados, como el diseño necesario, son completamente diferentes en uno y en otro caso. La generación de electricidad es el empleo más importante de la energía liberada en una fisión nuclear. Para ello es necesario controlar la reacción de fisión en cadena; hace falta un sistema que impida que el número de fisiones por unidad de tiempo sobrepase ciertos límites. Esto se logra mediante el reactor nuclear. Un reactor nuclear consiste básicamente en un recipiente en cuyo interior se encuentra el combustible nuclear (uranio o plutonio). Dicho combustible se suele introducir en forma de pastillas encapsuladas en una serie de vainas metálicas, rodeadas por un material moderador, que forman el interior del reactor. Para el control de la reacción existen unas barras deslizantes, compuestas de un material capaz de absorber neutrones (boro o grafito). Según se introduzcan más o menos barras de control en el interior del reactor, el número de neutrones absorbidos será mayor o menor, de este modo se puede controlar el

21 número de fisiones que ocurren por unidad de tiempo. Si las barras se introducen totalmente, la reacción de fisión se detiene. Todo el conjunto del reactor se halla encerrado por el blindaje biológico, que es una envoltura de metal y hormigón cuya finalidad es impedir el paso de la radiación o gases contaminantes o radiactivos al medio ambiente. 2.2 Reactores Nucleares y tipos: Se define un reactor nuclear como una instalación capaz de iniciar, mantener y controlar las reacciones de fisión en cadena que tienen lugar en el núcleo del reactor, compuesto por el combustible, el refrigerante, los elementos de control, los materiales estructurales y el moderador en el caso de los reactores nucleares térmicos. Hay dos formas de diseñar un reactor nuclear: bien sea retardando los neutrones veloces o bien incrementando la proporción de átomos fisibles. Para la tarea de retardar los neutrones se emplea un moderador (agua ligera, agua pesada, grafito) y a los neutrones lentos resultantes se les denomina térmicos, de modo que los reactores basados en esta técnica se conocen como REACTORES TÉRMICOS, a diferencia de los que emplean neutrones veloces, denominados REACTORES RÁPIDOS. A la hora de construir un reactor, es necesario tener una masa crítica de combustible, esto es, suficiente material fisible, en una óptima disposición del combustible y del resto de los materiales del núcleo, para mantener la reacción en cadena. La disposición de los absorbentes de neutrones y de las barras de control permite mantener la criticidad en operación y la subcriticidad en parada y puesta en marcha. Componentes del núcleo del reactor El núcleo es la parte del reactor donde se produce y se mantiene la reacción nuclear en cadena. Su objetivo es calentar el agua del circuito primario. Se diseña para operar de forma segura y controlada, de modo que se maximice la cantidad de energía extraída del combustible.

22 Cada componente del núcleo del reactor juega un papel importante en la generación de calor: Combustible El combustible de un reactor nuclear es un material fisionable en cantidades tales que se alcance la masa crítica, y colocado de tal forma que sea posible extraer rápidamente el calor que se produce en su interior debido a la reacción nuclear en cadena. Los combustibles empleados en las centrales nucleares están en forma sólida, aunque varían desde el dióxido de uranio cerámico ligeramente enriquecido, uranio en tubos de aleación de magnesio hasta dióxido de uranio enriquecido en tubos de aleación de zirconio. En general, un elemento de combustible está constituido por una disposición cuadrangular de las varillas de combustible. En determinados elementos algunas varillas se reemplazan por los tubos guía de las barras de control sujetados a las partes superior e inferior del elemento. Sujetando los tubos guía a las rejillas de soporte de combustible se consigue que los centros de las varillas de combustible y los tubos guía estén a la misma distancia. Todos los elementos de combustible tienen el mismo diseño mecánico. Algunos contienen haces de barras de control y otros contienen venenos consumibles o fuentes neutrónicas. Para asegurar la calidad de los elementos de combustible, se realizan numerosas inspecciones y ensayos tanto de las materias primas como del producto final. Barras de control Los haces de barras de control proporcionan un medio rápido para el control de la reacción nuclear, permitiendo efectuar cambios rápidos de potencia del reactor y su parada eventual en caso de emergencia. Tienen forma cilíndrica y están fabricadas con materiales absorbentes de neutrones (carburo de boro o aleaciones de plata y cadmio) y suelen tener las mismas dimensiones que las varillas de combustible. La reactividad del núcleo aumenta o disminuye subiendo o bajando las barras de control.

23 Para que un reactor funcione durante un período de tiempo tiene que tener un exceso de reactividad, que es máximo con el combustible fresco y va disminuyendo con la vida del mismo hasta que se anula, momento en el que se hace la recarga del combustible. En funcionamiento normal, un reactor nuclear tiene las barras de control en posición extraída del núcleo, pero el diseño de las centrales nucleares es tal que ante un fallo en un sistema de seguridad o de control del reactor, siempre actúa en el sentido de seguridad del reactor introduciéndose las barras de control en el núcleo y llevando el reactor a parada segura en pocos segundos. Moderador Los neutrones producidos en la fisión tienen una elevada energía en forma de velocidad. Para que se produzcan nuevos choques conviene disminuir su velocidad de modo que aumente la probabilidad de que sean capturados por otro átomo fisionable y no se rompa la reacción en cadena. Entre los moderadores más utilizados están el agua ligera, el agua pesada y el grafito. Refrigerante La mayor parte de la energía desprendida por fisión es en forma de calor. A fin de poder emplear éste, por el centro del reactor debe pasar un refrigerante, que generalmente transmite el calor a una caldera o generador de vapor. El refrigerante debe ser anticorrosivo, tener una gran capacidad calorífica y no debe absorber los neutrones. Los refrigerantes más usuales son gases, como el anhídrido carbónico y el helio, y líquidos como el agua ligera y el agua pesada. Incluso hay algunos compuestos orgánicos y metales líquidos como el sodio que también pueden emplearse. Reflector En una reacción nuclear en cadena, un cierto número de neutrones tiende a escapar de la región donde ésta se produce.

24 Esta fuga neutrónica puede reducirse con la existencia de un medio reflector, aumentando así la eficiencia del reactor. El medio reflector que rodea al núcleo debe tener una baja sección eficaz de captura. La elección del material depende del tipo de reactor. Si tenemos un reactor térmico, el reflector puede ser el moderador, pero si tenemos un reactor rápido el material del reflector debe tener una masa atómica grande para que los neutrones se reflejen en el núcleo con su velocidad original. Blindaje Cuando un reactor está en operación, sale gran cantidad de radiación en todas direcciones. Es necesaria una protección para proteger al público y a los trabajadores de la instalación de las radiaciones de neutrones y rayos gamma ocasionados por los productos de fisión Por ello, es necesario colocar un blindaje biológico alrededor del reactor para interceptar estas emisiones. Los materiales más usados para construir este blindaje son el hormigón, el agua y el plomo. 2.3 Familias de reactores nucleares Las diversas combinaciones de combustible, moderador y refrigerante configuran los diversos tipos de reactores nucleares existentes. Éstos pueden clasificarse según varios criterios; los más comunes son los siguientes: Según la velocidad de los neutrones que producen las reacciones de fisión: Reactores rápidos y reactores térmicos. Según el combustible utilizado: Reactores de uranio natural, en los que la proporción de U-235 en el combustible es la misma que se encuentra en la Naturaleza, reactores de uranio enriquecido, en los que la proporción de U-235 se ha aumentado hasta alcanzar entre un 3 y un 5%.

25 Según el moderador utilizado: Los que utilizan agua ligera, agua pesada o grafito. Según el material usado como refrigerante: Los materiales más utilizados son el agua (ligera o pesada) o un gas (anhídrido carbónico y helio), que a veces actúan simultáneamente como refrigerante y moderador. Otros refrigerantes posibles son: aire, vapor de agua, metales líquidos o sales fundidas. Los principales tipos de reactores nucleares que actualmente están en operación comercial en el mundo son los siguientes: a) Reactor de agua a presión (PWR-Pressurized Water Reactor) El reactor de agua a presión es el tipo de reactor más utilizado en el mundo y ha sido desarrollado principalmente en Estados Unidos, Alemania, Francia y Japón. Los de diseño soviético se denominan VVER. Las centrales nucleares españolas de José Cabrera (Zorita), Almaraz I y II, Ascó I y II, Vandellós II y Trillo pertenecen a este tipo. El combustible empleado es dióxido de uranio (UO2) enriquecido que va envainado en tubos de aleaciones de zirconio. Las varillas de combustible están agrupadas, por lo general, en haces de 17x17, sujetas por rejillas y con un cabezal de salida y otro de entrada que se ajustan a las rejillas superior e inferior del núcleo. De este modo se forman los elementos combustibles (longitud de aprox. 4 m) que ocupan el lugar inferior del espacio hueco de la vasija, estando en la parte superior los elementos guía de las barras de control, que estarán parcialmente extraídas durante funcionamiento normal. En este tipo de reactor el agua ligera actúa tanto de refrigerante como de moderador. El reactor se halla inserto en una vasija de acero de aproximadamente cm de espesor y unas 400 Tm de peso, provista de una tapa que va embridada a la vasija en condiciones nominales de funcionamiento, y que puede retirarse de la misma para proceder a la recarga del combustible.

26 El control del reactor se lleva a cabo por medio de las barras de control y por ácido bórico disuelto en el refrigerante. Tanto las barras de control como el boro son buenos absorbentes de neutrones y tienden a hacer menos reactivo el núcleo, de forma que ajustando la concentración de boro y la longitud de las barras de control que se insertan en el núcleo puede variarse el nivel de potencia del reactor e incluso pararlo. En una central PWR las barras de control, así como sus mecanismos de accionamiento, van instalados en la parte superior de la vasija, permitiendo subir o bajar cada barra, de forma que al insertarse más o menos en el núcleo, su superficie de absorción de neutrones aumenta o disminuye, variando así la potencia. Al final de cada ciclo de operación, que dura entre 12 y 24 meses, tiene lugar la recarga del reactor, momento en el que se extraen los elementos combustibles más gastados y se insertan los elementos nuevos o frescos. b) Reactor de agua en ebullición (BWR-Boiling Water Reactor) El reactor de agua en ebullición, al igual que el anterior, es muy utilizado y su tecnología ha sido desarrollada, principalmente, en Estados Unidos, Suecia, Alemania y Japón. En España pertenecen a este tipo las centrales nucleares de Santa María de Garoña y Cofrentes. El combustible es UO2 enriquecido y va envainado en tubos de aleaciones de zirconio formando elementos combustibles. Las varillas de combustible se agrupan generalmente en conjuntos prismáticos de 8x8, enlazadas mediante rejillas soporte y dos cabezales, uno de entrada, que se apoya sobre la llamada rejilla inferior del núcleo, y otro de salida, en la rejilla superior. Cada uno de los elementos combustibles se encierra en una caja prismática de zircaloy. En este reactor se utiliza agua ligera como moderador y como refrigerante. La ebullición del agua ligera tiene lugar en el interior del núcleo del reactor. El vapor producido se separa del caudal del agua refrigerante por medio de unos separadores y unos secadores y a continuación se dirige a la turbina principal.

27 Una particularidad de estas centrales es que las barras de control están situadas y se introducen por la parte inferior de la vasija. Esto es así dado que el acceso al núcleo del reactor desde la parte superior de la vasija es imposible, debido a la presencia de los separadores y secadores de vapor. El movimiento de subida o bajada de las barras de control para regular el reactor, se realiza mediante un sistema hidráulico maniobrado desde el exterior. Para controlar la fisión y la reacción en cadena, se mueven dentro y fuera del núcleo del reactor las barras de control que poseen la capacidad de capturar o absorber neutrones. Esta forma de controlar la reacción en cadena, origina un flujo de calor constante, generando el vapor necesario para poner en movimiento el turbogenerador, que finalmente produce la electricidad que pasa a la red nacional de distribución.

28 c) Reactor de grafito-gas (GCR-Gas Cooled Reactor) La primera instalación nuclear del mundo con fines industriales se inauguró en Reino Unido en 1956, empleando gas CO2 como refrigerante. El combustible es uranio natural en forma de varillas encajadas en una aleación de magnesio llamada magnox, que es el nombre con que se conocen estos reactores. El moderador de grafito se dispone en forma de cubos de ladrillos con canales verticales que lo atraviesan. Los elementos de combustible se alojan en dichos canales, uno encima de otro, en tanto que algunos están ocupados por las varillas de control, compuestas de acero al boro. El refrigerante es anhídrido carbónico y sale a través de los canales sobre los elementos de combustible. Éste transporta el calor desde el reactor (entre 350 ºC y 400 ºC) y por ello, se emplea para hervir el agua que producirá el vapor para el turbogenerador. El gas, una vez ha entregado su calor, es devuelto al reactor mediante poderosos fuelles. El núcleo de un reactor con refrigeración a gas está rodeado por un reflector de grafito que devuelve parte de los neutrones que huyen. El cambiador de calor no posee protección contra radiaciones, pues aunque el anhídrido carbónico pasa por el centro del reactor, no se vuelve radiactivo. La mayoría de los reactores con refrigerantes gaseosos tienen máquinas muy complicadas encima del reactor para repostarlo mientras funciona. d) Reactor de grafito y agua ligera (LWR-Light Water Graphite Reactor) Este tipo de reactor emplea uranio ligeramente enriquecido (2%) como combustible, grafito como moderador y agua ligera como refrigerante, que se transforma en vapor en el propio reactor Es también conocido con las siglas RBMK, y pertenece a la serie de centrales tipo Chernobyl. Es un diseño único de origen soviético, de gran tamaño y con características esencialmente distintas a las de los reactores occidentales.

29 e) Reactor de agua pesada (HWR-Heavy Water Reactor) Este tipo de reactor ha sido desarrollado principalmente en Canadá (reactores CANDU) y en la India. Emplea como combustible uranio natural o enriquecido, en forma de óxido, introducido en tubos de zirconio aleado. Su principal característica es el uso de agua pesada como moderador y refrigerante. En su diseño más común, el moderador (agua pesada) se encuentra separado del refrigerante en una calandria, un tanque amplio atravesado por los tubos de presión que contienen el combustible. El refrigerante pasa por los tubos manteniéndose a una cierta presión para que no entre en ebullición, produciéndose el vapor en unos cambiadores de calor por los que circula agua ligera El SGHWR (reactor de agua pesada generador de vapor) emplea el agua pesada como refrigerante, llevándola a ebullición en tubos de presión, y suministrando parte de la misma directamente a la turbina. El resto vuelve a los canales sobrecalentados del centro del reactor, alcanzando 504 ºC antes de pasar a la turbina. Los reactores de agua pesada enfriados por anhídrido carbónico se han construido en Francia, en Checoslovaquia, en Suecia y en Alemania. En la siguiente tabla se ilustra la cantidad de reactores de cada tipo que existen actualmente en el mundo:

30 En esta otra tabla se puede observar los distintos tipos de reactores a las que pertenecían las centrales españolas. Actualmente la central de Garoña esta siendo desmantelada por lo que ahora mismo solo existen 8 centrales nucleares en España.

31 2.4 Modelos de Reactores Nucleares Avanzados. ABWR: El rector ABWR ha sido el primer diseño de reactor avanzado de 3ª generación que se ha diseñado, y del que se tiene cierta experiencia de funcionamiento, al haberse construido ya dos unidades de 1356 MW en la central nuclear japonesa de Kashiwazaki- Kariwa y lleva ya en operación unos 10 años. En la actualidad se están construyendo dos unidades nuevas en Lungmen (Taiwan). El reactor Avanced Bolining Water Reactor (ABWR ) ya ha obtenido licencia en varios países como por ejemplo USA y Japón y se espera que al tener ya experiencia sobre su funcionamiento no tenga problemas en otros países. El ABWR es un reactor de tipo BWR, diseñado a partir de la experiencia obtenida de la construcción de modelos anteriores de BWR. Los objetivos del diseños del reactor ABWR durante el desarrollo del programa fueron los siguientes : Vida de diseño de 60 años. Factor de disponibilidad superior al 87%. <1 disparo no programado por año. Recarga cada meses. Límite de exposición de radiación PPE < 1 Sv/año. Generación de residuos < 100 m3/año. Reducción del daño del núcleo. Potencia aumentada hasta MWe. Construcción en 48 meses. 20% de reducción de costes de capital con respecto a anteriores reactores BWR Dos temas importantes en los que se hizo un énfasis mayor fue disminuir la posibilidad de daño del núcleo y las mejoras en la operación y mantenimiento. ESBWR (Economic Simplified Boiling Water Reactor):

32 El diseño de la planta se basa en la circulación natural para el sistema de recirculación y en sistemas pasivos de seguridad para simplificar la planta, al haber eliminado así varios sistemas. De la misma forma la ESBWR tiene muchas sinergias con la ABWR y utiliza muchas de las tecnologías desarrolladas para la ABWR. Los atributos básicos de la ESBWR son los siguientes: - Diseño avanzado simplificado. - Sistemas de seguridad pasivos. - Uso de componentes ya desarrollados para la ABWR. - Optimización de la planta. - Puede utilizar la infraestructura creada para la ABWR, valen los mismos suministradores internacionales. - Diseñado por un equipo internacional. - Diseño modular de los sistemas pasivos de seguridad - Reducción general de material necesitado. El edificio del reactor del ESBWR ha sido simplificado y reducido en volumen de una forma considerable gracias a los sistemas pasivos modulares. Se ha conseguido reducir el número de sistemas de seguridad y también se ha conseguido reducir su complejidad y su tamaño, con lo que se permite reducir de una forma considerable el tamaño de los edificios y sobre todo el grado de seguridad que le aplica, con lo cual se reduce enormemente el costo de construcción. Otra característica relevante de este reactor es la flexibilidad en cuanto a los diferentes tipos de localización en las que se puede asentar. Su diseño es suficientemente robusto como para cumplir los requerimientos de seguridad exigidos por las diversas autoridades y suficientemente flexibles como para adaptarse a las condiciones del lugar de asentamiento y a las condiciones sísmicas requeridas.

33 No existe todavía ningún reactor de este tipo, no obstante se ha aprobado la construcción de al menos un reactor en EEUU. SBWR 1000 (Simplified Boiling Water Reactor) Este era un diseño de 1000 MWe en el que conceptualmente se buscaba los siguientes objetivos: - Sistemas pasivos para eliminar el calor de la vasija. - Gran capacidad de mantenimiento del calor dentro de la contención. - En caso de accidente la vasija de llena de agua por gravedad al producirse una despresurización del núcleo. - Control pasivo en caso de accidente sin necesidad de energía eléctrica y sin necesidad de operación del personal. - Una gran fiabilidad de la planta. - Periodo de construcción de 48 meses. (capital cost disminuyen en un 30 % ) - Período de vida de 60 años. - Ciclo de operación flexible entre 1 y 2 años con lo que el costo del ciclo del combustible disminuye. Todos los sistemas y los componentes están dentro de varios edificios y estructuras creando tres estructuras complejas, lo que permite construir los edificios al mismo tiempo. La estructura central de la planta comprende el edificio del reactor, el edificio de turbina y un edificio auxiliar del reactor. La segunda estructura comprende los sistemas eléctricos, de tratamiento de residuos radiactivos, la entrada al área controlada etc. La tercera estructura comprende los sistemas de servicios de planta como el sistema de agua de circulación sistema de agua desmineralizada y generadores diesel de emergencia. El primer complejo va todo unido, mientras que los otros dos se pueden adaptar según la situación geográfica en la que se va a instalar la central. Este reactor fue suspendido en su fase de diseño. AP1000 (Advanced Passive 1000)

34 El reactor AP1000 es un reactor de agua presurizada con dos lazos de 1000 MW (PWR) con sistemas de seguridad pasivos y con simplificaciones para mejorar la construcción, la operación y el mantenimiento. El diseño del AP1000 deriva del reactor AP600, el cual utiliza tecnología ya probada a lo largo de decenas de años de tecnología PWR. Para conseguir que la planta fuera mas competitiva se hicieron estudios para demostrar que el reactor AP600 podía llegar a los 1000 MW manteniendo su configuración normal. Para conseguir este objetivo el AP1000 se diseñó con las restricciones de espacio del AP600 manteniendo la credibilidad de los componentes probados y los márgenes amplios de seguridad. La disposición del reactor, los sistemas de seguridad pasivos y los sistemas auxiliares son los mismos que el AP600, mientras que el núcleo, las bombas de refrigeración y los generadores de vapor han aumentado. Algunas de las características del AP1000 son: - Potencia eléctrica de 1000 MW. - Sistemas de seguridad pasivos, refrigeran el núcleo y la contención sin energía eléctrica exterior y sin actuación del operador durante 72 horas. - Probabilidad de daño del núcleo es muy pequeña. - Alta fiabilidad de la planta, se espera menos de un disparo por año. - Admite un rechazo de carga del 100 % sin disparo del reactor. - Diseño fácil de construir, operar y mantener con menores sistemas de seguridad y de no seguridad, como mejores materiales que las actuales PWR. - Tiempo de vida de 60 años. - Utilización de equipos ya probados y las modificaciones se basan en equipos similares que se han probado en situaciones similares o más adversas. Este reactor ya ha sido comercializado en China y se ha aprobado la construcción de al menos un reactor en EEUU.

35 AP600 (Advanced Passive 600) El diseño del AP600 es un diseño conservador basado en tecnología PWR ya probada, pero haciendo énfasis en la seguridad pasiva basada en fuerzas naturales. Los sistemas de seguridad no utilizan componentes activos y disminuye la complejidad de las acciones a realizar por el operador, el concepto básico es eliminar las actuaciones del operador, no simplificarlas. Un aspecto importante de la filosofía del AP600 esta focalizada en la operación y mantenimiento. Se ha enfatizado mejorar la operatividad al mismo tiempo que se reducen los componentes que requieren mantenimiento. También por ello, para disminuir el mantenimiento y aumentar la fiabilidad se han preferido componentes y equipos ya probados. Para disminuir el coste de construcción un requerimiento en el diseño del AP600 fue la utilización de técnicas modulares de construcción, mediante la cual esta previsto que el

36 plazo de construcción de una AP600 sea de 36 meses, aunque parece que las previsiones son muy optimistas. Algunas de las medidas para disminuir el coste y el tiempo de construcción son: - La utilización de un sistema integrado de protección, una sala de control avanzada, un sistema de control distribuido, la utilización de fibra óptica reducen significativamente la cantidad de cables, bandejas y conduits. - La utilización de una disposición especial de las baterías de Clase 1E, las salas de cuadros de continua, las salas del sistemas de protección integrada y la sala de control. Esta disposición elimina la necesidad de salas de cable dispersas. - La aplicación de sistemas pasivos elimina gran parte de los sistemas mecánicos convencionales que son típicos en edificios de Categoría sísmica I típicos en las plantas PWR. Algunas de las características típicas de esta planta son: - Una potencia eléctrica de 600 MW - Un margen de operación en cuanto a parámetros del núcleo del 15 %. - Período de construcción de 3 años. - No es necesaria una planta prototipo, pues todos los componentes ya han sido probados. - Los sistemas de seguridad son pasivos y no se necesita la intervención del operador hasta 72 horas después de un accidente. - Probabilidad de fallo del núcleo muy pequeña. - Exposición a la radiación pequeña. - El núcleo esta diseñado para un ciclo de carga de combustible de 24 meses con un factor de carga del 87 %. - La recarga se puede realizar en 17 días. - Periodo de vida de 60 años. - Fiabilidad de la planta mayor del 90 %. El AP600 no fue construido, no obstante sirvió para el posterior desarrollo del AP100 que si se ha implantado.

37 International Reactor Innovative and Secure (IRIS) El reactor IRIS (International Reactor Innovative and Secure) es un reactor modular, integral refrigerado por agua ligera, de 335 MWe de potencia y que cumple con los requerimientos definidos para los reactores de ultima generación como por ejemplo resistencia a la proliferación, que sea mas económico y mas fiable. IRIS esta siendo desarrollado por un equipo internacional con 18 organizaciones de 9 países. Los suministradores de reactores, ingenierías, suministradores, empresas eléctricas laboratorios y academias están participando. El IRIS se basa en la ya probada tecnología de reactores de agua ligera. Las características que definen al IRIS son: - Ciclo de combustible de 5 años. - Circuito integrado primario de refrigeración - Generadores de vapor modulares con tubos helicoidales - Escudos internos contra la radiación - Eliminación de iniciadores de accidentes mediante el diseño. - Intervalo de mantenimiento de cómo mínimo cada 4 años. El reactor IRIS es un reactor de cuarta generación que actualmente todavía esta en fase de diseño y por lo tanto no existe ninguna unidad instalada.

38 Pebble Bed Modular Reactor (PBMR) El PBMR (Pebble Bed Modular Reactor) es intrínsecamente diferente del reactor presurizado del agua (PWR), el más común en el mundo hoy. Utiliza el helio (un gas) para refrescar el núcleo del reactor y para conducir las turbinas. El combustible se basa en una capa de cerámica de partículas de dióxido de uranio enriquecidas muy pequeñas (partículas revestidas del carburo del silicio de diámetro de menos de 1 milímetro) encajadas en una matriz del grafito. Teóricamente este combustible no sufre ningún daño hasta grados de C y no se derrite por debajo de grados de C. El PBMR es un diseño que, si el tamaño se mantiene debajo de cierto margen (cerca de 100 MW), podría ocurrir que no se excediese la temperatura a la cual se dañaría del combustible y no se produjese emisión radiactiva, incluso sin refrigeración externa, al haber un fallo en el núcleo. La planta por lo tanto se considera intrínsecamente segura. Esto limita el tamaño de la planta pero evita la necesidad de los sistemas altamente fiables, diversos y redundantes de seguridad que se utilizan para asegurar seguridad adecuada en diseños actuales del reactor. Se ha propuesto que el reactor se construya sin contención secundaria, ya que es complicado que un reactor de 100 MW sea rentable si se requiriese contención secundaria, con lo que en caso de fallo se produciría una gran contaminación radiactiva. Actualmente no existe ningún reactor de este tipo en el mundo. BWR 90 El diseño del BWR 90 empezó en 1986 e incluye algunas mejoras respecto al diseño del BWR 75. En este modelo se empezaron a plasmar ideas sobre un nuevo tipo de sistema de seguridad que sería la base para los reactores de última generación. Se han introdujeron cambios respecto al BWR 75 en: Reducción de los costes de construcción; Mejorar la operatividad y el factor de carga; Reducir las dosis de radiación en el personal; Mejorar la seguridad de la planta.

39 La planta esta diseñada para dar aproximadamente 1350 MW. Está también diseñada para 40 años de operación y con unos componentes principales diseñados para 60 años. Se espera que la fiabilidad durante 40 años de operación sea mayor del 90 %. El tiempo de recarga de combustible se estima en 20 días al año. El BWR 90 esta diseñado para ser construido mas rápidamente que las BWR 75 cuyo plazo mínimo de construcción era de 50 meses. Todo el diseño, la construcción y la operación se basa en la experiencia acumulada de los BWR 75, y se ha aumentado la facilidad de reemplazar los componentes de la planta durante su vida. Se espera que las simplificaciones introducidas es la planta reduzcan el costo del mantenimiento de forma considerable. El sistema de seguridad se basa en una mezcla de redundancia y diversificación. Los sistemas de seguridad están divididos en 4 subsistemas completamente independientes para conseguir la redundancia deseada.un ejemplo de la diversificación es la posibilidad de introducir las barras de control dentro del núcleo mediante un sistema hidráulico o mediante motores eléctricos. Se ha reducido la posibilidad de un accidente medioambiental debido a la fusión del núcleo. La principal estrategia para disminuir un accidente en la BWR90 es la de diseñar un edificio de contención muy robusto de forma que sea un medio eficaz ante un posible accidente. También existe un sistema que despresuriza la vasija del reactor después de un accidente para evitar una posible fusión del núcleo. También se utiliza un pozo seco relleno de agua en la base de la vasija para minimizar la que se funda la base de la vasija debido al material fundido del núcleo, por lo que también es un medio para refrigerar el material del núcleo después de haberse fundido éste. Un sistema spray en el edificio de contención llenaría parcialmente con agua la contención para refrigerar al núcleo y llevarlo a un estado de seguridad después de un accidente grave. Después la contención debe ser ventilada para aliviar la presión de los gases no condensables, filtrando estos gases hasta el límite que no escape un nivel determinado de material radiactivo y los efectos de una contaminación medioambiental sean evitados.

40 El riesgo de daño del núcleo se ha evaluado mediante métodos probabilísticos y es menor de lo requerido por todos los organismos competentes, por lo que existe un considerable margen para el conseguir los objetivos para los que se ha diseñado. Este reactor se tuvo en cuenta para ser el tercer reactor de Olkiluoto (Finlandia) antes de ser suspendido su desarrollo. System 80+ Development El diseño del sistema del reactor System 80+ incorpora mejoras que han sido desarrolladas de las lecciones aprendidas durante miles de horas de funcionamiento El diseño consigue todos los objetivos de simplicidad, mejora de fiabilidad, mejoras de sistemas de prevención de accidentes y de mitigación de los mismos, mejoras desde el punto de vista económico y en cuanto a la facilidad de operación. Este reactor ha sido diseñado basándose en el las centrales construidas en los años 80. Este diseño contiene unos nuevos y mejorados secadores de vapor e incrementa notablemente la transferencia de calor conseguida, mejoras en los generadores de vapor etc. En cuanto a la seguridad se ha hecho mucho énfasis en la mejore de los sistemas de seguridad del System 80+, se han ampliado los márgenes y se ha conseguido mejorar el porcentaje de posibilidad de salir airoso de algún accidente. Algunos cambios incluidos son: Un sistema de inyección de seguridad que aumenta la capacidad de inyección de alta presión y que puede mantener durante mucho tiempo el caudal a pesar de cualquier fuga o rotura de tubería. Un sistema especial de refrigeración de seguridad con un sistema de alta presión que minimiza la pérdida del sistema de refrigeración. Un sistema de spray en la contención, que aumenta la capacidad de eliminación del calor después de un accidente de forma que disminuye la presión y la temperatura en la zona de contención.

41 Un sistema de gran capacidad de extracción de gases, que elimina dichos gases no condensables y provoca la disminución de la presión en el sistema de refrigeración del reactor. Estos sistemas de seguridad son esencialmente mejoras de los sistemas que ya existían en el modelo System 80. Adicionalmente el System 80+ incorpora sistema enteros dedicados a la seguridad, que cumplen con los requisitos de licenciamiento y aumenta los márgenes de seguridad. El System 80+ se diseñó específicamente debido al accidente ocurrido en Three Mile Island. La estructura de la contención es unan esfera de acero que esta contenida en un edificio cilíndrico. Esta estructura de la contención esta diseñada especialmente para minimizar las consecuencias de daño del núcleo. Esta doble contención reduce la posibilidad de emitir residuos radiactivos al exterior, reteniéndolos dentro del edificio de contención. El tamaño y el diseño de la contención aumenta la mezcla, la disolución y el control del hidrogeno de forma que al haber un accidente y liberarse este gas, se prevenga la posibilidad de de detonación que pudiese poner en peligro la integridad de la contención. La forma de la cavidad donde se sitúa la vasija esta diseñada de tal forma que en caso de que se derrita el núcleo, este se recogería en la cavidad inferior y eso evita la posibilidad de fallo de la contención. En cuanto a la operación y mantenimiento el diseño del System 80+ es mas económico debido a las siguientes mejoras: uso más avanzado del ciclo del combustible; aumentando la redundancia y la flexibilidad, por ejemplo utilizando mas la corriente alterna para los sistemas auxiliares. utilización de materiales avanzados y nuevas técnicas de fabricación que aumenta la vida de los componentes y provoca que se relaje la vigilancia en cuanto a las inspecciones y las pruebas. selección de componentes de gran fiabilidad, demostrada después de un uso intensivo en la industria de las centrales nucleares.

42 Uso de sistemas digitales de de control de planta que tiene una mayor fiabilidad y disponibilidad El diseño del System 80+ incluye otros aspectos para reducir los costes de operación y mantenimiento, simplificar operaciones y reducir el mantenimiento. La utilización de sistemas de auto-diagnostico, controles avanzados, alarmas y displays y sistemas y procedimientos de recarga de combustible que minimizan el numero de días necesarios para llevarla a cabo son algunos ejemplos. El System 80+ al final no se vendió, no obstante 8 reactores Coreanos de los años 80 tenían características muy parecidas a los del System 80+. El desarrollo del System 80+ continúa en cooperación con la Korea Electric Power Corporation (KEPCO) y se trabaja para conseguir una nueva generación de reactores Coreanos. EPR El European Pressurized Reactor (EPR) es un reactor nuclear de tercera generación del tipo pressurized water reactor (PWR). Es un reactor que ha sido diseñado y desarrollado principalmente por Framatome (Areva) y Electricité de France (EDF) en Francia. El principal objetivo del diseño del EPR es mejorar la seguridad y al mismo tiempo obtener un reactor que sea competitivo a través de mejoras que han evolucionado desde los anteriores PWR La potencia total suministrada por este reactor es de 1600 MWe y puede utilizar un oxido de uranio enriquecido o una mezcla de oxido de plutonio y uranio como combustible. El diseño del EPR tienes varios sistemas tanto activo como pasivos para protección frente a accidentes: Cuatro sistemas independientes de refrigeración de emergencia, siendo cada uno capaz de enfriar el reactor en caso de emergencia. Un contenedor estanco alrededor del reactor..

43 Un contenedor extra y un área de enfriamiento por si un algo del núcleo fundido intenta salir del reactor. Dos capas de pared con un espesor total de 2,6 metros diseñado para resistir el impacto de un avión. El reactor EPR es un reactor flexible, por ejemplo es bastante diferente al reactor de Chernobil que tenia un núcleo de grafito y un sistema constructivo muy complejo en el que era muy fácil hacer la recarga a costa del edificio de contención robusto. Planta piloto: La central Olkiluoto 3 en Finlandia, que está inicialmente prevista su entrada en operaciones en 2009 será el primer reactor EPR que se construya. Oficialmente el coste de esta central pedida por el operador finlandés es del orden de 3 billones americanos de euros. En mayo del 2006 se anuncio un retraso de un año y unos problemas de control de calidad en la construcción. Los retrasos fueron debidos en parte a la inexperiencia de las subcontratas en la construcción de centrales nucleares. El retraso produjo un resultado financiero negativo para Areva y ésta acusó a los finlandeses de que el retraso era culpa suya debido a los planteamientos llevados a cabo en cuanto a la aprobación de documentos correspondientes al diseño técnico En diciembre de 2006 TVO anuncio que la construcción llevaba unos 18 meses de retraso por lo que el arranque de la central se esperaba que fuese en , y hay informe que apuntan a que Areva esta preparando un extracoste de 500 millones por el retraso.

44 CANDU Designs Este es un reactor con un solo circuito primario, de tipo presurizado y que funciona con agua pesada. Su potencia es de 450 MWe con dos generadores y cuatro bombas en el circuito de refrigeración. Este reactor utiliza un moderador de agua pesada y todo el sistema de control de refrigeración y de control de operación es automatizado. El reactor tiene 232 tubos horizontales presurizados soportados por un tanque que está lleno del moderador, que es agua pesada.. Sobre el tanque también se apoya todos los equipos de control de la reactividad y los equipos de seguridad que están insertados entre y a lo largo de los tubos de presión. El CANDU 3U es de un diseño similar a muchos reactores CANDU que actualmente están operando en Canadá y en otros países.

45 HTGR High Temperature Gas Reactor El HTGR es la única tecnología nuclear que puede proveer el calor de proceso directo de alta temperatura requerido para los procesos de producción térmica del hidrógeno El HTGR es la única tecnología de energía nuclear actual que funciona a temperaturas superiores a 900ºC y por lo tanto adicionalmente se puede aprovechar esa energía térmica como cogeneración o para cualquier uso no eléctrico tal como producción del hidrógeno En el HTGRs se ha preferido la utilización de un gas como el helio en vez del vapor para generar electricidad. En algunos casos la turbina es funciona directamente con este gas y en otros casos el Helio calienta el vapor o los gases calientes alternativos tales como nitrógeno que se encuentran en un cambiador de calor para generar la energía. El HTGRs es distinto de otros reactores enfriados por gas por las temperaturas más altas que hay dentro del reactor. Tales temperaturas pueden permitir que el reactor sea utilizado como fuente de calor industrial además de generar electricidad. Esto aumenta la conveniencia del HTGR para la producción comercial del hidrógeno. Los defensores de los diseños de HTGR sostienen que HTGRs tiene una alta seguridad, bajos costos, y un potencial de proveer energía a mercados más pequeños que LWRs.

46 FBR (Fast Breeder Reactor) Las centrales eléctricas rápidas del reactor generador (FBR) pueden generar electricidad mientras que producen más combustible que consumen. La producción del nuevo combustible es alcanzada transformando Uranium-238 no-fisible en Plutonium-239 fisible; esto mejora mucho la eficacia con la cual se utilizan los recursos de uranio. Japón, como el uranio es un recurso escaso, está promoviendo el desarrollo de reactores generadores rápidos como la fuente principal de la energía atómica para el futuro. Los FBRs normalmente utilizan un combustible de óxido de mezcla de hasta un 20% de dióxido de plutonio (PuO2) y al menos un 80% de dióxido de uranio (UO2). El plutonio utilizado puede proceder del reprocesamiento civil o de fuentes de desmantelamiento de armas nucleares.

47 Rodeando el núcleo del reactor hay una capa de tubos conteniendo uranio-238 no fisible, el cual al capturar neutrones rápidos de la reacción en el núcleo, se convierte parcialmente en plutonio 239 fisible (como lo hace parte del uranio en el núcleo), el cual, entonces, puede ser reprocesado para su uso como combustible nuclear. No hay ningún regulador como éste que pueda ralentizar los neutrones que escapan del núcleo. Los primeros FBRs utilizaban combustible metálico, bien fuera uranio altamente enriquecido o plutonio. Se acepta generalmente que el FBR plantea un riesgo mayor de proliferación de armas nucleares que los reactores regulados por agua ligera Reactor PIUS (Process Inherent Ultimate Safe Reactor) El reactor Process Inherent Ultimate Safe reactor es un reactor avanzado de agua presurizadas de 640 MWe diseñado por ABB- Atom of Sweden que se basa en fenómenos físicos naturales para lograr realizar las funciones de seguridad y de control. El diseño del PIUS consiste en una tubería vertical, a la que se llama modulo del reactor que contiene el núcleo y que está sumergida en una piscina con una gran concentración de boro. Los elementos de combustible del reactor esta formado por elementos similares a los elementos de las PWR. La piscina de agua clorada se utiliza para parar el reactor y para enfriar el núcleo del reactor mediante la circulación natural. Al contrario de muchos reactores PIUS no utiliza barras de control para controlar la reacción en cadena, esta es controlada mediante la concentración de boro y mediante la temperatura del agua del circuito primario. El equipo generador es similar a los típicos utilizados en las plantas agua ligera presurizada. Una diferencia importante de este diseño es la longitud de la vasija que es mas grande de lo que suele ser habitual y que contiene tanto el modulo del reactor como la piscina llena de boro.

48 3 Coste de la Tecnología Nuclear

49 3- Coste de la Tecnología Nuclear 3.1 Desglose de costes Existen varios factores importantes que determinan el coste generado por una central nuclear. Algunos son intuitivos y otros son menos obvios. Una regla general es que dos terceras partes del coste sean costes fijos, es decir costes en los que se incurren este o no la planta en funcionamiento. El principal coste fijo es el pago de los intereses del préstamo y el pago del capital, pero también el desmantelamiento puede llegar a ser un coste importante. El coste variable más importante es el coste de mantenimiento, reparación y de operación, mucho más que el coste del combustible. No obstante las hipótesis hechas tienen un alto grado de variación debido a que los datos que se tienen son principalmente de predicciones y suposiciones de costes, por lo tanto el margen entre los costes fijos y variables puede ser mucho menor. Las predicciones de costes están afectadas por varios factores, como por ejemplo la inflación y las fluctuaciones monetarias, que podrían reducir las hipótesis anteriores. Los costes de la energía nuclear son mas sensibles a las posibles variaciones del coste de construcción (incluyendo el posible impacto de un retraso en el tiempo de construcción) y la fiabilidad de la planta. La razón es que la energía nuclear es una tecnología de capital intensivo y por tanto su rentabilidad depende de mantener los costes bajos y de utilizar de forma eficaz sus ventajas. Los porcentajes de costes de una planta nuclear son aproximadamente los siguientes:

50 3.1.1 Costes de construcción y tiempo de construcción Existe un gran debate sobre el coste de construcción y sobre las predicciones realizadas respecto a este coste, ya que hay varios factores que provocan controversia respecto a este coste: Datos poco fiables Se deben tratar los datos sobre las predicciones de este coste de forma escéptica, ya que el indicador más fiable respecto a costes futuros son los costes pasados. A las empresas no se les obliga a publicar de forma apropiada los costes de construcción y obviamente siempre presentan sus costes desde un punto de vista favorable. Aunque los costes fueran fiables también existiría la discusión sobre por qué los costes son tan altos. Se puede, por ejemplo, justificar que al ser la primera central los costes son mucho más altos de lo normal. Tampoco sirven de mucho los precios dados por las empresas que han realizado ofertas de equipos ya que este coste sólo representa una pequeña parte del coste fijo (la ingeniería civil normalmente es más cara). Además los

51 precios ofertados es probable que contengan cláusulas de precios escalonados de tal forma que el precio final sea mucho más alto que el que dice la oferta. Los costes propuestos por las instituciones u organismos implicados en esta tecnología, deben ser tomados escépticamente. Los costes propuestos por agencias internacionales como por ejemplo la Nuclear Energy Agency están basados en costes indicativos, no en costes reales. Normalmente estos costes están propuestos por los gobiernos, que tienen sus razones para modificar a la baja los costes y, por lo tanto, no son costes basados en la experiencia. Los costes de capital normalmente son los mayores costes de la central nuclear, por lo que al estar en relación directa con el coste de construcción, estos costes son importantes a la hora de determinar el coste de la central. Normalmente los costes de construcción incluyen el coste de la primera carga de combustible, pero no incluyen los intereses en los que se incurren durante el período de construcción. Para permitir la comparación entre reactores con diferente potencia se utiliza el coste por kw. Al predecir los costes de construcción se suelen subestimar estos costes, y se toman consideraciones como la economía de escala, la mejora de la tecnología etc, pero aun así los costes reales de construcción no son mucho menores que en el pasado y tienden a crecer con el tiempo. Por otra parte existen variaciones dependiendo de la mano de obra local y del coste de materiales y equipos concretos. Dificultad de predecir los costes Varios factores afectan a la predicción de los costes: Primero, las centrales nucleares necesitan mucha ingeniería de planta, con lo que es difícil manejar y controlar los costes derivados, que suelen ser los costes de construcción que acarrean más gasto.

52 Para ciertas plantas es posible tener un precio cerrado en el que el vendedor garantiza que el precio no subirá de un determinado nivel, pero estos contratos sólo son posibles cuando el comprador controla todos los aspectos de los costes de construcción. Para plantas, como por ejemplo ciclos combinados, se suelen vender a precio cerrado, porque la mayor parte de la planta la realiza el vendedor en su factoría y esta controlada por él. Por lo tanto ningún vendedor de plantas nucleares está dispuesto a dar un precio cerrado por su planta. Determinados equipos importantes se pueden comprar a precio cerrado pero significan una parte muy pequeña del coste. Además se plantea la duda de quien debería pagar la modificación de un diseño si hubiese un contrato cerrado y por cualquier razón el regulador por razones de seguridad lo hiciese cambiar. Segundo, los costes derivados de un cambio de diseño tienen que ser tenidos en cuenta, (por ejemplo, si el regulador provoca cambios en el diseño porque no le parece lo bastante seguro). Por ello actualmente los constructores de nucleares pretenden tener la aprobación del regulador antes de empezar la construcción de la planta. Aprendizaje y mejoras tecnológicas Normalmente se espera que cuanto más se desarrolle una tecnología será más barata que la tecnología anterior, no obstante a pesar del avance que ha experimentado la tecnología de las centrales nucleares los costes no han disminuido. Las razones son una incógnita pero el aumento de los requerimientos del regulador y el poco éxito de las medidas de disminución de costes en generaciones anteriores de reactores son unas de ellas. Al haber pocos pedidos de reactores es difícil de saber a partir de que nivel los precios se estabilizan debido a que se supone que al haber más pedidos el precio bajará, pero es difícil de estimar cuanto se reducirán los costes. Los beneficios obtenidos por el aprendizaje pueden ser menores de los que se estiman debido a que, en primer lugar al ser el tiempo de construcción mas largo, a causa de posibles demoras debido a la introducción de cambios en el diseño y debido a la menor

53 economía de escala de los equipos de estas centrales el período de aprendizaje es mayor que cualquier otra tecnología. Para poder considerar una disminución en el coste debido a la experiencia en la construcción de una determinada tecnología esa tecnología debe estar disponible en gran cantidad y que el mercado en el que opera dicha tecnología sea continuo. Como en el caso de la tecnología nuclear esto no es completamente cierto los beneficios obtenidos debido a la experiencia no se pueden aplicar de forma directa esta tecnología. Los problemas por los que la experiencia no aporta mucho a la reducción de costes de la nuclear son los siguientes: -Los equipos de las nucleares si se pueden someter a las curvas de aprendizaje, pero las centrales han sido y son sometidas a difíciles procesos regulatorios y políticos, que han interferido en el proceso de reducción de costes que se produce en la parte técnica. -El desarrollo de la tecnología nuclear no ha sido continuo y ha habido grandes cambios de tecnología. La mayor parte de la nuclear en la zona OECD fue instalada en los años 70 y solo un 20% de los 80 en adelante. -Los efectos del aprendizaje se notan menos en tecnologías grandes y complejas como la nuclear que en tecnologías más pequeñas como las renovables. - Además, la retroalimentación obtenida por la experiencia operativa en las nucleares es menor que en las renovables por cuatro razones: -La tecnología nuclear es una tecnología madura y tiene menos recorrido en cuanto a desarrollo que una tecnología renovable. -El largo tiempo de construcción e instalación provoca que la realimentación en cuanto a la operación sea menor.

54 -El hecho que la nuclear necesite una licencia especial que no se obtiene rápidamente, significa que las mejoras aprendidas en la operación de la central tenga que implementarse en la siguiente generación. -La menor economía de escala en la que los componentes son grandes y la producción es pequeña, frente a las tecnologías renovables de las que se pueden construir muchas mas unidades. Como durante los últimos veinte años los pedidos de centrales nucleares han sido escasos, las empresas constructoras de centrales como Areva y Westinghouse han cerrado sus propias líneas de producción de grandes equipos, por lo que la construcción de estos equipos debería encargarse a empresas muy especializadas con el aumento de coste que esto conlleva. Tiempo de construcción El tiempo de construcción no aumenta de forma directa el coste de construcción pero tiende a aumentar los gastos durante el período de construcción y siempre es un reflejo de ciertos problemas que se traducen en un coste superior al esperado. En un mercado competitivo como el español el aumento del periodo de construcción supone un problema porque aumentan las posibilidades de que las circunstancias cambien y que la central no sea rentable incluso antes de iniciar su producción. Normalmente el tiempo desde que se toma la decisión de invertir en una planta nuclear hasta que ésta entra en operación es muy superior al tiempo de construcción, ya que hay que tener en cuenta en tiempo necesario para trámites administrativos. El coste asociado a estas etapas previas a la construcción suele ser muy pequeño, a no ser que sea una central first of a kind, es decir, centrales en las que se tiene que realizar toda la costosa ingeniería básica previa, por lo que los posibles cambios en el diseño de la central realizados para conseguir la aprobación del regulador pueden ser excesivos. Por lo tanto, un aumento del período de construcción puede hacer que los gastos aumenten debido a los posibles riesgos que pueden aparecer en dicho período.

55 Como consecuencia lo que se tiende a hacer es maximizar el tiempo y esfuerzo dedicado a planificar y a obtener la aprobación del organismo responsable de la seguridad. Según la universidad de Chicago los pagos de los intereses pueden ser como mucho de un 30% de los gastos totales. Esto aumenta hasta un 40% si se aplica a un tiempo de construcción de 7 años en vez de en 5 años, por lo que queda patente lo importante que es terminar la central dentro de los plazos establecidos. La industria nuclear cree que es posible reducir el tiempo de construcción a unos 4 años. Además, cuando los inversores añaden una prima de riesgo a los intereses, la carga financiera puede ser muy grande Factor de carga (output rating) El factor de carga de la central determina cuantos kwh puede producir dicha central. Por diversos problemas las plantas pueden no ser capaces de alcanzar el factor de carga para el que han sido diseñadas, no obstante nada indica que los actuales diseños no puedan llegar a dar su factor de carga especificado. La indisponibilidad de las centrales nucleares es muy baja, normalmente funcionan las 24 horas al día y solo dejan de producir durante el período de recarga de combustible, que suele ser cada 12 o cada 24 meses.

56 3.1.3 Coste de capital Es uno de los costes importantes de la central. Este coste depende mucho del riesgo país en donde se construya la central, del credit-rating de la propia empresa y de si el país dispone de un modelo de mercado eléctrico o por el contrario se encuentra en un monopolio. No existe una fórmula exacta sobre qué coste del capital es aplicable a cada inversión. Cuando no existía mercado y había un monopolio o un sistema en el que se recuperaban totalmente los costes de la inversión a través de la tarifa a los consumidores, el riesgo era mucho menor para los acreedores del capital porque eran los consumidores los que absorbían el riesgo de la inversión. En el caso de no ser un mercado, el coste de la inversión o lo que es lo mismo, el interés del capital varía entre el 5 y el 8%. En un sistema basado en un mercado eléctrico el riesgo lo tienen las empresas eléctricas, no los consumidores debido a que las empresas no reciben un ingreso seguro que les permita recuperar la inversión, sino que tienen que recobrar la inversión a través de un mercado competitivo. En este caso el riesgo de la inversión es mucho mayor que en el caso de un mercado regulado, por lo que el coste del capital asociado a la inversión puede ser del orden de un 15%. Si existiesen ciertas garantías de recobrar la inversión, por ejemplo, mediante un precio mínimo, el coste del capital sería inferior. Según la OECD-NEA (2000) para reducir los costes de capital existen unos pasos específicos de forma que se alcance unos costes de $/kw de potencia instalada. Las áreas donde se pueden reducir los costes son: -Reactores de gran potencia como medio de conseguir una economía de escala. -Construcción de varios reactores en un mismo sitio. -Estandarizar los reactores y construirlos en serie. - Learning by doing -Simplificar los diseños, mediante sistemas pasivos de seguridad. -Que el proceso de licenciamiento sea predecible y se eviten costes inesperados.

57 Variación de los costes de capital Los costes estimados de construcción de una central nuclear overnight varían mucho dependiendo de si se ha considerado costes del tipo First of a kind, learning by doing o de si se construyen dos o mas reactores al mismo tiempo en el mismo emplazamiento. El 80% de los costes overnight son costes derivados de la construcción, de los cuales el 70% son directos y el otro 30% son indirectos (supervisión etc). El otro 20% son costes de contingencias y costes del propietario. Además los costes First of a kind son costes fijos de un determinado reactor y que pueden valorarse sobre unos millones de dólares. Es importante determinar donde se van a añadir esos costes. Si un agente que está construyendo varios reactores quiere considerar dichos costes first of a kind en el primer reactor en vez de repartir dicho coste entre todos los reactores el coste overnight del primer reactor puede aumentar en un 35% Costes de operación Para una tecnología intensiva de capital como es la nuclear, es muy importante vender la máxima energía posible para poder pagar así los grandes costes fijos, además físicamente las centrales nucleares no admiten realizar modificaciones frecuentes en su carga, es decir no pueden estar parando y arrancando constantemente, por eso son centrales que se utilizan de base, es decir, se mantienen en funcionamiento el máximo tiempo posible. Una buena medida de la fiabilidad es el factor de carga, este factor mide la cantidad de energía producida en un periodo de tiempo respecto a la hubiese producido si hubiese estado funcionando de forma ininterrumpida. El período de tiempo suele ser un año. Los factores de carga reales suelen ser inferiores a los que se predijeron en su momento (entre el 85% y el 95%) aunque han ido aumentando con el tiempo. Esto ha hecho que las empresas hayan perdido mucho dinero y si además han sido por fallos de equipos hay que añadirle los gastos por reparación.

58 En un mercado eléctrico el no poder cumplir con la entrega de la energía casada, supone tener que adquirirla a otro agente en otro mercado de más corto plazo (intradiario o en tiempo real) a un precio superior. Muy pocas centrales nucleares tienen un factor de carga superior al 90% por lo que es muy difícil de considerar un factor semejante para la nueva generación de centrales debido a la experiencia obtenida hasta ahora Costes de mantenimiento y otros En la gran mayoría de los estudios sobre costes de nucleares el coste de mantenimiento suele ser muy inferior a cualquier otro coste. Aun así, el coste de mantenimiento es bastante grande. Se ha intentado reducir este coste, pero aunque se suele decir que se ha conseguido hay que tener en cuenta la reducción de costes se ha conseguido principalmente por el aumento de la fiabilidad más que por la disminución de costes en si y varía muy poco respecto a la energía producida. Muchos costes de mantenimiento son costes fijos como por ejemplo el coste del personal, y varían poco dependiendo de la energía producida. El coste medio de mantenimiento de las 8 centrales nucleares británicas, incluyendo el fuel (reprocesado incluido) varió entre 1,65 y 1,9 p/kwh (aproximadamente 2,5-2,8 c /kwh) desde el 1997 hasta el Coste del combustible Los costes del combustible han caído desde que el precio del uranio bajó a mediados de los 70, no obstante en los últimos años el precio del uranio ha empezado a aumentar. El coste de combustible es una pequeña parte de los costes de la central nuclear ya que el numero de suministradores de uranio es suficientemente amplio. La cuestión del combustible gastado es difícil de evaluar. El reprocesado es un sistema caro y salvo que se disponga de un lugar donde almacenar el plutonio, no constituye una

59 solución viable. El reprocesado no disminuye la cantidad de radiactividad y además es más contaminante ya que tiene que pasar por otros procesos y mas maquinas y sistemas quedan contaminados. El coste del tratamiento permanente de residuos de alta radiactividad es muy difícil de evaluar ya que todavía no se ha construido ninguna instalación de este tipo y el margen de error de una posible predicción de costes sería muy amplio. No obstante actualmente la empresa nacional de residuos (Enresa) recibe unos 120 millones de euros para el tratamiento y almacenamiento de residuos de forma temporal.

60 Como se puede observar, las reservas de uranio están muy repartidas, lo que disminuye la posibilidad de que algún agente intente fijar un precio en el mercado, favoreciendo así la competencia y una disminución de los precios.

61 3.1.7 Tiempo de vida Una de las grandes diferencias entre la nueva generación de reactores respecto a las antiguas centrales nucleares es que están diseñadas para un ciclo de vida útil de unos 60 años, que es muy superior a los años para los que estaban diseñadas previamente. Se podría pensar que para una tecnología donde priman los costes fijos, el aumento considerable del ciclo de vida haría que los costes fijos disminuyesen radicalmente. Realmente esto no es así, pues los prestamos tienen que pagarse en unos plazos muy inferiores, es del orden de unos 20 años y para un cálculo de costes utilizando el método de flujo descontado los costes y los beneficios más allá de 15 años tienen poco peso. No obstante no se debe asumir que una vez que los costes de capital hayan sido pagados el precio de la electricidad sea muy barato, debido a que hay que reemplazar equipos y sistemas para mantener los niveles de seguridad Costes de desmantelamiento y provisiones Estos costes son difíciles de estimar debido a que hay muy poca experiencia respecto al coste de desmantelamiento y de eliminación de residuos, sobre todo de larga duración. El problema surge cuando se subestiman inicialmente estos costes o cuando la empresa quiebra antes de que la central cumpla su ciclo de vida. Los costes de desmantelamiento se producen mucho tiempo más tarde de la inauguración de la central, este periodo puede ser del orden de 40 a 60 años o incluso más. Las decisiones respecto a la inversión en nueva capacidad son relativamente insensibles a los costes de desmantelamiento. Los costes de tratamiento de residuos son superiores a los costes de desmantelamiento. En la actualidad es difícil estimar los costes del tratamiento de residuos no obstante estos deberían aumentar de forma considerable para influir en los costes totales. Por lo que aunque los residuos sean determinantes políticamente, no lo son desde el punto de vista económico.

62 3.1.9 Seguros y responsabilidad. Este es un tema muy controvertido porque la responsabilidad de los dueños de las plantas es muy pequeña comparado con el coste de un accidente. Según el tratado de Viena de 1963 y corregido en 1997 la responsabilidad de una empresa se limita a 300 millones de dólares aunque es posible que se aumente después de las convenciones de Paris y de Bruselas. El coste de Chernobil fue del orden de cientos de billones de libras, por lo que un seguro comercial de esta categoría probablemente no exista y aunque lo haya, seguramente no sea muy creíble, porque un accidente grande provocaría la bancarrota de la empresa aseguradora. Se ha propuesto la creación de unos bonos de catástrofes de forma que sea creíble la cobertura financiera frente a coste debido a algún accidente. Es un bono de alta rentabilidad, un bono asegurado que contiene una provisión que produce interés y/o que los pagos principales sean retrasados o perdidos en el caso de perdida debido a una catástrofe como por ejemplo un terremoto. Si este es un camino es viable o no para asegurarse frente a un accidente de una central nuclear es difícil de determinar hasta que no haya propuestas concretas. EE UU, país pionero en el uso de la energía nuclear para generar electricidad, hubo de promulgar la ley Price-Anderson de responsabilidad civil limitada en los años 50 para que empezara a funcionar su primera planta nuclear La citada ley limitaba los costes en concepto de posibles daños a terceros que los propietarios de una central deberían pagar en caso de accidente. Aquellos daños no cubiertos por este límite serían sufragados por el Estado. En la actualidad todos los países del mundo con centrales nucleares tienen leyes similares a la citada para que las cuotas que pagan las centrales nucleares en concepto del riesgo nuclear tengan un coste admisible para ellas. Por ejemplo en España este límite asciende a 150 millones de euros y en Suecia a unos 347 millones de euros. En

63 España funciona además un consorcio creado por las nucleares para hacer frente a un hipotético accidente nuclear. Dado que los costes del accidente máximo que se ha producido, el de Chernobil, se evaluaron en unos millones de euros por fuentes independientes (21 billones de las antiguas pesetas), la cuota anual satisfecha por las centrales nucleares en concepto de seguros debería ser, al menos, unas 840 veces superior en el caso de las centrales españolas y unas 400 veces en el caso de las centrales suecas. En España la cobertura de riesgos nucleares se ha establecido a través de los siguientes decretos: - Decreto 2177/67 de 22 de julio, por el que se aprueba el Reglamento sobre Cobertura de Riesgos Nucleares (BOE 18/09/1967), modificado por el Decreto 742/68 de 28 de marzo (BOE 20/04/1968). - Decreto 2864/68 de 7 de noviembre, sobre Señalamiento de la Cobertura Exigible en materia de Responsabilidad Civil por Riesgos Nucleares, y que afecta al artículo 57 de la Ley sobre Energía Nuclear (BOE 25/11/1968). Estos reglamentos tienen la finalidad de establecer la cobertura necesaria para garantizar la responsabilidad por daños nucleares de una instalación nuclear o del transporte de sustancias nucleares. No obstante, el nuevo Reglamento de Instalaciones Nucleares y Radiactivas aprobado por Real Decreto 1836/99 en su artículo 9 indica que las instalaciones de 2ª y 3ª categoría no necesitarán constituir la cobertura de riesgos a que se refiere el artículo 57 de la Ley sobre Energía Nuclear. Artículo 57: En el caso de instalaciones nucleares, la cobertura exigible, de acuerdo con el artículo 55 de la presente Ley, será de millones de pesetas. No obstante, el Ministerio de Industria y Energía podrá imponer otro límite, no inferior a millones de pesetas, cuando se trate de transportes de sustancias nucleares o de cualquier otra actividad, cuyo riesgo, a juicio del Consejo de Seguridad Nuclear, no requiera una cobertura superior. Estas cifras serán elevadas por el Gobierno, a propuesta del Ministerio de Industria y

64 Energía, cuando los compromisos internacionales aceptados por el Estado español lo hagan necesario o cuando el transcurso del tiempo o la variación del índice de precios al consumo lo impongan para mantener el mismo nivel de cobertura. Cuando se trate de buques nucleares la garantía mínima exigible será fijada por decreto, teniendo en cuenta los convenios internacionales ratificados por España. Para las instalaciones radiactivas, la cobertura mínima exigida será fijada en el Reglamento de esta Ley. En el artículo 55 se indica la obligatoriedad de contratar un seguro a todas las instalaciones relacionadas con materiales radioactivos. Artículo 55: Todo explotador de una instalación nuclear o de cualquier otra instalación que produzca o trabaje con materiales radiactivos o cuente con dispositivos que puedan producir radiaciones ionizantes para desarrollar cualquier actividad de tipo nuclear, además de obtener la previa autorización, deberá establecer una cobertura de los riesgos que puedan producirse en relación con la responsabilidad derivada de los accidentes nucleares. El Convenio de París de 29 de julio de 1960 acerca de la responsabilidad civil en materia de energía nuclear, celebrado bajo los auspicios de la Agencia de Energía Nuclear de la OCDE, determina las condiciones en que se desarrolla la responsabilidad civil del operador nuclear y las normas de indemnización de las víctimas en caso de accidente. Junto con el Convenio complementario de Bruselas de 1963, constituye la base del régimen de responsabilidad civil vigente en los Estados miembros de la Unión Europea, con la excepción de Austria, Irlanda y Luxemburgo. El nuevo Protocolo permitirá aumentar la indemnización de las víctimas en caso de accidente nuclear y ampliar el ámbito de aplicación del Convenio de París. El 11 de julio de 2003, en Bruselas, la Comisión aprueba la ampliación de la cobertura internacional del riesgo atómico.

65 Ampliación de la cobertura del riesgo nuclear: Las nuevas preocupaciones suscitadas, entre otros factores, por el accidente de Chernobil, han llevado a las partes contratantes del Convenio de París a modernizar en profundidad el régimen de responsabilidad civil nuclear con el fin de garantizar una mejor cobertura del riesgo nuclear. El Protocolo del Convenio de París lleva cabo, en este contexto, una ampliación del concepto de daño nuclear con el fin de cubrir los daños causados al medio ambiente, los daños no materiales y el coste de las medidas de salvaguarda. Por otro lado, el Protocolo amplía el ámbito de aplicación geográfica del Convenio con el fin de permitir la indemnización de las víctimas en un gran número de Estados no contratantes del Convenio. Esta medida permitirá que terceros países, tales como Irlanda y Luxemburgo, puedan acogerse a la cobertura del Convenio sin ser parte de él. El Protocolo prevé un aumento significativo de los recursos de indemnización disponibles con el fin de cubrir los daños en toda su amplitud. La cuantía correspondiente a la responsabilidad que recae sobre el operador nuclear aumentará de 15 millones de derechos especiales de giro (unos 21 millones de euros, a 1 de enero de 2002) a 700 millones de euros como mínimo. El operador deberá mantener un seguro o garantía financiera por dicha cuantía. De forma paralela, las cantidades destinadas a la reparación complementaria previstas por el Convenio de Bruselas serán aumentadas hasta alcanzar un tope de indemnización de millones de euros Análisis de Estudios sobre el Coste de la Energía Nuclear Todos los costes mencionados anteriormente han sido estudiados y detallados sistemáticamente en diversos estudios. De entre estos estudios se pueden destacar los siguientes: MIT El MIT hace un estudio comparativo muy detallado sobre los costes de una central nuclear frente a un ciclo combinado. Una de las hipótesis mas destacadas de este

66 documento es la reducción de un 25% de los costes de operación respecto a las centrales actuales debido a la presión ejercida por un mercado competitivo. Respecto a los costes de construcción este estudio asume que el coste asumido es inferior al que incurrieron las plantas americanas más recientes. En cuanto el factor de carga considera entre el 85% en el caso más alto y el 75% en el caso mas bajo. El coste de desmantelamiento no está especificado. El análisis de sensibilidad lo realiza sobre el factor de carga y sobre el ciclo de vida de la central. El primero hace variar entre un 10 y un 15% los costes totales mientras que el segundo sólo lo hace variar un 5%. En todos los casos el ciclo combinado es un 45% más barato y una central de carbón un 35% mas barato. Incluso reduciendo los costes de construcción en un 25% el plazo de construcción un año y el coste de capital a un 10% la nuclear sigue siendo más cara. Este estudio fija los costes overnight a 2000 dólares por kw en el caso base (1500 en el análisis de sensibilidad) que está basado en la experiencia de las nuevas centrales construidas en Asia. El ciclo combinado tiene un coste de base de 500 dólares por kw y la central de carbón un coste de 1300 dólares. Asumiendo un 50% entre equity y deuda, el equity requiere una tasa de retorno del 15% y la deuda de un 8%. Para el ciclo es de 12% y 8% respectivamente. El ciclo de vida de la central es de unos 40 años. Considerando 40 años de vida y un 85% de factor de carga el coste total es de 6,7 cent. por kw comparado con los 3,8 (o 4,1 según el escenario del gas) o con los 4,2 de la planta de carbón. Solo si el coste de construcción de la central se reduce a 1500 dólares por kw y el período de construcción se reduce a 4 años y bajo el mismo porcentaje de equity, la nuclear es competitiva (asumiendo también precios de gas más altos)

67

68

69

70 University of Chicago Es un estudio es el que se hace una revisión de los costes estimados por otros estudios pero sin aportar nuevas estimaciones de los mismos. Calcula el coste de la electricidad para tres tipos de plantas diferentes de 1000 MW, siendo una el caso más caro, otra el caso intermedio considerando los costes First of a kind y el caso mas barato en el que se consideran que estos últimos costes ya están pagados. Este estudio ilustra que incluso con unos costes de construcción muy bajos la tasa de descuento tiene una fuerte influencia en los costes totales. Este es un estudio que estima la competitividad de la energía nuclear y las compara con alternativas como el carbón y el gas natural. Se hace un pequeño modelo financiero y sugiere como se pueden recobrar los costes First of a kind. También indica que mediante el learning by doing se pueden recortar los costes en un 3% anual. El estudio considera unos costes overnight de 1200 dólares por kw, 1500 dólares por kw y de 1800 dólares por kw para cada uno de los casos. Se consideran los costes de las plantas de carbón de unos 1189 a 1339 dólares por kw y los de los ciclos combinados del orden de 590 dólares por kw. El tiempo de construcción es de cinco a siete años y el coste de capital es del 10% de la deuda y del 15% en el equity. Según este estudio, sin una política de subvenciones el coste de la primera nuclear podría ser entre 47 y 71 dólares por MWh, mientras que el el coste de un ciclo o una térmica de carbón se situaría en un rango de unos dólares por MWh. Aun así para la cuarta o quinta central, sin costes First of a kind y asumiendo un 3% de reducción por learning by doing y con un periodo de construcción de 5 años y sin el 3% de risk Premium el coste seria del orden de dólares por MWh, es decir, que sería competitiva con el gas y el carbón.

71 Royal Academy of Engineering Este estudio realizado por la Real Academia de Ingeniería compara varias tecnologías de generación y llega a la conclusión que el coste de la energía producida por la tecnología nuclear es similar al coste de la energía producida por una un ciclo combinado y entre un 10 y un 30% más barato que una central de carbón. Y un tercio más barato que las energías renovables. Se basa principalmente en la estimación de costes del estudio del MIT pero no siempre coincide con estos costes. Considera que los costes de desmantelamiento están incluidos en los costes del capital pero no especifica ninguna hipótesis de este coste. Es general es un estudio optimista y por eso los costes resultan tan competitivos. Propone un coste total de 1150 libras por kw para el caso base. Indica que el contrato firmado por la TVO finlandesa con Framatone es de 1250 libras por kw pero considera una reducción de 100 libras por kw debido al ahorro de costes producido por la posibilidad futura de construir nuevas centrales con múltiples unidades con el mismo diseño. En cuanto a los costes de operación y mantenimiento propone un coste de 0.5 peniques por kwh, que es casi la mitad de lo propuesto por el MIT. El coste del combustible considera que es muy poco influyente en el coste total y considera que un coste de 0,4 peniques por KWh es razonable.

72 Otras hipótesis realizadas es la consideración de un factor de carga superior al 90% y una vida económica de sólo 25 años.

73 Lappeenranta University of technology. Es un estudio realizado después de haberse aprobado la construcción de un quinto reactor nuclear en Finlandia. Muchas de las hipótesis no están justificadas, pero el bajo coste del capital, los bajos costes de operación y el alto factor de carga considerados consiguen que se llegue a la conclusión de que el coste de la energía nuclear es bajo. El resultado del estudio arroja los resultados considerados en la tabla 1, en la que se han considerado los intereses durante la construcción y un tiempo de construcción de 5 años. Para determinar el coste de la nuclear se ha supuesto que la nueva unidad se construiría en un emplazamiento en el que ya existiese una central nuclear. También supone que los costes de desmantelamiento y de tratamiento de residuos radiactivos están incluidos en el coste de operación y mantenimiento. Los costes de generación de las distintas posibilidades con un factor de carga del 91% se indican en la figura 2.

74 La energía nuclear costaría 24 euros/mwh, y sería más barata que energía producida por el carbón y por el gas. Por lo que la tecnología para funcionar en base más barata sería la nuclear. El estudio realiza un análisis de sensibilidad de distintas variables a tener en cuesta a la hora de determinar los costes de la energía nuclear: -Variación del factor de carga: Llega a la conclusión de que la energía más barata a partir de un factor de carga del 57% (5000 horas) es la nuclear (Ver tabla 2) -Variación del coste de inversión en un 20%: Según la tabla 3, la tecnología más afectada es la energía nuclear, no obstante según este estudio, sigue siendo competitiva.

75 -Variación de la tasa de interés: Nuevamente la tecnología más afectada es la nuclear, pero sigue siendo competitiva.(ver Tabla 5)

76 - Variación del ciclo de vida de la central: Cuanto mayor es, más barata es la electricidad, no obstante la variación no es tan grande como se podría suponer.

77 Como conclusión el estudio indica que la energía nuclear es insensible a la variación de cualquiera de estos parámetros, mientras que por ejemplo el gas tiene mucho riesgo debido a la variación de su precio. Además en el estudio se hace hincapié en que la energía nuclear es la única tecnología que no produce emisiones de CO2. También se indica que la empresa TVO que implantará el nuevo reactor nuclear, es una empresa sin animo de lucro y que según la experiencia adquirida por esta empresa debido a sus otros reactores, las ventas de electricidad cubren tanto los costes del capital

78 y los gastos anuales (incluidos los gastos de desmantelamiento y de tratamiento de residuos). Performance and Innovation Unit (PIU) Es un estudio realizado para revisar la política energética de Reino Unido. Estima el coste de generación a partir de la última central nuclear británica, la Sizewell B. Estima que, una vez pagados los costes first of a kind, el coste de construcción de esta central es de unas 2,250 libras/kw (unos 2,7 billones americanos del año 2000) o de 6 pence/kwh. En este documento se estudian los informes hechos por British Energy y por British Nuclear Fuel Ltd. Usando unas hipótesis estándar en la tasa de descuento (8% y 15%) y un tiempo de vida de la central de 15 y de 20 años. Ambos estudios se basan en el reactor AP100 pero con la diferencia de que el de BE se basa en un escenario de 10 unidades gemelas, mientras que el BNFL se basa en unidades únicas. El estudio del PIU considera la construcción de 10 reactores gemelos nuevos, en los que considera que a partir de la octava unidad los costes First of a kind ya han sido pagados. Los resultados son:

79 Donde se puede ver que: - Los costes estimados son muy sensibles a la tasa de retorno y si se construye o no en serie. - En un escenario de 15 años la variación de costes en muy grande, va desde 2,2p/kWh hasta 5,74 p/kwh. En cuanto a los costes de operación y mantenimiento en principio no los considera porque son muy pequeños comparados con otros costes, al igual que los costes de desmantelamiento de los que sin embargo aporta la cifra de 300 millones de libras, que siguen de la misma forma considerándose ínfimos si consideramos el escenario de 10 unidades. Si fuese en cambio un escenario de menos unidad es, los costes de desmantelamiento ya tendrían cierta consideración. En cuanto los costes de construcción no da ningún dato no obstante indica que tanto en los informes de BE como de BNFL los costes son inferiores a 840 libras/kw. En cuanto a el factor de disponibilidad indica simplemente que será mayor que el actual, que anda entre el 75%-80%.

80 Afirma que las mejores predicciones de la industria propones un coste de entre p/kwh, considerando hipótesis como la construcción de 10 centrales gemelas, costes de desmantelamiento similares a 1994, tasa de retorno inferior al 15% etc, que no siempre se cumplirán, por lo que propone un rango de entre 3-4 p/kwh como un coste realista para la futura construcción de centrales nucleares. En la página siguiente se adjunta una tabla con el resumen de todos los estudios considerados en este proyecto.

81 Estudios MIT (2002) Universidad Chicago (2004) Royal Academy of Engineering (2004) Coste construcción (Overnight) 2040 /kw (Overnight) Tiempo de construcción Coste capital (real) Factor de potencia Costes operación y mantenimiento Costes combustible Años operación 5 years 11,50% 75-85% 1,53cents/kWh Coste desmantelamiento Coste de generacion 6,83 cents/kwh 7,14 cents/kwh 1000 /kw 7 years 12,50% 85% 1,02cent/kWh 3,62 /MWh millones 4,53 cent/kwh 1250 /kw 7 years 12,50% 85% 1,02cent/kWh 3,62 /MWh millones 5,31 cent/kwh 1500 /kw 7 years 12,50% 85% 1,02cent/kWh 3,62 /MWh millones 6,09 cent/kwh 1691 /kw 5 years 90% 0,66 cent/kwh 0,58cent/kwh 40 Included in construction cost 3,38 cent/kwh Lapperanta (2002) 1900 /kw 5% 91% 0,363 cent/kwh 0,106 cent /kwh 40 3,1 cent/kwh PIU (2002) <1312 /kw. <1312 /kw. <1312 /kw. 8 >80% 30 3,6 8 >80% 15 4,42 15 >80% 15 5,92 Tipo de cambio 0,64 Libras/ (2002) 0,68 Libras/ (2004) 0,98 $/ (2002) 1,20$/ (2004)

82 4 Consideraciones del mercado eléctrico español

83 4- Consideraciones del mercado eléctrico español 4.1 Consideración del país de construcción: Los procesos de globalización y liberalización de la economía mundial han afectado notablemente a los sectores energéticos y están generando nuevas pautas de comportamiento, tanto en las instituciones nacionales e internacionales encargadas de gestionar la actividad de estos sectores, como en los agentes que integran sus mercados, fundamentalmente en consumidores y productores. El nuevo orden económico internacional ha dado paso a una globalización creciente de los mercados energéticos, a la introducción de procesos de liberalización en sus sistemas regulatorios y a la privatización de sus empresas públicas, modificando sustancialmente los procedimientos de participación en el mercado de las empresas competidoras. La producción de energía eléctrica en España ha crecido a un ritmo medio anual del 3% en el período Sin embargo en los últimos años este ritmo ha sido del 5,8% anual. Es decir, casi se ha duplicado la tasa histórica. Este importante incremento del consumo de energía eléctrica no es coyuntural. En el período el crecimiento acumulado del PIB ha sido del 44%, el del consumo de energía primaria del 54% y el de la electricidad el 79%. El sector eléctrico vuelve a estar de plena actualidad, no sólo a nivel nacional sino internacional. De una parte, porque el extraordinario crecimiento de precios de las materias primas, petróleo, gas y hasta el propio carbón. Por otra parte, los costes financieros, básicos en una industria intensiva en capital, han tocado fondo recientemente y todas las previsiones apuntan a un crecimiento de los mismos en el medio plazo. Todo ello hace prever el correspondiente y sostenido crecimiento a futuro del coste de la energía eléctrica con la consiguiente repercusión en el desarrollo de la actividad económica de todos los países. La Situación energética actual de España se caracteriza por distintas necesidades entre las que están:

84 - La necesidad de desarrollar fuentes autóctonas - La necesidad de reducir las emisiones de CO2 - Necesidad de asegurar el suministro de electricidad a precios competitivos. Actualmente solo existen dos opciones de conseguir energía sin emisiones de CO2: - La energía Nuclear - Energías renovables Aunque se mejore mucho la eficiencia de las actuales plantas, se necesitará una gran cantidad de potencia instalada para ir reemplazando a medida que las antiguas centrales se vayan dando de baja. Ambos tipos de tecnología son difíciles de implantar si se deja que el mercado decida por si solo, la energía nuclear debido a que supone mucho riesgo y es potencialmente poco atractiva y las energías renovables porque son más caras que cualquier otra tecnología. Para la energía nuclear el problema todavía no resuelto hasta ahora de los residuos radiactivos pesa mucho en la decisión a invertir y puede constituir un obstáculo a la futura inversión en centrales nucleares. Además de los accidentes nucleares, la situación actual de moratoria nuclear en muchos países del mundo se basa en dos aspectos importantes: 1-La oposición político-social debido a: - La seguridad nuclear y la posible liberación de cantidades importantes de productos radiactivos - La gestión de los residuos nucleares con vida radiactiva y radiotoxicidad muy elevada, que habría que mantener lejos del entorno humano durante decenas de miles de años. 2-Y por otro lado:

85 - Las dificultades de licenciamiento de nuevas instalaciones, sobre todo en caso de existir vías de interposición de recursos para demorar los permisos de construcción y, sobre todo, de explotación. Uno de los elementos más significativos respecto a la energía nuclear es la falta de información del público como uno de los puntos que motivan la oposición nuclear: el miedo a lo desconocido y potencialmente dañino. Aunque múltiples organizaciones internacionales y nacionales están efectuando esfuerzos informativos en el área de la Unión Europea, los resultados son sin embargo poco alentadores, pues sigue resultando difícil dar información convincente y asimilable por parte de la población. De hecho, en varias de las campañas informativas la dificultad proviene de que el público en general parece poco predispuesto a dar credibilidad a las informaciones que provienen de las compañías comerciales, e incluso de los profesores universitarios especialistas en temas nucleares, aun cuando no tengan intereses mercantiles en ellos. Este rechazo a la información proveniente del campo profesional sin lugar a dudas no favorece la aclaración de los temas nucleares. En los pasados sondeos del Eurobarómetro, curiosamente fueron los españoles, dentro de la UE, quienes manifestaron tener el menor nivel de información, porcentualmente hablando, de toda la población europea, señalando no estar suficientemente informados en el tema nuclear casi el 80% de la población. A pesar del escaso conocimiento que se tiene de la energía nuclear, esta sigue siendo una tecnología básica en el sistema eléctrico español debido a su capacidad de funcionar en base debido a su alta disponibilidad y debido a un coste del combustible muy bajo. A pesar de ser una de las tecnologías de menor potencia instalada, su producción es mucho mayor que el resto de las tecnologías.

86 70 Balance del sistema peninsular en 2006 Producción (TWh) Potencia (GW) TWh GW Hidráulica Nuclear Ciclo Carbón Fuel R.Especial 0 El factor de disponibilidad de las centrales españolas ha aumentado considerablemente en lo últimos años. Pasando de un 85% inicialmente a un 91% en el año NUCLEAR PLANT AVAILABILITY FACTORS Country Lifetime USA 76% 89% France Japan Germany Sweden Spain Belgium Russia Korea Finland World Source: IAEA

87 Horas de funcionamiento equivalente en Hidráulica Nuclear Ciclo Carbón Fuel R.Especial Las diferentes tecnologías empleadas en la generación de electricidad se distinguen unas de otras por su coste variable y su flexibilidad esto es, su capacidad para variar su potencia en un determinado periodo de tiempo. Las tecnologías más caras las centrales de fuel-gas son las más flexibles: únicamente operan unas pocas horas al año (cuando la demanda es muy alta). En el otro extremo, las centrales nucleares son las que presentan un menor coste de operación. Sin embargo, estas centrales son muy poco flexibles y tienen que operar de manera regular durante la mayor parte del año. La energía hidráulica tiene un coste de operación muy bajo y una gran flexibilidad pero está sujeta a las disponibilidades de agua. Finalmente, los costes de operación de las centrales ciclos combinados de gas y de carbón se sitúan a un nivel intermedio. La flexibilidad operativa de ambos tipos de centrales es muy elevada. 4.2 Consideraciones del mercado eléctrico español Hasta el año 1997, el sector eléctrico español estaba compuesto exclusivamente por empresas verticalmente integradas que desarrollaban en su seno todas las actividades propias del suministro energético: esto es, generación, transporte y distribución. El sistema eléctrico funcionaba sobre la base del conocido como Marco Legal Estable el Real Decreto 1538/1987 y sus posteriores desarrollos reglamentarios. El principal

88 objetivo del Marco Legal Estable era desarrollar un sistema de tarifas sostenible en el tiempo, que permitiese la realización de las inversiones planificadas, permitiendo la explotación unificada de los medios de producción y transporte y garantizando la estabilidad financiera del sector y de cada uno los agentes que lo componían. En este esquema de funcionamiento, la Administración se reservaba la función de planificación del sector, tanto en lo referente a la instalación de nueva capacidad de generación como a la construcción de nuevas infraestructuras de red. En cuanto al mercado de generación, las instalaciones eran retribuidas en función de sus costes estándares reconocidos. Dicha medida de costes incorporaba todos los costes de inversión, mantenimiento y operación, combustible y costes de capital circulante y era asimismo empleada para determinar la tarifa eléctrica. Los ingresos obtenidos a través de la tarifa eran redistribuidos entre las diferentes compañías del sector con el fin de asegurar que cada una de ellas recuperara sus costes estándares de generación. Esta redistribución era necesaria dadas las asimetrías entre distribución y generación de cada operador. El Marco Legal Estable supuso la creación de un mecanismo transparente y automático de fijación de la tarifa que, sin embargo, no reflejaba los costes realmente incurridos por las empresas de generación. El Marco Legal Estable proporcionó estabilidad financiera y certeza regulatoria a las empresas del sector. Además, proporcionó claros incentivos a la reducción de costes, ya que al basar la remuneración de las instalaciones de generación en unos costes estándar fijos y comunes, toda medida que situase los costes reales por debajo de los reconocidos se traducía en un incremento de los beneficios. Si bien, dada la ausencia de competencia, dichas reducciones de costes no se trasladaron, ni siquiera en parte, a los consumidores finales. El primer intento, aunque fallido, de liberalización del sistema eléctrico español tuvo lugar en el año 1994, cuando se publica la Ley de ordenación del sistema eléctrico mediante la cual se crean las bases del proceso de liberalización posterior. El objetivo principal de esta Ley era introducir elementos de competencia y concurrencia en el sistema en correspondencia con las directrices de la Unión Europea y con los procesos de liberalización abiertos en otros países. Se pretendía que el sistema garantizase el suministro con una calidad adecuada y al mínimo coste. Los principales cambios introducidos por la ley se pueden resumir en el establecimiento de un mercado de

89 generación en competencia, la creación de la actividad de comercialización y la definición de los derechos de acceso a las redes de transporte y distribución. Estas medidas deberían haberse desarrollado mediante dos sistemas paralelos: un sistema verticalmente integrado sujeto a regulación y un sistema con empresas verticalmente separadas y en competencia. Dados los problemas, tanto conceptuales como prácticos, que se derivaban de la coexistencia de un sistema regulado y otro liberalizado, el Marco Legal Estable se mantuvo vigente hasta la entrada en vigor de la Ley del sector eléctrico (LSE) de A diferencia de la ley anterior, la LSE estableció una clara separación vertical de actividades. Se definió un mercado de generación en competencia y se permitió la libre instalación de generadores, dejando la planificación de las inversiones en manos del sector privado. Las actividades de distribución y transporte se mantuvieron como reguladas por tener características de monopolio natural. En lo que respecta al mercado minorista, se creó la figura del comercializador y se estableció un calendario de apertura del mercado para permitir a los consumidores que lo deseasen elegir su suministrador. Finalmente, se liberalizó el acceso a las redes de transporte y distribución mediante el principio de acceso regulado en condiciones de transparencia y no discriminación. De acuerdo con la LSE, la propiedad de las redes de distribución y transporte no concede derechos exclusivos de uso a sus propietarios. Los distintos agentes pueden participar así en las eficiencias que se derivan de la existencia de una única red de transporte y distribución. La LSE estableció un calendario de liberalización por el que los consumidores cualificados podían contratar el suministro eléctrico con empresas de comercialización en condiciones libremente pactadas. No obstante, la LSE mantuvo, aunque en principio por un plazo limitado, una tarifa regulada en el mercado de suministro, de manera que los consumidores que lo deseasen pudieran mantener el suministro con su distribuidora histórica a precios regulados. En lo que respecta al funcionamiento del mercado de generación de electricidad, la LSE abrió el mercado a la competencia. En dicho mercado la retribución de las instalaciones de generación viene determinada por el precio marginal del sistema, que para cada hora

90 del día es igual al precio al que se oferta la unidad de generación más cara cuyo concurso es necesario para satisfacer la demanda de dicha hora. En principio, los precios a los que se ofertan las diferentes instalaciones o plantas de generación deberían reflejar sus costes incrementales que vienen principalmente determinados por los costes de combustible. Así pues, dado el mecanismo de mercado estipulado en la LSE, la rentabilidad de la actividad de generación y, en particular, la de los nuevos proyectos de generación debería estar sujeta a la obtención de un suministro de combustible en condiciones competitivas y a la capacidad de cada agente de reducir sus costes con respecto a los de sus competidores. La liberalización del sector ha sido posible gracias a las mejoras tecnológicas en las redes de distribución y transporte, que han posibilitado la competencia entre generadores situados en regiones cada vez más distantes; la aparición de tecnologías de generación escalables, como los ciclos combinados con costes de inversión y periodos de construcción muy inferiores a los de las tecnologías de generación convencionales; la relativa estabilidad en los precios de los combustibles necesarios para la producción de electricidad, al menos hasta el 2005; y la reducción de los tipos de interés, que ha facilitado la inversión necesaria para garantizar el suministro. Tras diez años de vigencia de la LSE, el proceso de liberalización no se puede dar por completado. El sistema eléctrico en España, y en particular el mercado de generación, presenta numerosos problemas estructurales que dificultan el funcionamiento eficiente de los mercados y que justifican su reforma. Aunque las reformas no han dejado de producirse, no parece que lo que se ha hecho permita poner punto final al proceso de liberalización. La entrada de nuevos agentes en el mercado de producción mayorista ha venido fundamentalmente ligada a la construcción de las centrales de ciclo combinado de gas natural. Esta tecnología de generación es una de las más eficientes y con menor impacto ambiental. Las inversiones necesarias para la construcción y puesta en marcha de estas

91 centrales es relativamente reducida. Su construcción requiere un corto plazo de ejecución y su operación goza de una gran flexibilidad. Es junto a las energías renovables, la única tecnología empleada en los nuevos proyectos de generación eléctrica. Su entrada en el mercado ha permitido pues la sustitución de las tradicionales plantas de generación de fuel-gas, mucho menos eficientes. Atendiendo al mix de generación de cada grupo empresarial, observamos cómo mientras los operadores ya presentes en el mercado antes de la liberalización del sector se caracterizan por un mix de generación muy diversificado, el resto de operadores de régimen ordinario utilizan una misma tecnología de generación: los ciclos combinados. Mención aparte merece la energía del régimen especial, que ha pasado de contar con una capacidad instalada de MW en el año 1998 a más de MW en Este aumento se ha debido a la reducción de los costes de estas tecnologías, principalmente la eólica, y a una política de fomento de las energías renovables motivada por la necesidad de (1) disminuir la elevada y creciente dependencia energética de España y (2) cumplir con los objetivos del Protocolo de Kyoto. En este sentido, las tecnologías de régimen especial son tecnologías de generación limpias que ayudan a cubrir un alto porcentaje de la demanda, en ocasiones cercano al 20% de la demanda total peninsular. En lo que respecta las cuotas de mercado de los principales operadores en el régimen especial, Iberdrola cuenta con un 17% de la potencia instalada seguida de Endesa con un 11%, Gas Natural con un 3% y Unión FENOSA con un 2%. El 66% restante se encuentra en manos de multitud de empresas, todas con cuotas cercanas al 1%. Luego, a diferencia del régimen ordinario, la estructura de propiedad horizontal del régimen especial está fuertemente fragmentada. Es importante resaltar que, debido a sus características técnicas, estas tecnologías no proporcionan poder de mercado a quienes las poseen. Un operador eólico no tiene realmente la capacidad de decidir su volumen de generación en un momento dado. Tal decisión está fundamentalmente condicionada al viento disponible. No producir cuando el viento es favorable puede representar un sacrifico elevado. Ello no quiere decir que la

92 entrada de este tipo de centrales no haya tenido un impacto significativo en el funcionamiento del mercado. Muy por el contrario, la evidencia demuestra que los precios del mercado son particularmente bajos en periodos con una alta producción eólica.

93 5 Viabilidad de la futura construcción

94 5- Viabilidad de la futura construcción Análisis de viabilidad de construcción: consideraciones económicas y consideraciones estratégicas En este capítulo nos dedicaremos a estimar cual es el coste que más se aproxima al coste real de implantación de una central nuclear en nuestro país. Son varios los estudios realizados a nivel mundial sobre el coste de centrales nucleares si se produjese una expansión de la tecnología nuclear en los próximos años o estudios sobre las condiciones necesarias para que ésta se produzca. En este apartado intentaremos estudiar si las condiciones expuestas en dichos estudios son aplicables a la situación actual en nuestro país. 5.1 El coste de construcción. El coste de construcción es uno de los costes más importantes a tener en cuenta en la tecnología nuclear. Como se puede observar en la tabla del apartado anterior existe mucha diferencia entre los costes de construcción estimados en los distintos estudios. -El estudio de la Universidad de Lappeeranta El estudio de la Universidad de Lappeeranta estima un coste de 1900 /kw como coste de construcción overnight. Este estudio esta realizado para valorar la viabilidad del quinto reactor nuclear de 1250 MW en Olkiluoto Las condiciones en las que se basa este estudio al proponer este coste es que dicho reactor se construiría en el mismo sitio que las otras unidades existentes con lo que se podría disminuir el coste de construcción. En este estudio también considera que el coste de construcción incluye los intereses durante la construcción y la primera carga de combustible de la central. El tiempo de construcción estimado es de cinco años.

95 En nuestro país existe la posibilidad de construir nuevos reactores en las centrales nucleares existentes, actualmente existen 8 centrales en funcionamiento donde podrían instalarse nuevos reactores. Actualmente existen reactores de variadas potencias pero lo más seguro es que se instalasen reactores o bien de tipo americano, ya que varios reactores actualmente existentes lo son o de tipo europeo, principalmente el EPR, ya que es un reactor con tecnología europea y que está siendo actualmente implantado en Finlandia. Es el único tipo de reactor que actualmente se está construyendo en el ámbito de la OCDE con lo que se está muy pendiente de los problemas y costes adicionales que se puedan producir durante su construcción. Los reactores de tipo americano más probables pueden ser el ABWR, el ESBWR, y AP1000. El ABWR es un reactor de 1350 MW del que ya se han construido varias unidades en Japón, y del que ya se tiene una cierta experiencia. El ESBWR es un reactor más económico que el ABWR, del que se cree que se pueden obtener mas de 1600 MW de potencia. El AP1000 es un reactor de 1000 MW, que muy posiblemente en un futuro no muy lejano sea construido en USA. - El estudio del PIU Este estudio se basa en la posible construcción de 10 reactores nucleares en UK del tipo AP1000 tanto desde el punto de vista de construcción de un reactor por localización o desde el punto de vista de construcción de dos reactores gemelos por localización. Este estudio no valora cual puede ser el coste de construcción de un nuevo reactor, sólo comenta que si se hiciese un benchmarking entre todos costes recientes de construcción de los informes de la IEA, que no incluye a UK pero sí a países con un coste histórico de construcción bajo, como puede ser Francia, el coste sería menos que 1550 /kw. En este coste no están incluidos los First of a Kind Cost ni los costes de desarrollo de proyecto, que son valorados en este estudio como un coste de unos 468 millones de euros, que aunque es un coste con un impacto no muy grande tendrían que tenerse en cuenta a la hora de considerar el numero de reactores que se deben construir.

96 - El estudio de la Royal Academy of Engineering Este estudio no indica ningún coste de construcción, lo único que hace es valorar los costes estimados del estudio del MIT. Sólo indica que la incertidumbre sobre el coste overnight debería ser mayor, y la valora en un margen de un +/-25%. -Estudio MIT. Este estudio postula un escenario en el que se establece que hasta mediados del siglo XXI habrá a lo largo de todo el mundo unos reactores de 1000MW cada uno. Este modelo asume un crecimiento de la demanda de un 1% anual en los países desarrollados con un consumo en el año 2050 de 4000 kwe-h/persona/año. Este estudio propone una coste overnight de 2040 /kwe que considera consistente con los diversos estudios de informes de la OCDE, de DOE ( Department of Energy), y con la experiencia de plantas nucleares recientemente construidas en el sudeste asiatico. Este estudio también considera un escenario de reducción del coste de construcción en un 25% que es lo considera va más en línea con el coste propuesto por la industria a medio plazo y bajo las condiciones adecuadas. -Estudio Universidad de Chicago. Este estudio considera la construcción de distintos tipos de centrales en los EEUU, considera como posibles candidatas el ABWR, el AP1000, el reactor CANDU y el SBWR1000. Del reactor ABWR dice que ya existe experiencia en Japón por lo que trasladar dicha experiencia a los EEUU sería fácil, con lo que no se deberían considerar todos los first of a kind cost, por lo tanto presupone que un coste de 1246$/kW(1038 /kw) es justificable. Al mismo tiempo hay que considerar que el reactor tipo Candu se ha construido recientemente en China y en Rumanía y el vendedor considera que el coste overnight ha sido de unos 1000$/kW (833 /kw). Por lo tanto, este estudio considera un escenario

97 común para estos dos tipos de reactores de unos 1200$/kW (1000 /kw) a pesar de la diferencia de potencia entre los dos tipos de reactores (1350 MW frente a 753 MW) En cuanto en AP1000 no ha sido construido todavía, con lo que los costes FOAKE (First of a kind ) no han sido pagados todavía. Suponiendo que estos se pagasen en la primera planta, el coste overnight considera que sería de unos 1500 $/kw (1250 /kw). Respecto el SBWR1000, considera que está basado en diseños de reactores probados en Europa y lo asimila en cuanto el diseño al EPR que se construye en Finlandia, con lo que como se sugería en ese momento que el coste del EPR iba a ser de unos 1800$/kW (1500 /kw), éste es el coste asumido para el SBWR1000. Por lo tanto, este estudio basa el coste de construcción overnight en tres escenarios distintos para una potencia de 1000 MW: un escenario de 1000 /kw, otro de1250 /kw y el ultimo de 1500 /kw con un tiempo de construcción total de unos 7 años. Hasta ahora se han comentado los distintos costes de construcción propuestos por varios estudios sobre la tecnología nuclear, ahora se desarrollará cual podría ser el futuro coste de dicha tecnología al implantarse en España. En el caso de apostar por la energía nuclear como tecnología de renovación de las centrales nucleares existentes o como ampliación de la capacidad nuclear pueden realizarse distintas hipótesis sobre qué condiciones son las más adecuadas para llevar a cabo la implantación de dicha tecnología. Desde el punto de vista de la tecnología nuclear a utilizar, se considera que existen dos hipótesis razonables; -En Europa la única central nuclear que está en construcción es la de Olkiluoto (Reactor tipo EPR). Todos los países europeos están pendientes de los problemas que pueda tener esta central, tanto desde el punto de vista constructivo como desde el punto de vista económico, por lo tanto una vez que se haya construido, es bastante razonable que un país europeo como España apueste por una tecnología europea ya probada, y que al

98 haber sido construida ya, no sea necesario pagar el coste First of a kind, ya que dicho tipo de reactor ya habría sido implantado con anterioridad. Es decir, una primera hipótesis es la construcción de centrales basadas en reactores tipo EPR, de tecnología francesa. -La segunda hipótesis es la construcción de un reactor tipo americano. La tecnología americana, al contrario de la francesa es bastante conocida en España, ya que existen varias centrales de tecnología americana. Actualmente se está proyectando en los Estados Unidos la implantación de Centrales Tipo AP1000 de Westinghouse y de centrales tipo ESBWR de General Electric, a las que ya se les ha asignado localización y cuya construcción empezará próximamente. Se parte de la hipótesis firme que no es probable que se construyan reactores de agua pesada, inexistentes en nuestro país, como el tipo Candú canadiense. También consideramos muy probable que la construcción de un nuevo reactor se llevaría a cabo en la localización de una central nuclear existente, para así reducir los costes de construcción aprovechando la infraestructura existente. Otro factor importante que hay que tener en cuenta es el número de reactores a construir. Dada la ampliación de vida útil de las centrales nucleares que se está llevando a lo largo de los países de la OCDE entre los que España está incluida, y a las mejoras que se están realizando en las centrales nucleares españolas, incluyendo un aumento de potencia en Almaraz, no consideramos probable la construcción de centrales nucleares para reemplazar a las centrales existentes en los 10 próximos años. Por lo tanto consideraremos el caso más probable de aumento de la capacidad nuclear debido a consideraciones estratégicas, ambientales o de necesidad de aumento de tecnologías baratas de funcionamiento en base. Por lo tanto consideraremos nucleares en la próxima década. la hipótesis de construcción de una o dos centrales

99 Según todo lo indicado anteriormente y en base al análisis de los estudios realizados podemos realizar las siguientes hipótesis de costes de construcción para España. - En el caso de la construcción de un solo reactor tipo EPR de 1600 MW en una localización existente, consideramos un coste de unos 2000 /kw debido a que los 1900 /kw incluidos en el estudio de la Universidad de Laaperanta estaba realizado para un reactor de 1250 MW y los 1800 /kw de la Universidad de Chicago no parece suficiente, dados los problemas de retrasos que se están produciendo en Finlandia. No se considera los costes First of a Kind, pues creemos que estos ya están siendo pagados en Finlandia. - En el caso de la construcción de un segundo reactor en una localización existente consideramos una reducción del coste del 10 % en el coste de construcción, es decir 1800 /kw. -Si consideramos la posibilidad de optar por la opción de la tecnología americana podría darse las siguientes opciones: En el caso de la construcción de un reactor gemelo con dos unidades AP1000, el coste sería según la Universidad de Chicago de 1250 /kw sin considerar los FOAKE (First of a Kind costs) que se estimarían en unos 500 millones de euros como máximo, mientras que según el PIU sería de como máximo 1550 /kw. Por lo tanto consideramos que un valor razonable sería de unos 1400 /kw, sin incluir los FOAKE. Estos costes en principio no se consideran, ya que se estima que al estar proyectado la construcción de un reactor AP1000 en estados Unidos, el coste FOAKE se pagaría en este reactor. Si no se construyese más que una unidad el coste de ésta se vería incrementado en un porcentaje que se estima un 10% por lo que el coste total sería de 1450 /kw. Otra posibilidad es la construcción de un reactor tipo ESBWR de unos MW. Sobre este tipo de reactor cuya construcción está prevista en los Estados Unidos no existen datos ni referencias en estudios, lo único que se asegura es que es un diseño muy parecido al ABWR (1350 MW) pero en el que se ha puesto mucho énfasis en la disminución de costes. No obstante, dado que según los datos de costes de las últimas

100 centrales ABWR realizadas en Japón rondan los 1800 /kw no consideramos que el coste del ESBWR sea inferior a 1600 kw. Por lo tanto en definitiva el rango de coste de construcción que consideraremos será de 1400 /kw a 2000 /kw con un tiempo de construcción estimado de 5 años. 5.2 El Coste de capital. El coste de capital actual para un proyecto de ciclo combinado es de un 7%, por lo que la tasa de rentabilidad exigida para estos proyectos tiene que ser superior a dicho coste de capital. Considerando que el coste de capital tiene una parte correspondiente al capital propio (con un porcentaje de interés inferior al de la deuda) y una parte correspondiente a la deuda, no parece adecuado considerar un coste de capital superior al 9%, ya que o bien participan en la construcción de las centrales nucleares empresas con mucho capital propio o el coste de capital puede ser demasiado elevado para que la inversión sea rentable para cualquier compañía. 5.3 El coste de Operación y Mantenimiento y de combustible. El coste de operación y mantenimiento es un coste relativamente pequeño respecto a otros costes. Todos los estudios analizados realizan sus hipótesis respecto a este coste, no obstante nos basaremos en los informes de resultados costes de operación y mantenimiento y de combustible de las centrales nucleares españolas. Según los últimos informes de Asociación española de la industria eléctrica (UNESA), el coste de operación y mantenimiento y combustible habían disminuido desde 1,36c /kwh en el 2008 hasta el 1,17c /kwh en el 2004 y habrían seguido descendiendo si no fuera a ser por el decreto de tarifas aprobado el 30 de diciembre de 2004 en el que el gobierno español decidió que la gestión de los residuos nucleares debe pagarla las centrales nucleares y por lo tanto "la segunda parte del ciclo del combustible nuclear", debe ser incluido en el coste de dichas centrales.

101 Debido a esto el coste de operación y mantenimiento ha subido hasta el 1,53 c gastados en el año Consideramos pues que desde un punto de vista conservador, el coste de operación y mantenimiento y de combustible es de 1,60c /kwh.

102 6 Resultados

103 6- Resultados Una vez analizados los diversos estudios existentes sobre los costes de la implantación de nuevas centrales nucleares se han introducido dichos costes en un modelo oligopolista de expansión de la generación a largo plazo desarrollado por el Instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad de Comillas. Este modelo tiene en cuenta el coste de las emisiones de CO2 y analiza la expansión del sistema eléctrico en el período El modelo tiene en cuenta a seis empresas generadoras más otros posibles entrantes y régimen especial. La función objetivo consiste en maximizar el beneficio de estas empresas (ingresos de mercado menos costes de operación, de inversión y de permisos) y con las restricciones impuestas por la gestión hidráulica, inversiones y emisiones. De esta forma, los resultados del modelo reflejan las potencias de los distintos tipos de tecnologías entrantes en el período y permiten determinar el mix de tecnologías, la energía generada, los precios del mercado, así como las emisiones totales de CO2 del sistema. En base a los costes de implantación de nuevas centrales nucleares estudiados en capítulos anteriores, se han definido 3 escenarios para introducir en el modelo: 1- Escenario con coste fijo de la tecnología nuclear de 1400 /MW 2- Escenario con coste fijo de la tecnología nuclear de 1700 /MW 3- Escenario con coste fijo de la tecnología nuclear de 2000 /MW A continuación se reflejan los resultados obtenidos por el modelo:

104 Potencia instalada en MW Escenario de 1400 /MW Escenario de 1700 /MW Escenario de 2000 /MW 2005 BIO1 1,13E BIO BIO2 1,21E BIO2 1,21E EOL EOL1 4,00E EOL1 4,00E EOL EOL2 6,00E EOL2 4,39E BIO BIO2 1,21E BIO1 1,13E EOL EOL1 4,00E BIO2 1,21E EOL EOL2 6,00E EOL1 4,00E BIO BIO1 3,79E EOL2 4,39E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E BIO1 1,13E EOL EOL2 6,00E BIO2 1,21E CCGT CCGT 5,70E EOL1 4,00E BIO BIO1 1,13E EOL2 4,39E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E BIO1 1,13E EOL EOL2 6,00E BIO2 1,21E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOL1 4,00E CCGT CCGT 6,77E EOL2 6,00E BIO BIO1 1,13E EOLOFF 2,01E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E BIO1 1,13E EOL EOL2 6,00E BIO2 1,21E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOL1 4,00E CCGT CCGT 8,90E EOL2 6,00E BIO BIO1 1,13E EOLOFF 2,01E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E BIO1 1,13E EOL EOL2 6,00E BIO2 1,21E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOL1 4,00E CCGT CCGT 1,04E EOL2 6,00E BIO BIO1 1,13E+03

105 2010 EOLOFF 2,01E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E BIO1 1,13E EOL EOL2 6,00E BIO2 1,21E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOL1 4,00E CCGT CCGT 1,19E EOL2 6,00E BIO BIO1 1,13E EOLOFF 2,01E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E NCLAV 2,00E EOL EOL2 6,00E BIO1 1,13E EOLOFF EOLOFF 2,91E BIO2 1,21E CCGT CCGT 1,37E EOL1 4,00E BIO BIO1 1,13E EOL2 6,00E BIO BIO2 1,21E EOLOFF 2,01E EOL EOL1 4,00E CCGT EOL EOL2 6,00E NCLAV 4,31E EOLOFF EOLOFF 2,91E BIO1 1,13E CCGT CCGT 1,54E BIO2 1,21E BIO BIO1 1,13E EOL1 4,00E BIO BIO2 1,21E EOL2 6,00E EOL EOL1 4,00E EOLOFF 2,01E EOL EOL2 6,00E CCGT EOLOFF EOLOFF 2,91E NCLAV 4,31E CCGT CCGT 1,77E BIO1 1,13E BIO BIO1 1,13E BIO2 1,21E BIO BIO2 1,21E EOL1 4,00E EOL EOL1 4,00E EOL2 6,00E EOL EOL2 6,00E EOLOFF 2,01E EOLOFF EOLOFF 2,91E CCGT CCGT CCGT 1,95E NCLAV 4,31E BIO BIO1 1,13E BIO1 1,13E BIO BIO2 1,21E BIO2 1,21E EOL EOL1 4,00E EOL1 4,00E EOL EOL2 6,00E+03

106 2015 EOL2 6,00E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOLOFF 2,01E CCGT CCGT 2,13E CCGT BIO BIO1 1,13E NCLAV 4,31E BIO BIO2 1,21E BIO1 1,13E EOL EOL1 4,00E BIO2 1,21E EOL EOL2 6,00E EOL1 4,00E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOL2 6,00E CCGT CCGT 2,32E EOLOFF 2,01E BIO BIO1 1,13E CCGT BIO BIO2 1,21E NCLAV 4,31E EOL EOL1 4,00E BIO1 1,13E EOL EOL2 6,00E BIO2 1,21E EOLOFF EOLOFF 2,91E EOL1 4,00E CCGT CCGT 2,47E EOL2 6,00E BIO BIO1 1,13E EOLOFF 2,01E BIO BIO2 1,21E CCGT EOL EOL1 4,00E NCLAV 4,31E EOL EOL2 6,00E BIO1 1,13E EOLOFF EOLOFF 2,91E BIO2 1,21E CCGT CCGT 2,62E EOL1 4,00E BIO BIO1 1,13E EOL2 6,00E BIO BIO2 1,21E EOLOFF 2,01E EOL EOL1 4,00E CCGT EOL EOL2 6,00E NCLAV 4,31E EOLOFF EOLOFF 2,91E BIO1 1,13E BIO2 1,21E EOL1 4,00E EOL2 6,00E EOLOFF 2,01E CCGT NCLAV 4,31E BIO1 1,13E+03

107 2020 BIO2 1,21E EOL1 4,00E EOL2 6,00E EOLOFF 2,01E+03

108 7 Conclusiones

109 7- Conclusiones Después de analizar los resultados se puede observar que los resultados obtenidos en los escenarios con coste fijo de tecnología nuclear de 1700 /MW y el escenario con coste 2000 /MW son exactamente idénticos por lo que las conclusiones las obtendremos de comparar los resultados de los dos primeros escenarios (1400 /MW y 1700 /MW). Una de las salidas que proporciona el modelo, hace referencia a la nueva potencia adicional por tecnología que sería necesario construir para satisfacer la demanda. Los resultados obtenidos nos indican que las tecnologías a implantar los próximos años son: - BIO1: Biocombustibles. - BIO2: Biomasa procedente de desperdicios agrícolas. - EOL1 y EOL2: Energía eólica dependiente de la velocidad del viento. - EOLOFF: Eólica Offshore - N_CCGT: Ciclos Combinados - NCLAV: Nueva Nuclear. El resultado más importante que podemos observar tras comparar estos dos primeros escenarios es que en el escenario de 1400 /MW aparece una potencia total de 4310 MW de energía nuclear nueva instalada en los años 2012 (2000 MW) y 2013 (2310 MW) mientras que en el escenario de 1700 /MW no aparece ningún MW de potencia nuclear nueva en ningún año.

110 EVOLUCIÓN POTENCIA ADICIONAL ESCENARIO 1400 /MW Potencia adicional N_CCGT BIO1 BIO2 EOL1 EOL2 EOLOFF NCLAV Años EVOLUCIÓN POTENCIA ADICIONAL ESCENARIO 1700 /MW Potencia adicional N_CCGT BIO1 BIO2 EOL1 EOL2 EOLOFF NCLAV Años Como se observa en los resultados del modelo, el coste de inversión de centrales nucleares es clave para determinar la composición del parque de generación en España a futuro. En el escenario de 1400 /MW se construirían 4310MW de nuevas centrales nucleares, en vez de otro tipo de centrales, principalmente los Ciclos Combinados.

111 Evolución emisiones CO2 120 Escenario 1400 /MW Escenario 1700 /MW 100 Emisiones CO Años También se puede observar que las emisiones de CO2 son siempre inferiores a partir de la instalación de nueva potencia nuclear (2012 y 2013), de manera que a partir de la entrada de nuevas nucleares el escenario de 1400 /kw presenta una reducción de las emisiones de CO2 del 14% de media con respecto al escenario de 1700 /kw. Potencia Instalada Escenario 1400 /MW. Año 2020 Hidráulica EOLOFF 2% Nuclear CCGT BIO2 1% BIO1 1% EOL1 3% EOL2 5% NCLAV 4% Hidráulica 14% Nuclear 7% Carbón Fuel No renovable Otras renovables Eólica MINH N_CCGT 18% MINH 2% Eólica 9% Fuel 6% Carbón 10% CCGT 11% N_CCGT BIO1 BIO2 EOL1 EOL2 EOLOFF Otras renovables 1% NCLAV No renovable 6%