Energía nuclear
Por qué la energía nuclear no sirve para frenar el cambio climático II

Viene de la primera parte.

Nuclear, ¿en renacimiento?

En el mundo, a fecha de diciembre de 2019, hay 449 reactores en operación, otras 178 con fecha de cierre permanente, que significa que el propietario ha declarado oficialmente que la planta se retira de la operación comercial y se cierra sin ninguna intención de reiniciar la unidad. No es lo mismo que desmanteladas, sólo hay 19 centrales desmanteladas [World Nuclear Industry Status Report 2019, https://www.worldnuclearreport.org/-World-Nuclear-Industry-Status-Report-2019-.html]. En construcción hay 53 plantas. La mayor parte en Asia, la zona de Oriente Medio y Europa del Este. China representa la mayoría de las centrales nucleares nuevas durante las últimas dos décadas [Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) https://pris.iaea.org/PRIS/WorldStatistics/OperationalReactorsByCountry.aspx].

Por otra parte, la flota nuclear mundial está envejeciendo. La mayoría de las centrales están en EEUU, con una media de edad de 39 años, y en la Unión Europea, con 35, una edad muy cercana a los 40 años de funcionamiento para el que se diseñaron.

¿Por qué no se renuevan más centrales si la electricidad nuclear es tan rentable y beneficiosa como siempre defendieron sus propietarios? Porque esa rentabilidad no era cierta, y el desarrollo de la energía nuclear estaba ligado a razones de política, estrategia militar, etc. En un mercado eléctrico cada vez más liberalizado desde la década de 1990, donde prima la rentabilidad, hay pocos incentivos para la inversión privada en centrales nucleares. Las nuevas construcciones se han dejado a sistemas ajenos al mercado, como son las potencias nucleares de China y Rusia.

Un interesante y reciente informe del Organismo Internacional de Energía Atómica reconoce que los principales obstáculos se relacionan con la magnitud de la inversión, requieren miles de millones de dólares en inversiones iniciales. Y con los largos plazos de entrega, el riesgo de problemas de construcción, demoras y sobrecostos y la posibilidad de cambios futuros en la política o en el sistema eléctrico en sí. La nuclear no es competitiva en un entorno de reducción de precios de la electricidad (impulsados por las renovables) y de sistema de mercado. Necesita que los gobiernos la cuiden: un marco de financiación atractivo, que los procesos de licenciamiento no generen demoras, apoyar diseños innovadores de reactores nuevos, proteger y desarrollar el capital humano...

¿Por qué no se renuevan más centrales si la electricidad nuclear es tan rentable y beneficiosa como siempre defendieron sus propietarios? Porque esa rentabilidad no era cierta, y el desarrollo de la energía nuclear estaba ligado a razones de política, estrategia militar, etc.

Hay quien habla del "renacimiento de la energía nuclear", pero los hechos son tozudos: de las 53 centrales en construcción, 47 son propiedad de empresas estatales y 6 de los proyectos en manos privadas están sujetos a una regulación de precios, que reduce los riesgos para los inversores [High-Priced and Dangerous: Nuclear Power Is Not an Option for the Climate-Friendly Energy Mix, July 24, 2019, DIW Berlin — Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung e. V. https://www.diw.de/de/diw_01.c.670590.de/publikationen/weekly_reports/2019_30/high_priced_and_dangerous_nuclear_power_is_not_an_option_for_the_climate_friendly_energy_mix.html].
Las construcciones en países occidentales están enfrentando retrasos y serios problemas financieros. Los casos más conocidos son:

- La central nuclear de Olkiluoto-3, en Finlandia: la construcción comenzó en 2005, ha aumentado sus costes de la estimación original de 3 mil millones € a más de 11 mil millones €. Es de tecnología y construcción francesa.

- Flammaville-3, en Francia: comenzó su construcción en 2008. El coste proyectado del reactor asciende por ahora a 12.400 millones €, aproximadamente cuatro veces la estimación original. Espera cargar combustible a fines de 2022, pero deberá cambiar la vasija del reactor en 2024 por exigencia del regulador [“EDF ready to replace Flamanville reactor cover by 2024”, October 9, 2019 https://www.reuters.com/article/us-edf-flamanville-cover/edf-ready-to-replace-flamanville-reactor-cover-by-2024-idUSKBN1WO2B4]. Un problema de calidad de materiales que afecta también a otras centrales.

- Hinkley Point C, Reino Unido: iniciada en 2016. El coste de construir la primera nueva central nuclear británica en una generación ha aumentado en 3.400 millones € y la factura total podría ser más de 26.015 millones € [Hinkley Point nuclear plant building costs rise by up to £2.9bn The Guardian, 25 Sep19, https://www.theguardian.com/uk-news/2019/sep/25/hinkley-point-nuclear-plant-to-run-29m-over-budget]. Se proyecta que entre en operación en 2025.

Estos tres proyectos son realizados por Electricité de France. En 2017, EDF se hizo cargo de la mayoría del negocio de construcción de reactores de la empresa Areva, con graves problemas financieros y técnicos, en una reestructuración patrocinada por el gobierno francés (el estado francés posee el 84% de las acciones de EDF). El negocio de reactores se llama Framatome. La deuda neta de EDF a finales de 2018 era de 70 000 millones de euros [https://en.wikipedia.org/wiki/%C3%89lectricit%C3%A9_de_France#Status_of_EDF].

En EEUU la situación no es mucho mejor.

- Virgil C Summer, Virginia: comenzado en 2013. El proyecto inicialmente de de 9 mil millones $ fue cancelado en julio de 2017 por la duplicación de costes. Completar la construcción podría haber costado en última instancia más de 23 mil millones $. Los clientes han pagado 2 mil millones $ por los reactores como parte de sus facturas mensuales de electricidad [The failed V.C. Summer nuclear project: A timeline, By Alex Crees , 10/11/19
https://www.chooseenergy.com/news/article/failed-v-c-summer-nuclear-project-timeline/].

- Vogtle 3 y 4, Georgia: arranca en 2013. Son los últimos reactores en construcción en EEUU. Los costes aumentaron de los previstos 14 mil millones de dólares a unos 29 mil millones de dólares estadounidenses estimados en 2017. No se espera que comience a funcionar antes de 2021/22 [More Delays Likely for Vogtle Nuclear Plant, Georgia Regulator Says, 1 Agosto 2019, https://www.greentechmedia.com/articles/read/georgia-utility-regulator-more-delays-likely-for-vogtle-nuclear-plant]. Estos sobrecostes son una de las principales razones de la pérdida de 6200 millones de dólares de la empresa Westinghouse (propiedad de Toshiba) y de su solicitud de protección por bancarrota en marzo de 2017. La tecnología de Westinghouse es la base de aproximadamente la mitad de las plantas nucleares operativas del mundo.

Como se comprueba con los datos presentados, los periodos de construcción son muy largos, alrededor de una década. Esto es un factor que descalifica a las nuevas nucleares de la lucha contra el cambio climático. Porque en los próximos diez años las emisiones tienen que reducirse fuertemente (la UE plantea un objetivo de disminuirlas en un 40%) y las nuevas plantas estarán causando emisiones por su construcción. Sencillamente no llegan a tiempo.

En realidad, la principal opción de la industria nuclear es el alargamiento de la vida de las centrales más allá de la vida de diseño. Es una opción atractiva para las empresas porque las plantas están prácticamente amortizadas, el beneficio es más alto. Pero también aumenta el riesgo por el envejecimiento del equipamiento. La autoridad regulatoria de cada estado es la que ha de evaluar las modificaciones técnicas necesarias para que se pueda autorizar el funcionamiento. Y esto podría implicar una cuantiosa inversión económica. Pero puede resultarles rentable: en los Estados Unidos, ya hay noventa reactores que han renovado sus licencias de operación de 40 a 60 años. Y tanto la industria como el regulador están dispuestos a estudiar la autorización hasta los 80 años. Es difícil creer que esto no implique un aumento del riesgo.

Como se comprueba con los datos presentados, los periodos de construcción son muy largos, alrededor de una década. Esto es un factor que descalifica a las nuevas nucleares de la lucha contra el cambio climático.

En España, estamos en un momento importante: el próximo año 2020, tres reactores necesitan renovar permiso: Almaraz 1, que cumple cuarenta años en 2021; Almaraz 2 y Ascó 1, que los cumplen en 2023. El siguiente año, 2021, otros tres: Cofrentes, Ascó 2 y Vandellos 2, se harán cuarentones en el 2024-25 y 27 respectivamente. En 2028, llega a los cuarenta la central de Trillo.

Las empresas nucleares españolas (Iberdrola, Endesa y Naturgy) han alcanzado un acuerdo (no oficializado y no irreversible) sobre el alargamiento de vida de sus centrales. Su intención es mantenerlas funcionando de 45 a 48 años, dependiendo de la instalación. Con lo que se cerrarían entre 2027 y 2035, casi a razón de una por año.

En los próximos dos años se verá si el preceptivo informe del Consejo de Seguridad Nuclear, que es vinculante si es denegatorio y también en cuanto a las condiciones que establece para la concesión de la autorización, les impone o no costosas modificaciones que puedan torcer los planes de las empresas.

Nuclear ¿el respaldo de las renovables?

Las fuentes renovables que hoy pueden competir en precio con las fósiles son intermitentes por naturaleza: eólica y solar fotovoltaica dependen del viento y el sol. Para complementarlas se requieren otras contribuciones de generación. Se suele llamar a esto potencia de respaldo. Tiene que ser una tecnología capaz de ajustarse rápido a las variaciones de la producción renovable, es decir, que pueda arrancar y cambiar su potencia con rapidez y seguridad.

La nuclear se postula como el complemento de un sistema eléctrico renovable… pero se ha demostrado que no puede serlo, porque las centrales nucleares españolas son poco gestionables. No se diseñaron para ser flexibles en potencia, si no para participar en una proporción casi fija y ser la “potencia de base” del sistema eléctrico. A medida que se han desplegado aerogeneradores y la eólica contribuye tanto como la nuclear (en 2018 un 19% frente a un 20% nuclear), han aparecido conflictos entre ambos tipos de generación que se han saldado con desconexión de parques, puesto que no puede verterse a la red más energía de la que se consume en tiempo real y no se dispone de suficientes medios de almacenamiento masivo de electricidad.

Esta situación surge cuando sopla mucho el viento y es baja la demanda, por ejemplo, por la noche (o en semana santa). La producción eólica es prácticamente suficiente para satisfacer la demanda, y el operador del sistema Red Eléctrica de España (REE) ordena a las centrales de carbón y gas que puedan estar operando, que bajen potencia al mínimo para que no haya sobrecargas en el sistema. Pero esto no puede exigirse a las centrales nucleares porque sus tiempos de respuesta son más lentos y es un procedimiento más arriesgado. La modulación de potencia nuclear no es suficiente ni adecuada para complementar a las renovables. Y estas salen perdiendo.

Como ejemplo puede citarse el caso de marzo de 2013, una semana santa de borrasca, con abundantes lluvias que obligaron a desembalsar pantanos y una mayor producción de la estimada con carbón y ciclos combinados en determinadas zonas. Red Eléctrica recurrió a los recortes a la eólica para garantizar el equilibrio del sistema eléctrico en todo momento. El día más complejo fue el Viernes Santo (29 Marzo), en el que se recortó la generación eólica en 150 GWh (el equivalente al 30% del consumo eléctrico del día), lo que supuso unas pérdidas para el sector de 12,18 millones de euros [Millones de kWh limpios perdidos por culpa de la nuclear, Energías Renovables, 2 de abril de 2013
https://www.energias-renovables.com/eolica/millones-de-kwh-limpios-perdidos-por-culpa-20130402/pagpos/2/].

Red Eléctrica lleva desde el año 2008 pidiendo paradas a los aerogeneradores en situaciones de baja demanda y oferta alta. En el futuro esta situación se agravará porque la potencia renovable va a continuar creciendo, pues el objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030 (PNIEC) para 2030 es de alcanzar un 74% de la generación eléctrica con renovables. La única solución es cerrar las centrales nucleares, aprovechar la potencia de ciclos combinados que ya existen como tecnología de respaldo, aumentar los embalses de bombeo, fomentar las renovables gestionables y aprovechar los avances en el almacenamiento de energía.

Continúa en la tercera parte.