La central nuclear de Darlington es una central nuclear canadiense situada en la costa norte del lago Ontario en Clarington, Ontario . Es una gran instalación nuclear que comprende cuatro reactores nucleares CANDU con una producción total de 3512 MWe cuando todas las unidades están en línea, proporcionando alrededor del 20 por ciento de las necesidades de electricidad de Ontario, suficiente para abastecer a una ciudad de dos millones de personas. [5] El diseño del reactor es significativamente más potente que los utilizados en los sitios CANDU anteriores en Pickering y Bruce , lo que convierte a su planta de 4 unidades en la segunda más grande de Canadá detrás de Bruce de 8 unidades. Recibe su nombre por el municipio de Darlington, el nombre del municipio en el que se encuentra, que ahora es parte del municipio fusionado de Clarington .
La planta comenzó a construirse en septiembre de 1981 y estaba previsto que iniciara sus operaciones iniciales en 1985. Se produjeron varios retrasos y el inicio de la construcción de las Unidades 3 y 4 se pospuso hasta 1984 y 1985. La Unidad 2 entró en funcionamiento en 1990, seguida de la Unidad 1 en 1992 y las Unidades 3 y 4 en 1993. Los retrasos y los sobrecostos resultantes han convertido a Darlington en un caso de estudio principal para el movimiento antinuclear en Canadá, y fue una de las principales razones por las que Ontario Hydro se desmembró en 1999 y sus deudas se pagaron mediante facturaciones especiales. Después de las operaciones iniciales y la reestructuración, a menudo se encuentra entre las plantas más fiables del mundo en términos de factor de capacidad . A partir de 2023 [actualizar], la planta está experimentando una actualización de mitad de vida, con dos unidades completadas y se espera que las otras dos se completen en 2026.
Desde la selección del sitio original, ya había espacio para una segunda unidad de cuatro reactores, y se había reservado una gran zona al este de la planta actual para lo que se conocía como Darlington B. En 2006, Ontario Power Generation inició el proceso de solicitud para construir una planta de dos unidades en el sitio B. Este proyecto se canceló en 2013 cuando el costo estimado superó con creces las proyecciones iniciales. En 2020, comenzaron los planes para instalar un reactor modular pequeño BWRX-300 mucho más pequeño en el sitio B, que están en curso a partir de 2023 .[actualizar]
Darlington formaba parte de un gran proyecto nuclear planificado por Ontario Hydro, basándose en sus predicciones de un crecimiento casi lineal de la demanda energética a un ritmo del 7% anual, prácticamente indefinidamente. Basándose en este crecimiento previsto, la empresa afirmó que la energía nuclear representaría entre el 60 y el 70% del suministro de la provincia en 1990 y que, para que eso ocurriera, habría que construir una gran cantidad de nuevos reactores. [6] A finales de los años 60 se identificó el terreno del parque provincial de Darlington como un posible emplazamiento, y Hydro compró el terreno en 1971 como "centro energético". Los primeros planes oficiales para desarrollar el emplazamiento para la energía nuclear se aprobaron en 1973, aparentemente por orden personal del primer ministro conservador de Ontario, Bill Davis, sin que mediara debate en el gabinete. [7] En ese momento, el costo de construcción de la planta de cuatro unidades se estimó en $4.5 mil millones (equivalente a $30 mil millones en 2023), y la construcción comenzaría en 1979. [8] Las audiencias públicas comenzaron en 1974 y los planes generales se finalizaron en 1976. El visto bueno oficial del gobierno se dio el 18 de abril de 1977, y los primeros contratos de construcción se adjudicaron el 8 de junio de 1978. [9]
Durante el resto de la década de 1970, las estimaciones de demanda futura de Hydro fueron atacadas repetidamente por ser poco realistas. La crisis del petróleo de 1973 y la posterior recesión de 1973-1975 llevaron a tasas de crecimiento muy reducidas, que llegaron a cero en la provincia en 1977. Cuando estas preocupaciones se hicieron más públicas, en 1975 Davis formó dos comités independientes, la Comisión Porter y el Comité Selecto, los cuales concluyeron que las predicciones eran demasiado altas. Poco después, el recién formado Ministerio de Energía y la fundación pública Energy Probe publicaron informes que afirmaban que las predicciones de la compañía para el uso de energía en 2000 eran unos 12 gigavatios demasiado altas, aproximadamente el valor de tres plantas de cuatro reactores. En 1980, la Comisión Porter presentó su informe final, que afirmaba que la tasa de crecimiento estaría más cerca del 4% y sugería que Hydro debería abandonar sus planes de construir más plantas nucleares y, en su lugar, debería desarrollar plantas más pequeñas e implementar la gestión de la demanda . [10] Este consejo fue deliberadamente ignorado. [11]
El plan de expansión en curso se pagó mediante financiación de deuda principalmente a través de la venta de bonos comerciales . Dado el escrutinio público y los informes generalmente negativos, en 1976 el Ministro de Energía Darcy McKeough le dijo a Hydro que redujera sus demandas y distribuyera el presupuesto o la provincia no garantizaría los bonos de la empresa. [7] Darlington fue uno de los varios programas importantes para ese período de tiempo, incluidas las grandes expansiones en Pickering y Bruce . Hydro respondió retrasando el inicio de la construcción hasta 1981, con el primer reactor entrando en funcionamiento en 1985 y luego los otros tres después de eso, uno cada 12 meses. [12] Esto aumentó el presupuesto solo ligeramente a $ 3.9 mil millones en construcción y otros $ 1 mil millones para agua pesada . [8] Un presupuesto más detallado, que esta vez tuvo en cuenta la inflación durante el período de construcción previsto hasta 1988, estimó la cifra final en 7.400 millones de dólares, equivalentes a 30.000 millones de dólares en 2023. [13] [12] [8] El plazo se pospuso y adelantó varias veces durante los años siguientes. [9]
En 1981, Hydro finalmente respondió a las preocupaciones sobre la sobreconstrucción con una nueva predicción de una demanda de 38 gigavatios en 2000, 52 gigavatios menos que sus predicciones hechas en 1978. [a] [15] Un informe de 1984 estima el crecimiento futuro en un 3% al menos hasta 1992, lo que, junto con las altas tasas de interés de la época, llevó a la compañía a cancelar cualquier construcción futura para este período. Incluso la demanda posterior a 1992 parecía incierta y no se programó ningún reactor nuevo. La compañía centró su atención en mejoras de la red. [16]
La construcción comenzó según lo previsto, con el "primer vertido" en junio de 1981. En 1982, el inicio de la construcción de las Unidades 3 y 4 se retrasó varios años hasta 1985. [9] En 1983, la dirección de Hydro, afectada por el exceso de compromisos y la falta de personal, ordenó que se retrasara el proyecto. El personal de ingeniería de Darlington fue asignado a otros proyectos, incluidas las ampliaciones de Pickering y Bruce que estaban a punto de entrar en funcionamiento. [12] En ese momento, Hydro calculó que el presupuesto había aumentado a 10.900 millones de dólares. [9] La pausa terminó a principios de 1985, pero no todo el personal original fue asignado de nuevo al proyecto, y hubo que contratar y formar a nuevo personal. Además, durante la pausa se encontraron una serie de problemas en el diseño, ya que se trataba de la primera planta de un tamaño de ~900 MW que se construía, lo que supuso un retraso adicional en el reinicio de la construcción. [17] En ese momento, la compañía ya había gastado el presupuesto original de 7 mil millones de dólares y ahora predecía que se necesitarían otros 4 mil millones para completarlo. [18] Ahora se predecía que la finalización de la Unidad 2 se produciría en 1988. [19]
El 2 de mayo de 1985, las elecciones generales de Ontario de 1985 dieron como resultado que los conservadores gobernantes recibieran un gobierno minoritario, pero un voto de censura en junio puso fin a su gobierno de 42 años y llevó a los liberales de David Peterson al poder con el apoyo del NDP de Bob Rae . [20] Peterson había expresado previamente su apoyo a una detención inmediata de Darlington. [21] En contraste, Rae confiaba en el apoyo del sindicato de trabajadores de Hydro, CUPE Local 1000, que apoyó firmemente el proyecto. [22] Como parte del acuerdo entre partidos, Peterson prometió no detener la construcción mientras una nueva comisión consideraba el asunto. [23]
El Comité Selecto fue reformado y elaboró un nuevo informe en 1986. Para entonces, el desastre de Chernóbil había ensombrecido aún más el campo, y Hydro había reducido aún más sus predicciones a 30 GW en 2000. El comité aceptó provisionalmente la continuación de la construcción de las Unidades 1 y 2 de Darlington, pero sugirió un período de espera antes de permitir la finalización de las Unidades 3 y 4. [18] Fue durante este período que la fuerza laboral en el sitio alcanzó su pico de 7.000, [17] convirtiéndolo en el programa de construcción más grande de América del Norte en ese momento. [22] El Gabinete aprobó la continuación de la construcción en 1987, antes de la siguiente elección. [24]
Después de siete años de un programa de construcción de cuatro años, durante un período de altas tasas de interés , el presupuesto siguió creciendo. Se pueden atribuir 3.300 millones de dólares adicionales a los intereses durante estos retrasos. Se tuvieron que agregar 1.200 millones de dólares adicionales a la factura porque Hydro cambió sus procedimientos contables y trasladó varias partidas, incluida la capacitación de los operadores, de los costos operativos a los de capital. Los cambios de diseño debido a los cambios en los requisitos de seguridad después del accidente de Three Mile Island y Chernóbil agregaron otros 900 millones de dólares, y otros cambios imprevistos en la construcción, incluidas las obras en el sitio, agregaron otros 1.000 millones de dólares. Como resultado, el costo final se estimó en 13.800 millones de dólares, un total de 6.800 millones de dólares, o el 86%, por encima de la estimación de 1981. [13]
La primera unidad en comenzar a construirse fue la 2, antes de la 1, el 1 de septiembre de 1981. La 1 le siguió el 1 de abril de 1982. La construcción de la 3 comenzó el 1 de septiembre de 1984 y la 4 el 1 de julio de 1985. La construcción de la 1 y la 2 continuó con las pausas señaladas anteriormente, pero la 3 y la 4 se redujeron significativamente. La 2 entró en servicio comercial el 9 de octubre de 1990 y la 1 el 14 de noviembre de 1992. Las dos últimas unidades estaban mucho más cerca de competir en ese momento, ya que la 3 entró en servicio el 14 de febrero de 1993 y la 4 poco después, el 14 de junio.
Casi inmediatamente después de entrar en servicio, se descubrió que los ejes de transmisión de la Unidad 2 que conectan las turbinas de vapor a los alternadores sufrían grietas, lo que provocó paradas prolongadas en 1990 y 1991. Esto se solucionó con un nuevo diseño de eje instalado en mayo de 1992. Las otras tres unidades ya habían recibido el diseño original, pero para las operaciones iniciales se modificaron para evitar el problema mientras se esperaban los nuevos ejes, previstos para mayo de 1993 para la Unidad 1 y en marzo y agosto de 1994 para las Unidades 3 y 4. [13] A principios de 1991 se descubrió que las vibraciones en los conjuntos de combustible de la Unidad 2 estaban causando que se dañaran. Esto se atribuyó finalmente a un problema en el sistema de bombeo que inyectaba una fluctuación de presión de 150 Hz. Cambiar los impulsores para aumentar la tasa a 210 Hz resolvió el problema. [13]
Como resultado de estos problemas, la disponibilidad inicial, o factor de capacidad , fue baja. Durante sus primeros tres años y medio de operación, la Unidad 2 logró un factor de carga de por vida de sólo el 29,9%, mientras que la Unidad 1, entre julio de 1992 y fines de junio de 1993, logró un factor de carga del 56,8%. [13] Los cambios, especialmente los nuevos ejes de transmisión, también agregaron otros $600 millones a la factura final.
El gobierno de Peterson cayó en 1990, lo que dio como resultado que el NDP de Rae tomara la provincia en medio de una recesión . La planta de Darlington todavía estaba en construcción y seguía siendo tan políticamente radiactiva como lo había sido durante la década de 1980. Rae tomó la decisión de completar la planta, pero para asegurarse de que este tipo de excesos no ocurrieran nuevamente, nombró a Maurice Strong , ex director ejecutivo de Petro-Canada , para convertirse en director ejecutivo de Hydro y reorganizar la empresa. Strong le pidió a Bill Farlinger, un defensor de la economía de mercado del laissez-faire, que sugiriera formas de reformar la empresa. Como resultado de las sugerencias de Farlinger, Strong comenzó el proceso de dividir la empresa en cinco divisiones, cada una con un área de responsabilidad separada. Como parte de estos planes, se puso fin a cualquier expansión nuclear futura. Cuando los conservadores de Mike Harris recuperaron el poder en 1995, Harris nombró a Farlinger como director ejecutivo de Hydro y los planes se modificaron para vender las diversas divisiones una vez que se completara la división. [25]
En ese momento, Hydro tenía una deuda de 34.000 millones de dólares, casi la mitad de los cuales se debían a Darlington y una parte significativa del resto a la construcción y las ampliaciones de Pickering y Bruce. Los cargos adicionales se debieron a los sobrecostos de las calderas de estas plantas, que ascendieron a 850 millones de dólares. Se añadieron más debido a los contratos de compra en firme con Rio Algom y Denison Mines para el suministro de uranio que se habían fijado a precios de mercado antes del colapso de los precios mundiales del uranio a finales de los años 1980. Esto llevó a Hydro a rescindir los contratos en 1991 con otro cargo de 717 millones de dólares. [26]
Después de mucho debate, se tomó la decisión de aislar las deudas en una corporación de la corona separada , la Ontario Electricity Financial Corporation. Ontario Hydro finalizó oficialmente sus operaciones el 31 de marzo de 1999. Sus estados financieros finales enumeraban deudas a largo plazo por 26.200 millones de dólares y activos por un total de 39.600 millones de dólares, pero el gobierno concluyó que el valor justo de los activos estaba muy por debajo del precio declarado. Sus valoraciones calcularon un resultado de 19.500 millones de dólares de deuda varada, que luego se pagó como un cargo por cancelación de deuda separado en las facturas de los clientes desde 2003 hasta el 31 de marzo de 2018. [27]
En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco corporaciones de la Corona, y Ontario Power Generation (OPG) se hizo cargo de todas las centrales eléctricas. Los reactores de Darlington han estado entre los de mejor rendimiento de la flota CANDU de OPG, incluido un año excelente en 2008, en el que la planta logró un factor de capacidad combinado del 94,5 % . [28] En junio de 2016, la Asociación Mundial de Operadores Nucleares (WANO) nombró a Darlington como una de las centrales nucleares más seguras y de mayor rendimiento del mundo, por tercera vez consecutiva. [29]
En marzo de 2017, Ontario Power Generation (OPG) y su filial de riesgo, Canadian Nuclear Partners, anunciaron sus planes de producir plutonio-238 como segunda fuente para la NASA . Las barras que contienen Np-237 [30] serían fabricadas por el Laboratorio Nacional del Pacífico Noroeste (PNNL) en el estado de Washington y enviadas a la Central Nuclear de Darlington de OPG, donde serían irradiadas con neutrones dentro del núcleo del reactor para producir Pu-238. [31] [32]
El gráfico representa la generación anual de electricidad en el sitio en GWh.
A finales de 2023, la producción total durante la vida útil de la instalación fue de 764.192 GWh.
La estación de Darlington incurrió en enormes sobrecostes durante su construcción.
El costo inicial estimado para la estación fue de 3.900 millones de dólares canadienses a finales de los años 1970, que aumentó a 7.400 millones de dólares en 1981, cuando se inició la construcción. [33] Un período de un año de audiencias públicas y estudio por parte de un comité de todos los partidos del gobierno de Ontario terminó en 1986 con la decisión de seguir adelante con el proyecto, que entonces había aumentado a 7.000 millones de dólares en costos reales y comprometidos. [34] El costo final fue de 14.400 millones de dólares canadienses, casi el doble del presupuesto de construcción inicial, incluso ajustado por la inflación. [35]
Hydro no pudo cobrar el costo de construcción hasta que la planta realmente estuviera suministrando energía a los clientes. Por lo tanto, todos los sobrecostos del proyecto hasta 1990 tuvieron que ser asumidos como deuda, durante un período de tasas de interés históricamente altas. En 1989, Hydro presentó su último Plan de Suministro de Demanda de 25 años, Proporcionando el Equilibrio de Energía , que preveía otros 10 reactores y 32 plantas de combustibles fósiles. En 1993, este plan fue retirado, después de que Darlington entrara en servicio y la provincia ahora tuviera un excedente de generación [36] y se viera obligada a vender a precios muy bajos y a veces negativos. Esto, combinado con la enorme deuda que la empresa había asumido para financiar la planta, llevó a la decisión de dividir la empresa en varias empresas más pequeñas.
El proyecto se vio afectado negativamente por las previsiones de disminución de la demanda de electricidad, el aumento de la deuda de Ontario Hydro y el desastre de Chernóbil, que hizo necesario realizar revisiones de seguridad a mitad de la construcción. Cada retraso generó cargos por intereses sobre la deuda, que en última instancia representaron el 70% de los sobrecostos. [37] La inflación durante 1977 a 1981 fue del 46 por ciento, según el índice de precios al consumidor de Canadá. Además, las tasas de interés estaban en el 20 por ciento. La elección inadecuada de equipos y un paro laboral de seis meses de los trabajadores eléctricos también produjeron algunos de estos costos y retrasos. [38] Las discusiones sobre quién es el culpable de los costos y las deudas posteriores asociadas con Darlington a menudo surgen durante las campañas electorales provinciales y se mencionan a menudo en la literatura antinuclear . [39]
Tras audiencias públicas, la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear anunció en diciembre de 2015 la renovación de la licencia de operación del reactor de potencia de Darlington por 10 años a partir del 1 de enero de 2016 hasta el 30 de noviembre de 2025, para permitir la renovación de la central de Darlington, que comenzó en octubre de 2016. [40]
El 14 de octubre de 2016, OPG inició el proyecto de infraestructura limpia más grande de Canadá: la renovación de los cuatro reactores de Darlington. Según el Conference Board of Canada , la inversión de 12.800 millones de dólares generará 14.900 millones de dólares en beneficios económicos para Ontario, incluidos miles de puestos de trabajo en la construcción de Darlington y en unas 60 empresas de Ontario que suministran componentes para la obra. [41] Está previsto que el proyecto finalice en 2028 y garantizará el funcionamiento seguro de la planta hasta 2055.
En 2006, OPG inició el proceso de aprobación federal para construir nuevas unidades nucleares en el emplazamiento de su central nuclear de Darlington. La propuesta del proyecto implicaba la construcción y operación de hasta cuatro unidades nucleares, con una capacidad de hasta 4.800 MW.
Un proceso de solicitud de propuestas (RFP) para el diseño y la construcción dio como resultado ofertas de Areva NP , Westinghouse y Atomic Energy of Canada Limited (AECL). En junio de 2009, el Gobierno de Ontario suspendió el proceso de RFP, citando ofertas inesperadamente altas y la incertidumbre en torno al futuro del único postor que cumplió con los requisitos (AECL). [46] [47] [48]
En agosto de 2011, el Comité de Revisión Conjunta de tres miembros (encargado por el Ministerio de Medio Ambiente de Ontario y la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear ) publicó un informe en el que se concluyó que el nuevo proyecto de construcción de Darlington no generaría impactos ambientales adversos significativos (después de tomar en cuenta las medidas de mitigación). Tras el informe, el gobierno federal aprobó la evaluación ambiental. [49]
En octubre de 2013, el gobierno de Ontario declaró que el nuevo proyecto de construcción de Darlington no sería parte del plan energético a largo plazo de Ontario, citando las altas estimaciones de costos de capital y el excedente de energía en la provincia en el momento del anuncio. [50]
En noviembre de 2020, Ontario Power Generation (OPG) anunció sus planes de construir un reactor modular pequeño (SMR) en la central nuclear de Darlington. Se espera que esté operativo en 2028 como muy pronto. [51] [52] OPG trabajará con GE Hitachi Nuclear Canada para construir el SMR. [52]
El 2 de diciembre de 2022, Ontario Power Generation dio oficialmente el puntapié inicial para el nuevo proyecto Darlington SMR (Darlington B). La primera unidad que se construirá es una unidad GE BWRX-300 , que se espera que produzca energía a fines de 2029. [53]
Los desechos de actividad baja e intermedia de Darlington se almacenan en la Western Waste Management Facility (WWMF) en el sitio nuclear de Bruce cerca de Kincardine, Ontario . OPG ha propuesto la construcción y operación de un depósito geológico profundo para el almacenamiento a largo plazo de estos desechos de actividad baja e intermedia en tierras adyacentes a WWMF.
El 6 de mayo de 2015, el Panel de Revisión Conjunta emitió el Informe de Evaluación Ambiental (EA) recomendando la aprobación del Repositorio Geológico Profundo para los desechos de nivel bajo e intermedio de Ontario al gobierno federal. [54]
En febrero de 2016, el Ministro Federal de Medio Ambiente y Cambio Climático retrasó una decisión sobre la DGR de OPG, lo que provocó una pausa en el plazo para emitir la decisión de evaluación ambiental. Desde entonces, OPG se ha comprometido a completar más estudios de DGR para fines de 2016. [55]
La instalación de gestión de residuos de Darlington permite almacenar en seco el combustible usado de Darlington, tras un período inicial en un depósito lleno de agua. La instalación se inauguró en 2007, según se informa, según lo previsto y dentro del presupuesto. [56] La Organización de Gestión de Residuos Nucleares está buscando un sitio en Canadá para un depósito permanente de combustible usado de todos los reactores nucleares de Canadá.
2020: El martes 15 de septiembre, la Unidad 1 de Darlington rompió el récord mundial de generación continua con 963 días, un récord que anteriormente ostentaba la Unidad 7 de Pickering con 894 días durante 22 años hasta que lo batió en 2016 Heysham 2 en el Reino Unido. Al 28 de septiembre de 2020, la Unidad 1 tenía 976 días. [57]
2021: El jueves 4 de febrero, en algún momento después de las 11 p. m., la Unidad 1 de Darlington finalmente se apagó para mantenimiento después de 1106 días continuos de generación, lo que estableció el récord mundial de operación nuclear y el récord mundial de generación de una planta térmica. [58]
En 2009, más de 200.000 litros de agua que contenían trazas de tritio e hidracina se derramaron en el lago Ontario después de que unos trabajadores llenaran accidentalmente el tanque equivocado con agua tritiada. Sin embargo, el nivel del isótopo en el lago era inferior al 1 por ciento del límite reglamentario y compatible con las actividades operativas normales. [59] [60]
