El EPR es un diseño de reactor de agua a presión de Generación III+ . Ha sido diseñado y desarrollado principalmente por Framatome (parte de Areva entre 2001 y 2017) y Électricité de France (EDF) en Francia, y por Siemens en Alemania. En Europa, este diseño de reactor se llamó Reactor Presurizado Europeo , y el nombre internacionalizado fue Reactor de Energía Evolutiva , pero ahora se llama simplemente EPR .
La primera unidad EPR operativa fue la Taishan 1 de China , que comenzó a operar comercialmente en diciembre de 2018. [1] Taishan 2 comenzó a operar comercialmente en septiembre de 2019. [2] Hasta ahora, las unidades europeas han estado plagadas de retrasos prolongados en la construcción y sobrecostos sustanciales. La primera unidad EPR que comenzó a construirse, en Olkiluoto (Finlandia), originalmente prevista para entrar en servicio en 2009, entró en operación comercial en 2023, un retraso de catorce años. [3] La segunda unidad EPR que comenzó a construirse, en Flamanville , Francia, también sufrió un retraso de más de una década en su puesta en servicio (de 2012 a 2024). [4] Dos unidades en Hinkley Point , en el Reino Unido, recibieron la aprobación final en septiembre de 2016; Se esperaba que la primera unidad comenzara a operar en 2027, [5] [6] pero posteriormente se retrasó hasta alrededor de 2030. [7]
EDF ha reconocido graves dificultades en la construcción del diseño del EPR. En septiembre de 2015, EDF declaró que se estaba trabajando en el diseño de un EPR "Nuevo Modelo" (posteriormente denominado EPR2 ) y que sería más fácil y económico de construir. [8]
Los principales objetivos del diseño EPR de tercera generación son aumentar la seguridad y al mismo tiempo proporcionar una mayor competitividad económica mediante mejoras en los diseños anteriores de reactores de agua a presión ampliados hasta una potencia eléctrica de alrededor de 1650 MWe (netos) [9] con una potencia térmica de 4500 MW. El reactor puede utilizar combustible de óxido de uranio enriquecido al 5% , combustible de uranio reprocesado o combustible de óxido de uranio y plutonio mixto al 100%, revestido con la variante M5 de aleación de circonio de Areva . [10] [11] El EPR es el descendiente evolutivo de los reactores Framatome N4 y Siemens Power Generation Division "Konvoi ". [12] [13] Siemens cesó sus actividades nucleares en 2011. [14] El EPR fue diseñado para utilizar uranio de manera más eficiente que los reactores más antiguos de Generación II , utilizando aproximadamente un 17% menos de uranio por kilovatio-hora de electricidad generada que estas tecnologías de reactores más antiguos. . [15]
El diseño ha pasado por varias iteraciones. El diseño conceptual de 1994 tenía una potencia de 1450 MWe, la misma que el Framatome N4, pero utilizando instrumentación derivada de Siemens Konvoi y también incluyendo un nuevo sistema de seguridad del receptor de núcleos . En 1995, existía preocupación por el costo excesivo por MW, y la producción se elevó a 1800 MWe en el diseño de 1997, aunque posteriormente se redujo a 1650 MWe (netos) en el diseño certificado final, [16] para una frecuencia de red de 50 Hz. Dispone de 4 circuitos de refrigeración con 1 generador de vapor por circuito. Hay paredes de concreto entre los bucles y las partes frías y calientes de cada bucle para proteger contra fallas. Además de la contención de doble capa, hay un muro de hormigón que rodea los componentes primarios del sistema dentro de la contención. [17]
El diseño del EPR cuenta con varias medidas de protección activa y pasiva contra accidentes:
El EPR tiene una frecuencia máxima de diseño de daño al núcleo de 6,1 × 10 −7 por estación por año [20] y una potencia bruta de 1770 MWe para una frecuencia de red de 50 Hz. [17] La versión presentada a la NRC de EE. UU. tiene una potencia de 1600 MWe (netos). [21]
En 2013 [actualizar], EDF reconoció las dificultades que estaba teniendo en la realización del diseño del EPR, y su jefe de producción e ingeniería, Hervé Machenaud, afirmó que EDF había perdido su posición dominante internacional en el diseño y la construcción de centrales nucleares. Machenaud indicó que EDF estaba considerando diseñar dos nuevos reactores de menor potencia, uno con una potencia de 1.500 MWe y el otro de 1.000 MWe. Machenaud afirmó que habrá un período de reflexión sobre la mejor manera de mejorar el diseño del EPR para bajar su precio e incorporar mejoras de seguridad posteriores a Fukushima . [23]
En septiembre de 2015, el director ejecutivo de EDF, Jean-Bernard Lévy, declaró que se estaba trabajando en el diseño de un "Nuevo Modelo" EPR, o "EPR2", [24] que sería más fácil de construir y estaría listo para recibir pedidos de aproximadamente 2020, [8] describiéndolo en 2016 como "un reactor que ofrece las mismas características que el EPR actual, pero será más barato de construir con tiempos y costos de construcción optimizados". [25]
En 2016, EDF tenía previsto construir dos nuevos reactores modelo EPR en Francia de aquí a 2030 para prepararse para la renovación de su flota de reactores más antiguos. [26] Sin embargo, tras las dificultades financieras de Areva y su fusión con EDF, el ministro francés de Ecología, Nicolas Hulot, dijo en enero de 2018, "por ahora [construir un nuevo modelo EPR] no es ni una prioridad ni un plan. En este momento la prioridad es desarrollar energías renovables y reducir la proporción de energía nuclear". [27] El plan industria-gobierno para 2019-2022 incluía trabajos sobre "una nueva versión del EPR". [28]
En julio de 2019, la autoridad francesa de seguridad nuclear, ASN, emitió un dictamen sobre la seguridad de un nuevo diseño del modelo EPR (EPR2). Encontró que la seguridad general era en general satisfactoria, aunque identificó áreas que requieren un examen más detenido. La simplificación más notable es un edificio de contención de una sola capa con un revestimiento en lugar de la doble capa con revestimiento del EPR. ASN destacó que la suposición básica de diseño del EPR de que las tuberías del circuito de enfriamiento primario y secundario no fallarían puede ya no ser apropiada para el EPR2 simplificado y requiere demostraciones de seguridad adicionales. [29] [30] Otra simplificación es que, a diferencia del primer diseño EPR, el diseño EPR2 no permite el acceso al edificio del reactor para mantenimiento durante la operación del reactor, lo que simplifica el diseño del edificio del reactor. [31]
En 2020, la ministra de Energía francesa, Élisabeth Borne, anunció que el gobierno francés no decidiría sobre la construcción de ningún nuevo reactor hasta que el muy retrasado Flamanville 3 comenzara a funcionar después de 2022. EDF había estimado que la construcción de seis reactores nucleares EPR2 costaría al menos 46 mil millones de euros. [32] Un informe del Tribunal de Cuentas concluyó que EDF ya no puede financiar por sí solo la construcción del EPR2, por lo que es necesario resolver las cuestiones de financiación y rentabilidad. [33] El Tribunal de Cuentas exige que EDF garantice la financiación y la rentabilidad de EPR2 antes de construirlo en Francia. [34]
En enero de 2022, el subsecretario de Medio Ambiente, Bérangère Abba, dijo que los planes para los nuevos reactores EPR2, que estarán operativos entre 2035 y 2037, deberían presentarse alrededor de 2023. [35] La decisión se aceleró por el impacto de la crisis energética mundial de 2021 . [36] En junio de 2023, EDF anunció que estaba iniciando el proceso de autorización para construir dos reactores EPR2 en la central nuclear de Penly . [37]
El EPR2 requiere 250 tipos de tuberías en lugar de 400 para el EPR, 571 válvulas en lugar de 13.300 válvulas para el EPR y 100 tipos de puertas en lugar de 300 en el EPR. El EPR2 también utiliza más componentes prefabricados y los edificios eléctricos pueden ser completamente prefabricados. El cuarto sistema/tren de refrigeración de emergencia/seguridad del reactor se retira, lo que significa que el mantenimiento sólo se puede realizar cuando la planta está parada. Este tren se añadió a petición de electricistas alemanes en el diseño original del EPR para permitir el mantenimiento de la energía. Se ha modificado el recogedor de núcleos. [22] [38] [39] [40] Tiene una potencia neta de 1670 MWe. [41]
Se está desarrollando una variante más pequeña del EPR2 que utiliza tres circuitos de refrigeración en lugar de cuatro y genera 1.200 MWe netos, el EPR1200, destinado a la exportación. En febrero de 2023, el regulador ASN emitió una opinión positiva sobre las características de seguridad del EPR1200. [42]
La construcción de la central eléctrica Olkiluoto 3 [44] en Finlandia comenzó en agosto de 2005. [3] La central tiene una potencia eléctrica de 1600 MWe (netos). [9] La construcción fue un esfuerzo conjunto de la francesa Areva y la alemana Siemens AG a través de su filial común Areva NP, para el operador finlandés TVO . Siemens cesó sus actividades nucleares en 2011. Las estimaciones de costos iniciales fueron de aproximadamente 3.700 millones de euros, [45] pero desde entonces el proyecto ha experimentado varios aumentos de costos y retrasos severos, con las últimas estimaciones de costos publicadas (de 2012) de más de 8.000 millones de euros. [46] Inicialmente estaba previsto que la estación entrara en funcionamiento en 2009. [47]
En mayo de 2006, se anunciaron retrasos en la construcción de aproximadamente un año, debido a problemas de control de calidad en toda la construcción. En parte, los retrasos se debieron a la falta de supervisión de los subcontratistas sin experiencia en la construcción nuclear. [48] [49] Los retrasos provocaron resultados financieros decepcionantes para Areva. Culpó de los retrasos al enfoque finlandés para aprobar la documentación técnica y los diseños. [50] [51]
En diciembre de 2006, TVO anunció que la construcción tenía un retraso de aproximadamente 18 meses, por lo que ahora se esperaba su finalización para 2010-11, y hubo informes de que Areva se estaba preparando para asumir un cargo de 500 millones de euros en sus cuentas por el retraso. [52] [53]
A finales de junio de 2007, se informó que Säteilyturvakeskus (STUK), la Autoridad Finlandesa de Seguridad Nuclear y Radiológica, había encontrado una serie de "deficiencias" de diseño y fabricación relacionadas con la seguridad. [54] En agosto de 2007, se informó de un nuevo retraso en la construcción de hasta un año asociado con problemas de construcción para reforzar el edificio del reactor para resistir un accidente aéreo y el suministro oportuno de documentación adecuada a las autoridades finlandesas. [55] [56] [57]
En septiembre de 2007, TVO informó que el retraso en la construcción era de "al menos dos años" y los costos superaban en más del 25% el presupuesto. [58] Las estimaciones de costes de los analistas para el rebasamiento oscilan hasta 1.500 millones de euros. [59]
En octubre de 2008 se anunció un nuevo retraso, lo que eleva el retraso total a tres años, lo que da como fecha prevista para 2012. [60] Las partes iniciaron un arbitraje para resolver una disputa sobre la responsabilidad de los retrasos y los sobrecostos finales. [61] [62] Areva resolvió la larga disputa en 2018 al aceptar pagar 450 millones de euros por sobrecostos y retrasos. [63]
En mayo de 2009, la estación tenía al menos tres años y medio de retraso y un exceso de presupuesto de más del 50 por ciento. Areva y la empresa de servicios públicos involucrada "están en una amarga disputa sobre quién se hará cargo de los sobrecostos y ahora existe un riesgo real de que la empresa de servicios públicos incumpla". [64] En agosto de 2009, Areva anunció provisiones adicionales de 550 millones de euros para la construcción, elevando los costes de la estación a 5.300 millones de euros y eliminando los beneficios operativos provisionales del primer semestre de 2009. [65]
La cúpula de la estructura de contención se completó en septiembre de 2009. [66] Se completaron el 90% de las adquisiciones, el 80% de las obras de ingeniería y el 73% de las obras civiles. [67]
En junio de 2010, Areva anunció 400 millones de euros de provisiones adicionales, elevando el sobrecoste a 2.700 millones de euros. El calendario se redujo desde junio de 2012 hasta finales de 2012. [68] [69] [70] En diciembre de 2011, TVO anunció un nuevo retraso hasta agosto de 2014. [71] En julio de 2012, estaba previsto que la estación iniciara la producción de electricidad. no antes de 2015, un retraso en el cronograma de al menos seis años. [72] En diciembre de 2012, el director ejecutivo de Areva estimó los costes en 8 000 millones de euros. [73]
En septiembre de 2014, Areva anunció que las operaciones comenzarían en 2018. [74] En octubre de 2017, la fecha se retrasó hasta la primavera de 2019. [75] Durante las pruebas entre 2018 y 2021, se anunciaron múltiples retrasos adicionales, de alrededor de tres años en total. [76] [77] [78] [79] [80] [81]
Olkiluoto 3 alcanzó la primera criticidad en diciembre de 2021. [43] La conexión a la red se realizó en marzo de 2022. [82] En mayo de 2022, se encontró material extraño en el recalentador de vapor de la turbina y la planta se cerró durante aproximadamente tres meses por trabajos de reparación. . Se esperaba que la producción regular comenzara en diciembre de 2022, después de una fase de producción de prueba. [83] El 28 de octubre de 2022, se anunció que se habían encontrado grietas de unos pocos centímetros en los cuatro impulsores de la bomba de agua de alimentación. La causa de las grietas aún no se había determinado y no estaba claro cómo se vería afectado el calendario de puesta en servicio. [84] Las bombas de agua de alimentación son más grandes que en otros reactores nucleares. [85]
Olkiluoto 3 inició la producción regular de electricidad en abril de 2023. [3]
En 2006, Areva participó en la primera licitación para la construcción de cuatro nuevos reactores nucleares en China, junto con Westinghouse , propiedad de Toshiba , y la rusa Atomstroyexport . [86] Sin embargo, Areva perdió esta oferta a favor de los reactores AP1000 de Westinghouse , en parte debido a la negativa de Areva a transferir la experiencia y el conocimiento a China. [ cita necesaria ]
Posteriormente, Areva logró ganar un acuerdo en febrero de 2007, por valor de unos 8.000 millones de euros (10.500 millones de dólares) para dos EPR ubicadas en Taishan , provincia de Guangdong , en el sur de China, a pesar de atenerse a sus condiciones anteriores. [87] [88] El contratista general y operador es el China General Nuclear Power Group (CGN).
La construcción del primer reactor en Taishan comenzó oficialmente el 18 de noviembre de 2009, y el segundo el 15 de abril de 2010. [89] Se planificó entonces que la construcción de cada unidad tardaría 46 meses, significativamente más rápido y más barato que los dos primeros EPR en Finlandia y Francia. [90]
La vasija de presión del primer reactor se instaló en junio de 2012 [91] y la segunda en noviembre de 2014. La primera vasija de presión había sido importada de Mitsubishi Heavy Industries en Japón y los generadores de vapor de Areva en Francia. El segundo recipiente a presión y los generadores de vapor asociados fueron fabricados en China por Dongfang Electric y Shanghai Electric . [92]
En 2014, se informó que la construcción tenía un retraso de más de dos años, principalmente debido a retrasos en componentes clave y problemas de gestión del proyecto. [93]
Se realizaron pruebas de funcionamiento en frío en Taishan 1 en febrero de 2016, y se espera que su puesta en marcha esté prevista para el primer semestre de 2017. Estaba previsto que Taishan 2 se pusiera en funcionamiento más adelante ese año. [94] Sin embargo, las fechas de puesta en servicio se retrasaron seis meses en febrero de 2017, y se espera la operación comercial en el segundo semestre de 2017 y el primer semestre de 2018. [95]
En diciembre de 2017, los medios de Hong Kong informaron que un componente se había agrietado durante las pruebas y necesitaba ser reemplazado. [96] En enero de 2018, se reprogramó nuevamente la puesta en servicio, esperándose la operación comercial en 2018 y 2019. [97]
En junio de 2018, Taishan 1 alcanzó la criticidad por primera vez. [98] El 29 de junio de 2018, Taishan 1 se conectó a la red. [99] [100] Entró en operación comercial en diciembre de 2018. [1] [101] Taishan 2 alcanzó estos hitos en mayo de 2019 [102] junio de 2019 [103] y septiembre de 2019, [2] respectivamente.
El proyecto Taishan está liderado por Taishan Nuclear Power Joint Venture Co. (TNPJVC), una empresa conjunta fundada por CGN (51% de la propiedad), EDF (30%) y la empresa china Guangdong Energy Group (19%), también conocida como Yuedian. [104]
Las empresas involucradas en el suministro de equipos a la Unidad 1 de Taishan incluyen a Framatome, que fabricó los generadores de vapor y el presurizador en Francia, y la china Dongfang Electric Corp. (DEC), que fabricó la turbina Arabelle en la sala de máquinas. [105] Esa turbina fue diseñada y autorizada por General Electric. Otros proveedores de equipos para la Unidad 1 incluyen Mitsubishi (recipiente del reactor); Škoda, una empresa checa (partes internas básicas); y la francesa Jeumont Electric, que junto con DEC proporcionó bombas primarias.
En abril de 2020, Framatome firmó un contrato de servicio a largo plazo con TNPJVC para respaldar las operaciones de las dos EPR. Este contrato cubre los trabajos de parada y mantenimiento de plantas nucleares, incluido el suministro de repuestos y servicios de ingeniería durante ocho años. [106]
En junio de 2021, se detectaron concentraciones de gases radiactivos superiores a las esperadas en el circuito primario de la unidad 1. Esto se atribuyó posteriormente a un revestimiento de combustible defectuoso. [107] [108] El reactor se desconectó en julio de 2021 y se reinició en agosto de 2022. [109]
El 6 de diciembre de 2007 se vertió el primer hormigón para el reactor EPR de demostración en la central nuclear de Flamanville . [111] Como su nombre lo indica, este será el tercer reactor nuclear en el sitio de Flamanville y la segunda instancia de construcción de un EPR. La producción eléctrica será de 1.630 MWe (netos). [9] Se planeó que el proyecto implicara alrededor de 3.300 millones de euros de gastos de capital por parte de EDF . [112]
Del 19 de octubre de 2005 al 18 de febrero de 2006, el proyecto fue sometido a debate público nacional. El 4 de mayo de 2006, el consejo de administración de EDF tomó la decisión de continuar con la construcción. Entre el 15 de junio y el 31 de julio de 2006, la unidad fue sometida a una investigación pública que emitió un "dictamen favorable" sobre el proyecto. [113] Ese verano comenzaron los trabajos de preparación del sitio.
En diciembre de 2007 se inició la construcción de la propia unidad. Se esperaba que durara 54 meses y la puesta en servicio estaba prevista para 2012. [112]
En abril de 2008, la autoridad francesa de seguridad nuclear ( Autorité de sûreté nucléaire , ASN) informó que una cuarta parte de las soldaduras inspeccionadas en el revestimiento de acero de la contención secundaria no estaban conformes con las normas y que se habían encontrado grietas en la base de hormigón. EDF afirmó que se estaban logrando avances en estas cuestiones, que se plantearon desde muy temprano en la construcción; [114] sin embargo, el 21 de mayo, ASN ordenó la suspensión del vertido de hormigón en el lugar. [115] Un mes más tarde, el trabajo de hormigonado se reanudó después de que ASN aceptara el plan de acción correctiva de EDF, que incluía controles de supervisión externa. [116]
En mayo de 2009, Stephen Thomas informó que después de 18 meses de construcción y después de una serie de problemas de control de calidad, el proyecto está "más del 20 por ciento por encima del presupuesto y EDF está luchando por mantenerlo según lo previsto". [64]
En agosto de 2010, el regulador, ASN, informó sobre nuevos problemas de soldadura en el revestimiento de acero de la contención secundaria. [117] El mismo mes, EDF anunció que los costes habían aumentado un 50% hasta los 5.000 millones de euros y que la puesta en servicio se retrasó unos dos años hasta 2014. [117]
En julio de 2011, EDF anunció que los costos estimados habían aumentado a 6 mil millones de euros y que la finalización de la construcción se retrasó hasta 2016. [118]
En diciembre de 2012, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 8.500 millones de euros. [119] También en diciembre de 2012, la compañía eléctrica italiana Enel anunció que renunciaría a su participación del 12,5% en el proyecto y a cinco futuras EPR, por lo que se le reembolsaría su participación en el proyecto de 613 millones de euros, más intereses. [120] [121]
En noviembre de 2014, EDF anunció que la finalización de la construcción se retrasó hasta 2017 debido a retrasos en la entrega de componentes por parte de Areva. [122]
En abril de 2015, Areva informó al regulador nuclear francés ASN que se habían detectado anomalías en el acero de la vasija del reactor, provocando "valores de tenacidad mecánica inferiores a los esperados". Se están realizando más pruebas. [123] En julio de 2015, The Daily Telegraph informó que Areva había estado al tanto de este problema desde 2006. [124] En junio de 2015, ASN descubrió múltiples fallas en las válvulas de seguridad del sistema de enfriamiento. [125] En septiembre de 2015, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 10.500 millones de euros y que la puesta en marcha del reactor se retrasó hasta el cuarto trimestre de 2018. [126]
En abril de 2016, ASN anunció que se habían encontrado puntos débiles adicionales en el acero del reactor, y Areva y EDF respondieron que se realizarían nuevas pruebas, aunque los trabajos de construcción continuarían. [127]
En febrero de 2017, el Financial Times afirmó que el proyecto tenía un retraso de seis años y un exceso de presupuesto de 7.200 millones de euros, [128] mientras que nuevos retrasos en la construcción de los reactores EPR en la central nuclear de Taishan llevaron a EDF a afirmar que Flamanville 3 sigue en funcionamiento. Está previsto que inicie operaciones a finales de 2018, suponiendo que reciba la aprobación regulatoria. [129] En junio de 2017, el regulador francés emitió una resolución provisional según la cual Flamanville 3 es seguro para comenzar. [130]
El descubrimiento de desviaciones de calidad en la soldadura llevó a una nueva revisión del calendario en julio de 2018. La carga de combustible se retrasó hasta finales de 2019 y la estimación de costes aumentó de 10,5 mil millones de euros a 10,9 mil millones de euros. [131]
En junio de 2019, el regulador nuclear ASN determinó que ocho soldaduras en las tuberías de transferencia de vapor que pasan a través de la contención de dos paredes, que EDF esperaba reparar después del arranque, deben repararse antes de que el reactor entre en funcionamiento. [132] [133] Para entonces, los costes estimados eran de 11.000 millones de euros. [134]
En octubre de 2019, EDF anunció que, debido a esta cuestión, los costes aumentarían hasta 12.400 millones de euros y que la carga de combustible se retrasaría hasta finales de 2022. [134] [135] Pierre Moscovici, presidente del Tribunal de Cuentas , hizo una declaración el 9 de julio de 2020 en relación con la publicación del informe sobre los costes de retraso del Flamanville 3. El informe del Tribunal de Cuentas reveló que los costes podrían alcanzar los 19 100 millones de euros en lugar de 12 400 millones de euros si se tienen en cuenta los gastos adicionales debidos al retraso en la construcción. [136]
En enero de 2022, se anunció que se necesitaba más tiempo para reparar las soldaduras defectuosas y resolver otros problemas. [137] [138] [134] En diciembre de 2022, EDF anunció un nuevo retraso de al menos seis meses con un aumento de costos estimado de 500 millones de euros debido a más trabajos para establecer un nuevo proceso para el tratamiento térmico de alivio de tensiones de algunas soldaduras. cerca de equipos sensibles. La carga de combustible comenzó el 8 de mayo de 2024. [139] Los costos totales estimados aumentaron a 13,2 mil millones de euros. [110]
Hinkley Point C es una central nuclear en construcción con dos reactores EPR y una potencia eléctrica de 3.200 MWe en Somerset , Inglaterra.
El EPR se sometió a una evaluación de diseño genérico por parte de la Oficina de Regulación Nuclear , junto con el Westinghouse AP1000 . [140] Las confirmaciones provisionales de aceptación del diseño se pospusieron hasta que se hubieran tenido en cuenta las lecciones del desastre nuclear de Fukushima Daiichi . [141] EDF compró British Energy en 2009. EDF planeaba construir 4 nuevas EPR, [142] sujetas a un acuerdo sobre precios de electricidad con el gobierno. [143] [144] Areva ha firmado una asociación estratégica con Rolls-Royce para apoyar la construcción de EPR. [145] El 19 de marzo de 2013, se otorgó la Orden de Consentimiento de Desarrollo que otorgaba permiso de planificación para Hinkley Point C, [146] pero aún debían concluir las negociaciones con el gobierno del Reino Unido sobre el precio de la electricidad y la financiación de proyectos con inversores privados. [147]
El 21 de octubre de 2013, EDF Energy anunció que se había llegado a un acuerdo sobre las centrales nucleares que se construirían en el sitio de Hinkley Point C. El Grupo EDF y el gobierno del Reino Unido acordaron los términos comerciales clave del contrato de inversión. La decisión final de inversión estaba condicionada a la finalización de los pasos clave restantes, incluido el acuerdo de la Comisión Europea .
El 8 de octubre de 2014, la Comisión Europea anunció su acuerdo y 16 de los 28 comisarios estuvieron de acuerdo con el visto bueno a la construcción. El 21 de septiembre de 2015, el gobierno británico anunció que proporcionaría un paquete de apoyo de 2.000 millones de libras esterlinas para Hinkley Point C como la primera central nuclear de Gran Bretaña en 20 años. [148]
El 21 de octubre de 2015, durante la visita de estado del presidente chino Xi Jinping al Reino Unido, EDF y CGN firmaron un acuerdo de inversión para el proyecto de 18.000 millones de libras esterlinas (21.100 millones de euros) para construir dos reactores en Hinkley Point. [149] [150]
En junio de 2016, los directivos de EDF dijeron a los miembros del Parlamento que la propuesta de Hinkley Point C debería posponerse hasta que haya "resuelto una letanía de problemas", incluidas las "crecientes deudas" de EDF. [151] El 28 de julio de 2016, tras la dimisión de un miembro del consejo de administración, el consejo de administración de EDF aprobó la decisión final de inversión para el proyecto. [152] Sin embargo, Greg Clark , el nuevo Secretario de Estado de Negocios, Energía y Estrategia Industrial en el nuevo gobierno de Theresa May , anunció entonces que el gobierno no firmaría el contrato en los próximos días como se esperaba, sino que retrasaría el contrato para otoño para "considerar atentamente todos los componentes de este proyecto". [153] La aprobación final del gobierno se dio en septiembre de 2016. [5]
En julio de 2017, tras una revisión interna, EDF anunció estimaciones revisadas para el plan, que incluían al menos £1,5 mil millones de libras esterlinas de costos adicionales y hasta 15 meses de programa adicional, lo que llevó a estimaciones de costos totales actualizadas de £19,600 a 20,3 mil millones de libras esterlinas. [154] [155] [156] Después de una serie de retrasos y aumentos de costos posteriores, [157] [158] [6] los costos ahora se estiman entre £31 y £35 mil millones (€36,3-41 mil millones), con Se estima que la primera unidad comenzará a generar electricidad alrededor de 2030. [7]
En julio de 2008, el presidente francés anunció que se construiría una segunda EPR en Francia debido a los altos precios del petróleo y el gas. [159] Penly fue elegido como sitio en 2009, y se prevé que la construcción comience en 2012. [160] Sin embargo, en 2011, tras el desastre nuclear de Fukushima Daiichi , EDF pospuso las consultas públicas. [161] En febrero de 2013, el Ministro de Renovación Industrial, Arnaud Montebourg, declaró que los planes para un nuevo reactor EPR en Penly habían sido cancelados, citando la capacidad de producción de electricidad y las inversiones masivas en energía renovable, junto con su confianza en el EPR como un Proyecto competitivo en países extranjeros. [162] [163]
Posteriormente se reactivaron los planes para construir nuevos reactores en Francia. Penly y Gravelines se encuentran entre los candidatos para la instalación de un par de reactores EPR. [164]
En octubre de 2019, el periódico Le Monde informó que el gobierno francés había enviado a EDF una "carta de misión" en la que pedía a la empresa que se preparara para construir un total de seis reactores EPR en tres sitios en los próximos 15 años. [165] No se esperaba una decisión gubernamental sobre la construcción de nuevos reactores hasta después de 2022. [32] EDF ha presentado una propuesta para construir seis EPR2 por alrededor de 50 mil millones de euros. [166] En febrero de 2022, el presidente francés Emmanuel Macron anunció que Francia construiría de hecho seis nuevos reactores EPR2, los primeros que entrarían en funcionamiento en 2035, y con opción a ocho más. [167] [168]
En junio de 2023, EDF anunció que estaba iniciando el proceso de autorización para construir dos reactores EPR2 en la central nuclear de Penly , anticipando que los trabajos preparatorios del sitio comenzarían en el verano de 2024 y la construcción comenzaría alrededor de 2027. [37]
En febrero de 2009, la Corporación de Energía Nuclear de la India (NPCIL) firmó un memorando de entendimiento con Areva para instalar dos reactores EPR en Jaitapur , Maharashtra. A esto le siguió un acuerdo marco en diciembre de 2010. [169]
En enero de 2016, durante la visita de estado del presidente francés François Hollande a la India , se emitió una declaración conjunta con el primer ministro indio, Narendra Modi . Según el comunicado, los dos líderes "han acordado una hoja de ruta de cooperación para acelerar las discusiones sobre el proyecto de Jaitapur". [170]
En marzo de 2018, se firmó un Acuerdo Industrial Way Forward entre EDF y NPCIL, con el objetivo de producir una licitación para seis reactores. [171] [172]
En abril de 2021, EDF presentó a NPCIL una oferta para desarrollar seis reactores EPR en el emplazamiento de Jaitapur, con una capacidad instalada combinada de 9,6 GWe. [173]
Dos unidades de EPR en Sizewell , Suffolk, se encuentran en la fase de planificación. [174] En mayo de 2020, EDF Energy solicitó una orden de autorización de desarrollo. [175] Si el proyecto sigue adelante, se espera que la producción de electricidad comience en 2031 como muy pronto. [176]
Se ha propuesto la construcción de dos unidades EPR más en el sitio de Moorside cerca de Sellafield , Cumbria , como parte de un futuro centro de energía limpia que también incorporaría reactores modulares , generación de energía renovable, producción de hidrógeno y tecnologías de almacenamiento en baterías. [177]
En octubre de 2012, la empresa de servicios públicos checa ČEZ anunció que Areva había sido eliminada de una licitación para la construcción de dos reactores para la central nuclear de Temelín . Areva no cumplió los requisitos legales de la licitación. [178] En abril de 2014, ČEZ canceló la licitación debido a los bajos precios de la energía y la negativa del gobierno a apoyar un precio mínimo garantizado de la energía. [179]
En junio de 2021, el Ministerio de Industria y Comercio checo invitó a EDF, junto con Westinghouse y Korea Hydro & Nuclear Power a participar en una ronda de precalificación para una nueva unidad en la central nuclear de Dukovany . [180] EDF propone una versión de 1200 MWe del EPR para el proyecto, denominada EPR-1200. [181]
El EPR-1200 es uno de los cuatro posibles reactores nucleares que Kazajstán está considerando para su segunda central nuclear. [182]
Se consideró EPR para la adición de dos reactores (posible expansión a cuatro) a la estación de generación nuclear de Darlington en Ontario, Canadá . Sin embargo, las ofertas oficiales debían incluir todas las contingencias y Areva no presentó una oferta final que cumpliera con estos requisitos. El proyecto finalmente se abandonó cuando la única oferta, realizada por la canadiense AECL , superó con creces los 10 $/Wp. [183]
Se consideró brevemente el EPR para una instalación en New Brunswick , reemplazando o suplantando al único CANDU 6 de esa provincia . Estos planes duraron sólo desde junio de 2010 hasta las elecciones dos meses después, cuando el plan inmediatamente desapareció del estudio. [184]
En 2010, el parlamento finlandés decidió permitir dos nuevos reactores. Tanto TVO como Fennovoima estaban considerando el EPR. [185] [186] En diciembre de 2013, Fennovoima confirmó que había seleccionado un reactor de agua presurizada ruso AES-2006 VVER en lugar del EPR. [187] En mayo de 2022, después de importantes retrasos en la fase de diseño y concesión de licencias del proyecto y a la luz de la invasión rusa de Ucrania en 2022 , Fennovoima canceló el contrato con Rosatom para construir la central eléctrica. [188]
El 24 de febrero de 2009, Italia y Francia acordaron estudiar la viabilidad de construir cuatro nuevas centrales nucleares en Italia. [189] A continuación, el 3 de agosto de 2009, EDF y Enel crearon una empresa conjunta, Sviluppo Nucleare Italia, para estudiar la viabilidad de construir al menos cuatro EPR. [190]
Sin embargo, en el referéndum de 2011 , poco después del desastre nuclear de Fukushima , los italianos votaron a favor de derogar las nuevas regulaciones que permiten la energía nuclear en Italia. La derogación de una ley entra en vigor cuando al menos el 50%+1 de los electores realizan un voto válido y la mayoría de estos votantes están a favor de la derogación. En este referéndum hubo una participación válida del 55% de los votantes y el 94% votó a favor de derogar las nuevas normas.
En marzo de 2008, el presidente francés, Nicolas Sarkozy, llegó a un acuerdo con el gabinete de los Emiratos Árabes Unidos que "esboza un marco de cooperación para la evaluación y el posible uso de la energía nuclear con fines pacíficos". Este acuerdo no era un contrato para la construcción de EPR por parte de ninguna de las empresas nucleares francesas, Total SA , Suez o Areva. [191]
En mayo de 2009, el presidente estadounidense Barack Obama firmó un acuerdo similar con los Emiratos Árabes Unidos. No se dieron contratos para los reactores ni se dio ninguna garantía de que las empresas estadounidenses los recibirían. [192]
En diciembre de 2009, los Emiratos Árabes Unidos rechazaron las ofertas estadounidenses y francesas y adjudicaron un contrato para la construcción de cuatro estaciones no EPR ( APR-1400 ) a un grupo surcoreano que incluía a Korea Electric Power Corporation , Hyundai Engineering and Construction , Samsung y Industrias pesadas Doosan . [193]
Después de perder este pedido, Areva consideró si debería reintroducir la comercialización de un diseño de reactor de segunda generación más pequeño y simple junto con el EPR, para países que son nuevos en la energía nuclear. [194] A partir de 2011, Areva y Mitsubishi Heavy Industries ofrecen un PWR más pequeño de 1100 MWe ATMEA1 Generación III. [195]
El US-EPR, la versión del EPR presentada al regulador estadounidense, [196] es uno de los competidores para la próxima generación de centrales nucleares en los Estados Unidos, junto con el AP1000 y el ESBWR . En febrero de 2015, Areva solicitó suspender el proceso de revisión de la solicitud de certificación de diseño ante la Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos (NRC). [196] Había estado bajo revisión allí con la expectativa de presentar una solicitud para la aprobación del diseño final y la certificación de diseño estándar desde el 14 de diciembre de 2007. [197] UniStar, Amarillo Power, PPL Corp y AmerenUE anunciaron planes para presentar una licencia combinada de construcción y operación. solicitud en 2008 para el US-EPR en su estación Callaway . UniStar presentó una solicitud parcial en julio de 2007 para una tercera unidad propuesta en la central nuclear de Calvert Cliffs en Maryland. Sin embargo, ambas propuestas fueron posteriormente canceladas.
En abril de 2009, los legisladores de Missouri se opusieron a los aumentos de las tarifas previas a la construcción, lo que llevó a AmerenUE a suspender los planes para su reactor. [198] En julio de 2010, Constellation Energy Group recortó el gasto en UniStar para la central nuclear de Calvert Cliffs debido a las incertidumbres sobre una garantía de préstamo del Departamento de Energía de EE. UU., [199] [200] y posteriormente se retiró del proyecto. [201] En octubre de 2008, Areva anunció que se asociaría con la firma de defensa estadounidense Northrop Grumman para establecer una instalación de 380 millones de dólares para construir módulos y conjuntos para los reactores EPR y US-EPR en el astillero Newport News de Northrop Grumman en Virginia . [202] [203] El proyecto fue suspendido indefinidamente en mayo de 2011. [204]
En octubre de 2021, EDF hizo una oferta a Polonia para construir cuatro o seis reactores EPR en dos o tres emplazamientos. La capacidad instalada combinada de los reactores sería de 6,6 o 9,9 GWe. [205]
En octubre de 2022, Polonia seleccionó el diseño AP1000 de Westinghouse y se espera que la construcción de la primera planta de tres unidades comience en 2026. [206]
Otros diseños de Generación III+:
