La energía nuclear en Canadá es proporcionada por 19 reactores comerciales con una capacidad neta de 13,5 gigavatios (GW), que producen un total de 95,6 teravatios-hora (TWh) de electricidad, que representaron el 16,6% de la generación total de energía eléctrica del país en 2015. Todos menos uno de estos reactores están ubicados en Ontario , donde produjeron el 61% de la electricidad de la provincia en 2019 (90,4 TWh). [1] Siete reactores más pequeños se utilizan para la investigación y para producir radiofármacos para su uso en medicina nuclear .
Todos los reactores nucleares canadienses actualmente en funcionamiento son un tipo de reactor de agua pesada a presión (PHWR) de diseño nacional, el reactor CANDU . Los reactores CANDU se han exportado a India , Pakistán , Argentina , Corea del Sur , Rumania y China . Si bien (a partir de 2022) no hay planes para nuevos CANDU en Canadá ni en otros lugares, Canadá sigue siendo un líder tecnológico en reactores de agua pesada y reactores alimentados con uranio natural en general. La línea IPHWR india es un derivado indígena de la CANDU, mientras que sólo un pequeño número de reactores de agua pesada a presión se construyeron independientemente de la línea CANDU, principalmente la central nuclear de Atucha en Argentina.
La industria nuclear (a diferencia de la industria del uranio ) en Canadá se remonta a 1942, cuando se creó en Montreal , Quebec , un laboratorio conjunto británico-canadiense, el Laboratorio de Montreal , bajo la administración del Consejo Nacional de Investigación de Canadá , para desarrollar un diseño para un reactor nuclear de agua pesada . Este reactor se llamó reactor Experimental de Investigación Nacional (NRX) y sería el reactor de investigación más potente del mundo cuando estuviera terminado.
En 1944, se dio la aprobación para proceder con la construcción del reactor de prueba más pequeño ZEEP (Zero Energy Experimental Pile) en los Laboratorios Nucleares de Chalk River en Ontario y el 5 de septiembre de 1945, a las 3:45 pm, el ZEEP de 10 vatios logró el Primera reacción nuclear autosostenida fuera de Estados Unidos. [2]
En 1946, se cerró el Laboratorio de Montreal y el trabajo continuó en los Laboratorios Nucleares de Chalk River . Basado en parte en los datos experimentales obtenidos de ZEEP, el Experimental Nacional de Investigación (NRX), un reactor de investigación moderado con uranio natural y agua pesada , se puso en marcha el 22 de julio de 1947. Funcionó durante 43 años, produciendo radioisótopos y desarrollando combustibles y materiales. trabajar para reactores CANDU y proporcionar neutrones para experimentos de física. Finalmente, en 1957 se le unió el reactor universal de investigación nacional (NRU) de 200 megavatios (MW) .
De 1967 a 1970, Canadá también desarrolló un reactor nuclear experimental en miniatura llamado SLOWPOKE (acrónimo de Safe LOW-POwer Kritical Experiment). El primer prototipo se montó en Chalk River y se construyeron muchos SLOWPOKE, principalmente para investigación. Todavía se utilizan dos SLOWPOKE en Canadá y uno en Kingston, Jamaica; por ejemplo, existe uno en la École Polytechnique de Montréal desde 1976.
En 1952, el gobierno canadiense formó Atomic Energy of Canada Limited (AECL), una corporación de la Corona con el mandato de desarrollar usos pacíficos de la energía nuclear. Se formó una asociación entre AECL, Ontario Hydro y Canadian General Electric para construir la primera planta de energía nuclear de Canadá, Nuclear Power Demonstration (NPD). El e NPD de 20 MW comenzó a funcionar en junio de 1962 y demostró los conceptos únicos de repostaje de combustible utilizando combustible de uranio natural y agua pesada como moderador y refrigerante. Estas características formaron la base de una flota de reactores de potencia CANDU (CANDU es un acrónimo de CANada Deuterium Uranium) construidos y operados en Canadá y otros lugares. A partir de 1961, AECL lideró la construcción de 24 reactores CANDU comerciales en Ontario , Quebec y Nuevo Brunswick .
El primer reactor CANDU a gran escala entró en servicio el 26 de septiembre de 1968 en Douglas Point , en la orilla del lago Hurón en Ontario. Dos años más tarde entró en funcionamiento un reactor de potencia comparable pero de diseño diferente a lo largo del río San Lorenzo, en Quebec. Gentilly-1 era un prototipo de reactor CANDU- BWR con características destinadas a reducir su coste y complejidad. Después del equivalente a sólo 180 días de funcionamiento durante casi siete años (un factor de capacidad de vida útil del 5,7%), Gentilly-1 se cerró en junio de 1977. [3] Douglas Point, que también adolece de falta de confiabilidad con un factor de capacidad de vida útil del 55,6% , se consideró un fracaso financiero y cerró en mayo de 1984. [4]
En agosto de 1964, Ontario Hydro decidió construir la primera central nuclear a gran escala de Canadá en Pickering, en el lago Ontario , a sólo 30 kilómetros del centro de Toronto, para ahorrar en costes de transmisión. Para reducir costos, los reactores comparten sistemas de seguridad, incluida la contención y el sistema de enfriamiento de emergencia del núcleo . La estación Pickering A inició sus operaciones en 1971 a un costo de 716 millones de dólares (1965). Le siguió la estación Bruce A , construida en 1977 con un coste de 1.800 millones de dólares en el mismo lugar que el reactor de Douglas Point. A partir de 1983, se agregaron cuatro reactores B a las unidades Pickering existentes, y todos compartían la misma infraestructura común que los reactores A. El coste final de estos cuatro nuevos reactores fue de 3.840 millones de dólares (1986). Asimismo, por 6 mil millones de dólares, se agregaron cuatro nuevos reactores al sitio de Bruce a partir de 1984, pero en un edificio separado con su propio conjunto de infraestructura compartida para los nuevos reactores. Después de que se produjo un accidente por pérdida de refrigerante en el reactor A2 de Pickering en agosto de 1983, se reemplazaron los tubos de presión de cuatro de los reactores entre 1983 y 1993 a un costo de mil millones de dólares (1983). [5]
Como la mayor parte del desarrollo de la energía nuclear se estaba produciendo en Ontario, los nacionalistas quebequenses estaban ansiosos por beneficiarse de una tecnología prometedora. Inicialmente, Hydro-Québec planeó construir hasta 40 reactores en la provincia, pero el gobierno optó por emprender megaproyectos hidroeléctricos (ver el Proyecto James Bay ). A finales de la década de 1970, la opinión pública sobre la energía nuclear cambió y en 1983 sólo estaba operativo un nuevo reactor en Gentilly. El mismo año, otro reactor comenzó a funcionar en Point Lepreau , Nuevo Brunswick, una provincia que anhelaba diversificar sus fuentes de energía desde entonces. La crisis del petróleo de 1973 . [6]
En 1977, se aprobó la finalización de una nueva planta cerca de Toronto, Darlington , en 1988, con un coste estimado de 3.900 millones de dólares (1978). Después de mucha controversia, la última unidad entró en servicio con cinco años de retraso. Para entonces, el coste se había disparado hasta los 14.400 millones de dólares (1993). [7] A raíz de este coste, se canceló una planta en Darlington B. En ese momento, la flota de reactores canadienses en funcionamiento constaba de ocho unidades en el sitio de Pickering, ocho unidades en el sitio de Bruce, cuatro unidades en el sitio de Darlington, una unidad en Gentilly en Quebec y una unidad en Point Lepreau en New Brunswick durante un 14,7 GW e capacidad instalada operativa total neta.
En 1995, las unidades Pickering y Bruce A necesitaban una renovación, ya que después de 25 años de funcionamiento efectivo a plena potencia, los frágiles canales de combustible enfrentan un mayor riesgo de ruptura y deben ser reemplazados. El primer reactor que cerró fue el Bruce A unidad 2 en noviembre de 1995 debido a un accidente de mantenimiento. [8] Después de las críticas a la gestión de las plantas hidroeléctricas de Ontario y una serie de incidentes, [9] el 31 de diciembre de 1997, los cuatro reactores A en Pickering y la unidad 1 en Bruce A fueron cerrados abruptamente. Les siguieron las dos unidades Bruce A restantes tres meses después. Más de 5 GW de la capacidad eléctrica de Ontario se cerraron abruptamente, pero en ese momento se suponía que los reactores se reiniciarían a intervalos de seis meses a partir de junio de 2000. [5]
En 1999, la endeudada Ontario Hydro fue reemplazada por Ontario Power Generation (OPG). Al año siguiente, OPG arrendó sus centrales nucleares Bruce A y B a Bruce Power , un consorcio liderado por British Energy . Los reactores A4 y A1 de Pickering fueron renovados de 1999 a 2003 y de 2004 a 2005, respectivamente. Para evitar una escasez de energía mientras se eliminaban gradualmente las plantas de carbón de Ontario , las unidades 3 y 4 de Bruce A volvieron a estar en servicio en enero de 2004 y octubre de 2003 respectivamente, y luego las unidades 1 y 2 fueron completamente renovadas por 4.800 millones de dólares (2010). [10] De las ocho unidades instaladas, cuatro fueron renovadas, dos fueron reiniciadas sin renovación y dos (Pickering A2 y A3) fueron cerradas definitivamente.
En abril de 2008, comenzó la remodelación en Point Lepreau y se estimaba que estaría terminada en septiembre de 2009 a un costo de 1.400 millones de dólares. Plagado de retrasos, el trabajo se finalizó con tres años de retraso y en gran medida por encima del presupuesto. [11] Hydro-Québec había decidido en agosto de 2008 renovar de manera similar Gentilly-2 a partir de 2011. Debido a retrasos en la reconstrucción de Point Lepreau, y por razones económicas en una provincia con excedentes de energía hidroeléctrica , la planta se cerró permanentemente en diciembre de 2012. [8] Debería permanecer inactivo 40 años más antes de ser desmantelado . [12]
Tras los accidentes nucleares japoneses de 2011 , la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC) ordenó a todos los operadores de reactores que revisaran sus planes de seguridad e informaran sobre posibles mejoras a finales de abril de 2011. [13] Posteriormente, la Agencia Internacional de Energía Atómica (OIEA) llevó a cabo un revisión de la respuesta de la CNSC a los acontecimientos en la central nuclear de Fukushima Daiichi en Japón , y concluyó que fue "rápida, sólida y completa, y es una buena práctica que debería ser utilizada por otros organismos reguladores". [14]
A partir de 2022, OPG planea cerrar las 2 unidades de Pickering A para 2024 y mantener las unidades de Pickering B en funcionamiento hasta 2026. Sin embargo, OPG revisó su plan operativo y decidió que Pickering B podría continuar sus operaciones hasta 2026 y está reevaluando el viabilidad de renovar las cuatro unidades Pickering B y añadir otros 30 años de funcionamiento a su vida útil. [15] Mientras tanto, los reactores de Darlington están experimentando gradualmente una renovación completa de 12.800 millones de dólares actualmente en marcha en las Unidades 1 y 3, mientras que la Unidad 2 completó con éxito su renovación en 2020. Bruce Power seguirá el mismo plan para sus 8 unidades CANDU-750. Esta empresa aún más masiva comenzó en enero de 2020 y debería costar 13 mil millones de dólares. [16] Los reactores de Darlington y Bruce recientemente renovados deberían estar en funcionamiento al menos hasta 2050 y hasta 2064. Para compensar el cierre programado de numerosos reactores, el Gobierno de Ontario decidió en enero de 2016 retrasar la fecha de retirada de los reactores de Pickering. Una planta hasta 2024 mientras se analiza la posibilidad de remodelar Pickering B. [17]
El aumento de los precios de los combustibles fósiles , una flota de reactores envejecida y nuevas preocupaciones sobre la reducción de los gases de efecto invernadero se combinaron para promover la construcción de nuevos reactores en todo Canadá a principios de la década de 2000. Sin embargo, lo que se consideraba un renacimiento nuclear se estancó y no se ha iniciado ninguna nueva construcción.
En agosto de 2006, Bruce Power solicitó una licencia para preparar su sitio Bruce para la construcción de hasta cuatro nuevas unidades de energía nuclear. En julio de 2009, el plan fue archivado porque la disminución de la demanda de electricidad no justificaba la ampliación de la capacidad de producción. Bruce Power dio prioridad a la renovación de sus plantas A y B. [18]
En septiembre de 2006, OPG solicitó una licencia para preparar su emplazamiento de Darlington para la construcción de hasta cuatro nuevas unidades de energía nuclear. Los diseños de reactores considerados por primera vez para este proyecto fueron el ACR-1000 de AECL , el AP1000 de Westinghouse y el EPR de Areva . En 2011, el CANDU 6 mejorado entró en la competición y pronto se convirtió en el favorito de OPG. [18] [19] El 17 de agosto de 2012, después de las evaluaciones ambientales, OPG recibió una Licencia para Preparar el Sitio de la CNSC. [20] En 2013, el proyecto quedó en suspenso cuando OPG decidió concentrarse en renovar las unidades existentes de Darlington. [21]
En octubre de 2013, el gobierno de Ontario declaró que el proyecto de nueva construcción de Darlington no formaría 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. [22]
En noviembre de 2020, OPG reanudó sus actividades de concesión de licencias, esta vez para la construcción de un pequeño reactor modular (SMR). [23]
Energy Alberta Corporation anunció el 27 de agosto de 2007 que había solicitado una licencia para construir una nueva planta nuclear en el norte de Alberta en Lac Cardinal (30 km al oeste de la ciudad de Peace River ), para dos reactores ACR-1000 que entrarían en funcionamiento en 2017. como fuentes de vapor y electricidad para el proceso de extracción de arenas bituminosas , que consume mucha energía y que utiliza gas natural . [24] Sin embargo, una revisión parlamentaria sugirió suspender los esfuerzos de desarrollo ya que serían inadecuados para la extracción de arenas bituminosas. [25]
Tres meses después del anuncio, la empresa fue comprada por Bruce Power [26], quien propuso ampliar la planta a cuatro unidades para un total de 4 GW e . [27] Estos planes fracasaron y Bruce retiró su solicitud para Lac Cardinal en enero de 2009, proponiendo en su lugar un nuevo sitio a 30 km al norte del río Peace. [28] Finalmente, en diciembre de 2011, el controvertido proyecto fue abandonado. [29]
El 15 de enero de 2024, Capital Power Corporation de Alberta celebró un acuerdo con Ontario Power Generation para evaluar conjuntamente la viabilidad del despliegue de pequeños reactores modulares (SMR) en Alberta. Las evaluaciones se llevarán a cabo durante 2 años e incluyen la evaluación de la escalabilidad y las estructuras operativas y de propiedad. [30]
El Gobierno de Saskatchewan estaba en conversaciones con Power Systems de Hitachi Limited sobre la construcción de una pequeña planta nuclear en la provincia que implicaba un estudio de cinco años que comenzaría en 2011. [31]
Un estudio realizado en 2014 mostró el apoyo público a la energía nuclear y destacó un suministro confiable de mineral de uranio en la provincia, [32] pero la provincia no ha mostrado muchas ganas de avanzar y no se ha identificado ningún sitio desde 2011. [31]
En agosto de 2007, un consorcio llamado Team CANDU inició un estudio de viabilidad sobre la instalación de un reactor CANDU avanzado en Point Lepreau, para suministrar energía a la costa este. En julio de 2010, el Gobierno de New Brunswick y NB Power firmaron un acuerdo con Areva para estudiar la viabilidad de una nueva unidad nuclear de agua ligera en Point Lepreau, pero un gobierno recién elegido dos meses después archivó el plan. [33]
Varias empresas canadienses están desarrollando nuevos diseños de reactores nucleares comerciales. [34] En marzo de 2016, la empresa Terrestrial Energy , con sede en Oakville , Ontario, recibió una subvención de 5,7 millones de dólares del Gobierno de Canadá para continuar con el desarrollo de su pequeño reactor de sales fundidas IMSR . [35] Thorium Power Canada Inc., de Toronto, está buscando aprobaciones regulatorias para un reactor de demostración compacto alimentado con torio que se construirá en Chile y que podría usarse para alimentar una planta desalinizadora de 20 millones de litros/día . Desde 2002, General Fusion , de Burnaby , Columbia Británica, ha recaudado 100 millones de dólares de inversores públicos y privados para construir un prototipo de reactor de fusión basado en la fusión de objetivos magnetizados a partir de 2017. [36]
A partir de 1958, Canadá construyó 25 reactores nucleares a lo largo de 35 años, de los cuales sólo tres se ubicaron fuera de Ontario. Esto convirtió a la parte sur de la provincia en una de las zonas más nuclearizadas del mundo, con entre 12 y 20 reactores en funcionamiento en un momento dado desde 1987 dentro de un radio de 120 kilómetros.
Todos los reactores canadienses están concentrados en sólo siete sitios diferentes, siendo dos de ellos (Pickering y Bruce) las centrales de generación nuclear más grandes del mundo por número total de reactores. El sitio de Bruce, con ocho reactores activos y uno apagado ( Douglas Point ), ha sido la central nuclear en funcionamiento más grande del mundo por número total de reactores, número de reactores operativos y producción total entre 2012 y 2020.
Todos los reactores son del tipo PHWR . Debido a que los reactores CANDU pueden repostarse mientras están en funcionamiento, la unidad Pickering 3 alcanzó el factor de capacidad más alto del mundo en 1977 y la unidad Pickering 7 ostentó el récord mundial de funcionamiento continuo sin parada (894 días) de 1994 a 2016. [42] [ 43] En 2021, la unidad 1 de Darlington estableció un nuevo récord mundial (1106 días). [44] En general, los reactores PHWR tuvieron el mejor factor de carga promedio de vida útil de todos los reactores occidentales de generación II hasta que fueron reemplazados por los PWR a principios de la década de 2000. . [39]
Cronología de los reactores nucleares de Canadá [45]
En noviembre de 1978 un accidente por pérdida de refrigerante afectó al reactor experimental WR-1 de los Laboratorios Whitshell en Pinawa , Manitoba. Se derramaron 2.739 litros de aceite refrigerante ( isómero de terfenilo ), la mayor parte al río Winnipeg , y tres elementos combustibles se rompieron y se liberaron algunos productos de fisión. Los trabajadores tardaron varias semanas en completar la reparación. [52]
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 los trabajadores llenaran accidentalmente el tanque equivocado con agua tritiada. Sin embargo, el nivel del isótopo en el lago no fue suficiente para causar daño a los residentes. [51] [55]
El 13 de diciembre de 2011, se produjo un derrame radiactivo en la central nuclear Point Lepreau de New Brunswick durante su remodelación. Hasta seis litros de agua pesada cayeron al suelo, lo que obligó a la evacuación del edificio del reactor y a la interrupción de las operaciones. Luego, el 14 de diciembre, NB Power emitió un comunicado de prensa, admitiendo que había habido otro tipo de derrame tres semanas antes. [56]
Los reactores tipo CANDU que operan en Canadá tienen la particularidad de poder utilizar uranio natural como combustible debido a su alta economía de neutrones . Por lo tanto, se puede evitar el costoso paso de enriquecimiento de combustible que requieren los tipos de reactores de agua ligera más comunes. Sin embargo, esto conlleva el coste del uso intensivo de agua que, por ejemplo, representó el 11% (1.500 millones de dólares) de los costes de capital de la planta de Darlington. [57]
La baja densidad de uranio-235 en el uranio natural (0,7% 235 U) en comparación con el uranio enriquecido (3-5% 235 U) implica que se puede consumir menos combustible antes de que la tasa de fisión caiga demasiado para mantener la criticidad , lo que explica por qué la quema de combustible. El aumento en los reactores CANDU (7,5 a 9 GW.día/t) es muy inferior al de los reactores PWR (50 GW.d/t). [58] Por lo tanto, se utiliza mucho más combustible y, en consecuencia, las CANDU producen mucho más combustible gastado para una determinada cantidad de energía producida (140 t.GWe/año para una CANDU frente a 20 t.GWe/año para una PWR). . [57] Sin embargo, la utilización del uranio extraído es menor en casi un 30% en un CANDU porque no hay un paso de enriquecimiento inútil durante el procesamiento del mineral para convertirlo en combustible. Paradójicamente, los reactores de agua pesada de Canadá utilizan menos uranio pero producen más combustible gastado que sus homólogos de agua ligera.
En 2009, Canadá tenía la cuarta mayor reserva de uranio recuperable del mundo (a un coste inferior a 130 USD /kg) [59] y era hasta esa fecha el mayor productor del mundo. Las únicas minas actualmente activas y las reservas de uranio más importantes se encuentran en la cuenca de Athabasca, en el norte de Saskatchewan . La mina McArthur River de Cameco , inaugurada en 2000, es a la vez el mayor depósito de uranio de alta ley y el mayor productor del mundo. [60]
Aproximadamente el 15% de la producción de uranio de Canadá se utiliza para alimentar reactores nacionales y el resto se exporta. [61]
El concentrado de mineral de uranio ( torta amarilla ) procedente de minas de Canadá y otros lugares se procesa para obtener trióxido de uranio (UO 3 ) en la planta Blind River de Cameco , la refinería comercial de uranio más grande del mundo. [62] Esta forma más pura de uranio es la materia prima para la siguiente etapa de procesamiento que se llevará a cabo en Port Hope , Ontario. Allí, la instalación de conversión de Cameco produce hexafluoruro de uranio (UF 6 ) para instalaciones extranjeras de enriquecimiento de uranio y dióxido de uranio (UO 2 ) para los fabricantes de combustible locales. Las instalaciones de fabricación de combustible de Cameco en Port Hope y BWXT en Peterborough y Toronto [63] convierten polvo de dióxido de uranio en bolitas de cerámica antes de sellarlas en tubos de circonio para formar barras de combustible ensambladas en haces para reactores CANDU en Canadá y otros lugares. [64]
Como en Estados Unidos o Finlandia , la política de Canadá no es reprocesar el combustible nuclear gastado sino eliminarlo directamente por razones económicas.
En 1978, el gobierno de Canadá lanzó un programa de gestión de residuos de combustible nuclear. En 1983, se construyó un laboratorio subterráneo en los Laboratorios Whiteshell en Manitoba para estudiar las condiciones geológicas asociadas con el almacenamiento de combustible nuclear gastado. La instalación de 420 metros de profundidad fue desmantelada e inundada deliberadamente en 2010 para realizar un experimento final. [65] En 2002, la industria fundó la Organización de Gestión de Residuos Nucleares (NWMO) para desarrollar una estrategia permanente en materia de residuos.
Los Laboratorios Nucleares Canadienses (CNL) planean construir una instalación de eliminación cerca de la superficie (NSDF) de 1 millón de m³ en el sitio de Chalk River para eliminar sus desechos radiactivos de bajo nivel a partir de 2021. [66]
Los residuos radiactivos de actividad baja y media producidos por las tres centrales nucleares en funcionamiento de Ontario son gestionados por el Western Waste Management Facility (WWMF) situado en el emplazamiento nuclear de Bruce en Tiverton , Ontario. OPG propuso construir un depósito geológico profundo adyacente al WWMF para que sirviera como solución de almacenamiento a largo plazo para unos 200.000 m³ de estos residuos. [67] Sin embargo, el proyecto no fue aprobado en una votación de la Nación Saugeen Ojibway en enero de 2020. OPG había prometido previamente no continuar sin la aprobación de la nación. El proyecto fue cancelado en junio de 2020. OPG buscará soluciones alternativas para la eliminación de residuos. [68] [69]
Hasta junio de 2019, los reactores canadienses habían producido 2,9 millones de haces de combustible gastado o alrededor de 52.000 toneladas de residuos de alta actividad , la segunda mayor cantidad del mundo detrás de Estados Unidos. [57] Esta cifra podría crecer hasta 5,5 millones de haces (103.000 toneladas) al final de la vida útil prevista de la actual flota de reactores.
El combustible gastado se almacena en cada sitio de reactor, ya sea en piscinas de combustible (58% del total) o en contenedores secos (42%), cuando está lo suficientemente frío. [17] Aunque los reactores CANDU producen más combustible gastado, los costos de almacenamiento en seco para una producción de electricidad determinada son comparables con los costos de los reactores PWR porque el combustible gastado se maneja más fácilmente (sin criticidad del combustible ). Lo mismo ocurre con los costos y los requisitos de espacio para la eliminación permanente de los residuos. [70]
En 2005, la NWMO decidió construir un depósito profundo dedicado a almacenar el combustible nuclear gastado bajo tierra. El precio de 24 mil millones de dólares de esta bóveda subterránea de 500 a 1.000 metros lo pagará un fondo fiduciario respaldado por las empresas de producción nuclear. Los paquetes de combustible gastado se colocarían en cestas de acero envueltas de 3 en 3 (324 paquetes de combustible en total) en cobre resistente a la corrosión para formar contenedores diseñados para durar al menos 100.000 años. Los contenedores estarían encerrados en los túneles del depósito mediante arcilla de bentonita hinchable , pero podrían recuperarse durante aproximadamente 240 años. [71] Desde 2010, el proceso de identificación de un lugar adecuado para una instalación de tan largo plazo ha estado en curso. De 22 comunidades interesadas, dos, ubicadas alrededor de Ignace en el noroeste de Ontario y South Bruce en el suroeste de Ontario , están siendo estudiadas como sitios potenciales. [72] [73]
Según una encuesta de 2012 realizada por Innovative Research Group, en nombre de la Asociación Nuclear Canadiense , el 37% de los canadienses están a favor de la energía nuclear, mientras que el 53% se oponen a ella. Ambas cifras suponen una caída respecto a 2011 (38% y 56% respectivamente), y la población que ni apoya ni se opone o no conoce su opinión ha aumentado hasta el 9%. El apoyo varía desde un máximo del 54% en Ontario hasta un mínimo del 12% en Quebec. Otros detalles demográficos notables incluyen que los hombres generalmente apoyan más la energía nuclear que las mujeres, y que las poblaciones de mayor edad apoyan ligeramente más la energía nuclear que las más jóvenes. No hubo un cambio significativo en la oposición a la energía nuclear en Canadá después de los acontecimientos de marzo de 2011 en la central nuclear de Fukushima Daiichi en Japón (del 54% al 56%), y la cuestión fue seguida al menos algo de cerca por el 70% de los canadienses encuestados. [74]
Canadá tiene un movimiento antinuclear activo , que incluye importantes organizaciones de campaña como Greenpeace y el Sierra Club . Greenpeace fue fundada en Vancouver por ex miembros del Sierra Club para protestar contra las pruebas de armas nucleares en la isla Amchitka . Más de 300 grupos de interés público en todo Canadá han respaldado el mandato de la Campaña para la Eliminación Nuclear (CNP). Se informa que algunas organizaciones ambientalistas como Energy Probe , el Instituto Pembina y la Coalición Canadiense para la Responsabilidad Nuclear (CCNR) han desarrollado una experiencia considerable en cuestiones de energía y energía nuclear . También existe una larga tradición de oposición indígena a la minería de uranio . [75] [76]
La provincia de Columbia Británica mantiene firmemente una estricta política antinuclear. La corporación de la Corona, BC Hydro , defiende este principio al "rechazar la consideración de la energía nuclear en la implementación de la estrategia de energía limpia de BC". [77]
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