El EPR es un 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. [1] En Europa, este diseño de reactor se denominó European Pressurised Reactor (Reactor presurizado europeo) , y el nombre internacionalizado fue Evolutionary Power Reactor (Reactor de potencia evolutivo) , pero ahora se llama simplemente EPR .
La primera unidad EPR operativa fue la Taishan 1 de China , que inició su operación comercial en diciembre de 2018. [2] La Taishan 2 inició su operación comercial en septiembre de 2019. [3] Hasta ahora, las unidades europeas han sufrido retrasos prolongados en la construcción y sobrecostos sustanciales. La primera unidad EPR que comenzó a construirse, en Olkiluoto (Finlandia), que originalmente debía ponerse en servicio en 2009, comenzó su operación comercial en 2023, un retraso de catorce años. [4] La segunda unidad EPR que comenzó su construcción, en Flamanville (Francia), también sufrió un retraso de más de una década en su puesta en servicio (de 2012 a 2024). [5] Dos unidades en Hinkley Point (Reino Unido) recibieron la aprobación final en septiembre de 2016; se esperaba que la primera unidad comenzara a operar en 2027, [6] [7] pero posteriormente se retrasó hasta alrededor de 2030. [8]
EDF ha reconocido las graves dificultades que ha tenido la construcción del diseño del EPR. En septiembre de 2015, EDF declaró que se estaba trabajando en el diseño de un EPR de "nuevo modelo" (posteriormente denominado EPR2 ) y que sería más fácil y económico de construir. [9]
Los principales objetivos del diseño del 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 a una potencia eléctrica de alrededor de 1650 MWe (netos) [10] 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 plutonio y uranio mezclado al 100% , revestido con la variante M5 de aleación de circonio de Areva . [11] [12] El EPR es el descendiente evolutivo de los reactores Framatome N4 y Siemens Power Generation Division "Konvoi ". [13] [14] Siemens cesó sus actividades nucleares en 2011. [15] El EPR fue diseñado para utilizar el uranio de forma más eficiente que los reactores de Generación II más antiguos , utilizando aproximadamente un 17% menos de uranio por kilovatio-hora de electricidad generada que estas tecnologías de reactores más antiguas. [16]
El diseño ha pasado por varias iteraciones. El diseño conceptual de 1994 tenía una potencia de salida de 1450 MWe, la misma que el Framatome N4, pero utilizando instrumentación derivada de Siemens Konvoi y también incluyendo un nuevo sistema de seguridad de captura de núcleo . En 1995, existía la preocupación por el costo excesivo por MW, y la potencia se elevó a 1800 MWe en el diseño de 1997, aunque posteriormente se redujo a 1650 MWe (netos) en el diseño certificado final, [17] para una frecuencia de red de 50 Hz. Tiene 4 bucles de refrigerante con 1 generador de vapor por bucle. Hay paredes de hormigón entre los bucles y las partes caliente y fría de cada bucle para proteger contra fallas. Además de la contención de doble capa, hay una pared de hormigón que rodea los componentes del sistema primario dentro de la contención. [18]
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 [21] y una potencia bruta de 1770 MWe para una frecuencia de red de 50 Hz. [18] La versión presentada a la NRC de EE. UU. tiene una potencia de 1600 MWe (netos). [22]
En 2013 [actualizar], EDF reconoció las dificultades que estaba teniendo para construir el diseño del EPR, y su jefe de producción e ingeniería, Hervé Machenaud, afirmó que EDF había perdido su posición internacional dominante 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 1500 MWe y el otro de 1000 MWe. Machenaud afirmó que habría un período de reflexión sobre la mejor manera de mejorar el diseño del EPR para reducir su precio e incorporar mejoras de seguridad posteriores a Fukushima . [28]
En septiembre de 2015, el director general de EDF, Jean-Bernard Lévy, declaró que se estaba trabajando en el diseño de un EPR de "nuevo modelo", o "EPR2", [29] que sería más fácil de construir y estaría listo para recibir pedidos a partir de 2020, [9] describiéndolo en 2016 como "un reactor que ofrece las mismas características que el EPR actual, pero será más barato de construir con tiempos y costes de construcción optimizados". [30]
En 2016, EDF planeó construir dos nuevos reactores modelo EPR en Francia para 2030 con el fin de prepararse para renovar su flota de reactores más antiguos. [31] Sin embargo, tras las dificultades financieras de Areva y su fusión con EDF, el ministro de Ecología francés, Nicolas Hulot , dijo en enero de 2018 que "por ahora [construir un nuevo modelo EPR] no es ni una prioridad ni un plan. En este momento, la prioridad es desarrollar energía renovable y reducir la proporción de energía nuclear". [32] El plan de la industria y el gobierno para 2019-2022 incluía el trabajo sobre "una nueva versión del EPR". [33]
En julio de 2019, la autoridad de seguridad nuclear francesa, ASN, emitió un dictamen sobre la seguridad de un nuevo diseño de modelo EPR (EPR2). Encontró que la seguridad general era en general satisfactoria, aunque identificó áreas para un examen más profundo. La simplificación más notable es un edificio de contención de una sola capa con un revestimiento en lugar de la doble capa del EPR con un revestimiento. ASN destacó que el supuesto de base de diseño del EPR de que las tuberías del circuito de enfriamiento primario y secundario no fallarían puede ya no ser apropiado para el EPR2 simplificado, y requiere demostraciones de seguridad adicionales. [34] [35] Otra simplificación es que, a diferencia del primer diseño del EPR, el diseño del 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. [36]
En 2020, la ministra francesa de Energía, Élisabeth Borne, anunció que el gobierno francés no decidiría sobre la construcción de ningún reactor nuevo 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 46 000 millones de euros. [37] Un informe del Tribunal de Cuentas concluyó que EDF ya no puede financiar la construcción del EPR2 por sí sola, por lo que es necesario resolver los problemas de financiación y rentabilidad. [38] La oficina de auditoría exige que EDF garantice la financiación y la rentabilidad del EPR2 antes de construir alguno en Francia. [39]
En enero de 2022, el ministro de Medio Ambiente, Bérangère Abba, dijo que los planes para los nuevos reactores EPR2, que estarían operativos entre 2035 y 2037, deberían presentarse alrededor de 2023. [40] La decisión se aceleró por el impacto de la crisis energética mundial de 2021. [ 41] En junio de 2023, EDF anunció que estaba iniciando el proceso de autorización para construir dos reactores EPR2 en la central nuclear de Penly . [42]
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 enfriamiento de emergencia/seguridad del reactor se elimina, lo que significa que el mantenimiento solo se puede realizar cuando la planta está apagada. Este tren se agregó a pedido de electricistas alemanes en el diseño original del EPR para permitir el mantenimiento en funcionamiento. El colector de núcleo ha sido modificado. [27] [43] [44] [45] Tiene una potencia neta de salida de 1670 MWe. [46]
Se está desarrollando una variante más pequeña del EPR2 que utiliza tres circuitos de refrigerante en lugar de cuatro y que genera 1200 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. [47]
La construcción de la central eléctrica Olkiluoto 3 [49] en Finlandia comenzó en agosto de 2005. [4] La central tiene una potencia eléctrica neta de 1600 MWe . [10] 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 iniciales de costes eran de unos 3.700 millones de euros, [50] pero desde entonces el proyecto ha sufrido varios aumentos de costes y retrasos graves, con las últimas estimaciones de costes publicadas (de 2012) de más de 8.000 millones de euros. [51] La central estaba inicialmente prevista para entrar en funcionamiento en 2009. [52]
En mayo de 2006 se anunciaron retrasos de alrededor de un año en la construcción, debido a problemas de control de calidad en toda la obra. En parte, los retrasos se debieron a la falta de supervisión de los subcontratistas sin experiencia en la construcción nuclear. [53] [54] Los retrasos dieron lugar a unos resultados financieros decepcionantes para Areva, que atribuyó los retrasos al enfoque finlandés para aprobar la documentación técnica y los diseños. [55] [56]
En diciembre de 2006, TVO anunció que la construcción llevaba un retraso de aproximadamente 18 meses, por lo que ahora se esperaba que estuviera terminada en 2010-2011, y hubo informes de que Areva se estaba preparando para asumir un cargo de 500 millones de euros en sus cuentas por el retraso. [57] [58]
A finales de junio de 2007, se informó de que Säteilyturvakeskus (STUK), la Autoridad de Seguridad Nuclear y Radiológica de Finlandia, había encontrado una serie de "deficiencias" relacionadas con la seguridad en el diseño y la fabricación. [59] En agosto de 2007, se informó de otro retraso en la construcción de hasta un año asociado a problemas de construcción en el refuerzo del edificio del reactor para que resistiera un accidente aéreo y el suministro oportuno de la documentación adecuada a las autoridades finlandesas. [60] [61] [62]
En septiembre de 2007, TVO informó que el retraso en la construcción era de "al menos dos años" y que los costes superaban en más de un 25% el presupuesto. [63] Los analistas estiman que el sobrecosto podría llegar a los 1.500 millones de euros. [64]
En octubre de 2008 se anunció un nuevo retraso, con lo que el retraso total fue de tres años, lo que suponía una fecha de puesta en línea prevista para 2012. [65] Las partes iniciaron un arbitraje para resolver una disputa sobre la responsabilidad por los retrasos y los sobrecostes finales. [66] [67] Areva resolvió la prolongada disputa en 2018 al aceptar pagar 450 millones de euros por los sobrecostes y los retrasos. [68]
En mayo de 2009, la central llevaba al menos tres años y medio de retraso en la ejecución del proyecto y superaba en más del 50 por ciento el presupuesto previsto. Areva y la empresa de servicios públicos implicada "están en una amarga disputa sobre quién asumirá los sobrecostes y ahora existe un riesgo real de que la empresa de servicios públicos incumpla sus obligaciones". [69] En agosto de 2009, Areva anunció provisiones adicionales de 550 millones de euros para la construcción, lo que elevó los costes de la central a 5.300 millones de euros y eliminó los beneficios operativos provisionales del primer semestre de 2009. [70]
La cúpula de la estructura de contención fue rematada en septiembre de 2009. [71] Se completó el 90% de las adquisiciones, el 80% de las obras de ingeniería y el 73% de las obras civiles. [72]
En junio de 2010, Areva anunció una provisión adicional de 400 millones de euros, con lo que el sobrecoste ascendió a 2.700 millones de euros. El plazo se aplazó de junio de 2012 a finales de 2012. [73] [74] [75] En diciembre de 2011, TVO anunció un nuevo retraso hasta agosto de 2014. [76] En julio de 2012, estaba previsto que la central comenzara a producir electricidad no antes de 2015, lo que suponía un retraso de al menos seis años. [77] En diciembre de 2012, el director ejecutivo de Areva estimó los costes en 8.000 millones de euros. [78]
En septiembre de 2014, Areva anunció que las operaciones comenzarían en 2018. [79] En octubre de 2017, la fecha se retrasó hasta la primavera de 2019. [80] Durante las pruebas entre 2018 y 2021, se anunciaron múltiples retrasos adicionales, de alrededor de tres años en total. [81] [82] [83] [84] [85] [86]
Olkiluoto 3 alcanzó su primera criticidad en diciembre de 2021. [48] La conexión a la red se realizó en marzo de 2022. [87] En mayo de 2022, se encontró material extraño en el recalentador de vapor de la turbina y la planta se cerró durante unos tres meses para realizar trabajos de reparación. Se esperaba que la producción regular comenzara en diciembre de 2022, después de una fase de producción de prueba. [88] 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 estaba por determinar y no estaba claro cómo se vería afectado el cronograma de puesta en servicio. [89] Las bombas de agua de alimentación son más grandes que en otros reactores nucleares. [90]
Olkiluoto 3 inició la producción regular de electricidad en abril de 2023. [4]
En 2006, Areva participó en el primer proceso de licitación para la construcción de cuatro nuevos reactores nucleares en China, junto con Westinghouse , propiedad de Toshiba, y la rusa Atomstroyexport . [91] Sin embargo, Areva perdió esta licitación 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 requerida ]
Posteriormente, Areva logró ganar un acuerdo en febrero de 2007, por un valor de aproximadamente 8 mil millones de euros (10,5 mil millones de dólares) para dos EPR ubicados en Taishan , provincia de Guangdong en el sur de China, a pesar de apegarse a sus condiciones anteriores. [92] [93] El contratista general y operador es China General Nuclear Power Group (CGN).
La construcción del primer reactor en Taishan comenzó oficialmente el 18 de noviembre de 2009, y la del segundo el 15 de abril de 2010. [94] Se planeó entonces que la construcción de cada unidad durara 46 meses, significativamente más rápido y más barato que los dos primeros EPR en Finlandia y Francia. [95]
El recipiente de presión del primer reactor se instaló en junio de 2012, [96] y el segundo en noviembre de 2014. El primer recipiente de presión se había importado de Mitsubishi Heavy Industries en Japón, y los generadores de vapor de Areva en Francia. El segundo recipiente de presión y los generadores de vapor asociados se habían fabricado en China, por Dongfang Electric y Shanghai Electric . [97]
En 2014, se informó que la construcción llevaba un retraso de más de dos años, principalmente debido a demoras en componentes clave y problemas de gestión del proyecto. [98]
En febrero de 2016 se realizaron pruebas de funcionamiento en frío en Taishan 1 y se esperaba que entrara en funcionamiento durante la primera mitad de 2017. Se programó que Taishan 2 entrara en funcionamiento más tarde ese mismo año. [99] Sin embargo, las fechas de puesta en servicio se retrasaron seis meses en febrero de 2017 y se esperaba que entrara en funcionamiento comercial durante la segunda mitad de 2017 y la primera mitad de 2018. [100]
En diciembre de 2017, los medios de Hong Kong informaron que un componente se había agrietado durante las pruebas y que era necesario reemplazarlo. [101] En enero de 2018, se reprogramó nuevamente la puesta en servicio y se espera que la operación comercial comience en 2018 y 2019. [102]
En junio de 2018, Taishan 1 alcanzó la criticidad por primera vez. [103] El 29 de junio de 2018, Taishan 1 se conectó a la red. [104] [105] Entró en operación comercial en diciembre de 2018. [2] [106] Taishan 2 alcanzó estos hitos en mayo de 2019 [107] junio de 2019 [108] y septiembre de 2019, [3] respectivamente.
El proyecto Taishan está dirigido por Taishan Nuclear Power Joint Venture Co. (TNPJVC), una empresa conjunta fundada por CGN (participación del 51%), EDF (30%) y la empresa de servicios públicos china Guangdong Energy Group (19%), también conocida como Yuedian. [109]
Entre las empresas que se dedican a suministrar equipos a la Unidad 1 de Taishan se encuentran 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. [110] Esa turbina fue diseñada y autorizada por General Electric. Otros proveedores de equipos para la Unidad 1 son Mitsubishi (vasija del reactor); Škoda, una empresa checa (componentes internos del núcleo); y la francesa Jeumont Electric, que junto con DEC proporcionó bombas primarias.
En abril de 2020, Framatome firmó un contrato de servicios a largo plazo con TNPJVC para respaldar las operaciones de los dos EPR. Este contrato cubre las tareas de mantenimiento y parada de la planta nuclear, incluido el suministro de repuestos y servicios de ingeniería durante ocho años. [111]
En junio de 2021, se detectaron concentraciones de gases radiactivos más altas de lo esperado en el circuito primario de la unidad 1. Esto se atribuyó posteriormente a un revestimiento de combustible defectuoso. [112] [113] El reactor se desconectó en julio de 2021 y se reinició en agosto de 2022. [114]
El 6 de diciembre de 2007 se vertió el primer hormigón para el reactor de demostración EPR en la central nuclear de Flamanville. [116] Como su nombre lo indica, este será el tercer reactor nuclear en el emplazamiento de Flamanville y el segundo ejemplo de un reactor EPR que se construye. La potencia eléctrica será de 1630 MWe (netos). [10] Se planeó que el proyecto implicara alrededor de 3.300 millones de euros de gasto de capital por parte de EDF . [117]
Del 19 de octubre de 2005 al 18 de febrero de 2006, el proyecto fue sometido a un debate público nacional. El 4 de mayo de 2006, el Consejo de Administración de EDF decidió continuar con las obras. Entre el 15 de junio y el 31 de julio de 2006, la unidad fue sometida a una consulta pública, que emitió un "dictamen favorable" sobre el proyecto. [118] Ese verano comenzaron los trabajos de preparación del terreno.
En diciembre de 2007 se inició la construcción de la unidad propiamente dicha, que se esperaba que durara 54 meses y que entrara en funcionamiento en 2012. [117]
En abril de 2008, la autoridad de seguridad nuclear francesa ( Autorité de sûreté nucléaire , ASN) informó que una cuarta parte de las soldaduras inspeccionadas en el revestimiento de acero de contención secundaria no estaban de acuerdo con las normas y que se habían encontrado grietas en la base de hormigón. EDF afirmó que se estaban haciendo progresos en estos problemas, que se plantearon muy temprano en la construcción; [119] sin embargo, el 21 de mayo, ASN ordenó la suspensión del vertido de hormigón en el sitio. [120] Un mes después, el trabajo de hormigonado se reanudó después de que ASN aceptara el plan de acción correctiva de EDF, que incluía controles de supervisión externos. [121]
En mayo de 2009, Stephen Thomas informó que después de 18 meses de construcción y tras una serie de problemas de control de calidad, el proyecto "está más de un 20 por ciento por encima del presupuesto y EDF está luchando por mantenerlo dentro del cronograma". [69]
En agosto de 2010, el regulador, ASN, informó de más problemas de soldadura en el revestimiento de acero de contención secundaria. [122] El mismo mes, EDF anunció que los costes habían aumentado un 50% hasta 5.000 millones de euros y que la puesta en servicio se había retrasado unos dos años hasta 2014. [122]
En julio de 2011, EDF anunció que los costos estimados habían aumentado a 6.000 millones de euros y que la finalización de la construcción se había retrasado hasta 2016. [123]
En diciembre de 2012, EDF anunció que los costos estimados habían aumentado a 8.500 millones de euros. [124] También en diciembre de 2012, la compañía eléctrica italiana Enel anunció que renunciaba a su participación del 12,5% en el proyecto y a cinco EPR futuros, por lo que se le reembolsaría su participación en el proyecto de 613 millones de euros, más intereses. [125] [126]
En noviembre de 2014, EDF anunció que la finalización de la construcción se retrasaría hasta 2017, debido a demoras en la entrega de componentes por parte de Areva. [127]
En abril de 2015, Areva informó al regulador nuclear francés ASN que se habían detectado anomalías en el acero de la vasija del reactor, lo que provocaba "valores de tenacidad mecánica inferiores a los esperados". Se están realizando más pruebas. [128] En julio de 2015, The Daily Telegraph informó que Areva conocía este problema desde 2006. [129] En junio de 2015, ASN descubrió múltiples fallos en las válvulas de seguridad del sistema de refrigeración. [130] 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 había retrasado hasta el cuarto trimestre de 2018. [131]
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 las obras de construcción continuarían. [132]
En febrero de 2017, el Financial Times afirmó que el proyecto tenía seis años de retraso y 7.200 millones de euros más de lo presupuestado, [133] mientras que los nuevos retrasos en la construcción de los reactores EPR en la central nuclear de Taishan llevaron a EDF a afirmar que Flamanville 3 sigue según lo previsto para empezar a funcionar a finales de 2018, suponiendo que reciba la aprobación regulatoria. [134] En junio de 2017, el regulador francés emitió una resolución provisional en la que afirmaba que Flamanville 3 podía empezar a funcionar de forma segura. [135]
El descubrimiento de desviaciones de calidad en la soldadura condujo a una nueva revisión del cronograma en julio de 2018. La carga de combustible se retrasó hasta finales de 2019 y el cálculo del costo se incrementó de 10.500 millones de euros a 10.900 millones de euros. [136]
En junio de 2019, el regulador nuclear ASN determinó que ocho soldaduras en las tuberías de transferencia de vapor que pasan a través de las dos paredes de contención, que EDF esperaba reparar después de la puesta en marcha, deben repararse antes de que el reactor entre en servicio. [137] [138] Para entonces, los costos estimados eran de 11 mil millones de euros. [139]
En octubre de 2019, EDF anunció que, debido a este problema, los costes aumentarían a 12 400 millones de euros y que la carga de combustible se retrasaría hasta finales de 2022. [139] [140] Pierre Moscovici, presidente del Tribunal de Cuentas , hizo una declaración el 9 de julio de 2020 sobre la publicación del informe sobre los costes de retraso de Flamanville 3. El informe del Tribunal de Cuentas reveló que los costes podrían alcanzar los 19 100 millones de euros en lugar de los 12 400 millones de euros si se tienen en cuenta los cargos adicionales debidos al retraso en la construcción. [141]
En enero de 2022, se anunció que se necesitaba más tiempo para reparar las soldaduras defectuosas y resolver otros problemas. [142] [ 143] [139] En diciembre de 2022, EDF anunció un nuevo retraso de al menos seis meses con un aumento estimado de los costes de 500 millones de euros debido a más trabajos para establecer un nuevo proceso de tratamiento térmico de alivio de tensiones de algunas soldaduras cercanas a equipos sensibles. La carga de combustible comenzó el 8 de mayo de 2024. [144] Los costes totales estimados aumentaron a 13.200 millones de euros. [115]
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 . [145] Las confirmaciones de aceptación de diseño provisional se pospusieron hasta que se tuvieran en cuenta las lecciones del desastre nuclear de Fukushima Daiichi . [146] EDF compró British Energy en 2009. EDF planeó construir 4 nuevos EPR, [147] sujetos a un acuerdo de precios de electricidad con el gobierno. [148] [149] Areva ha firmado una asociación estratégica con Rolls-Royce para apoyar la construcción de EPR. [150] El 19 de marzo de 2013, se dio la Orden de Consentimiento de Desarrollo que otorgaba el permiso de planificación para Hinkley Point C, [151] pero aún debían concluirse las negociaciones con el gobierno del Reino Unido sobre los precios de la electricidad y la financiación del proyecto con inversores privados. [152]
El 21 de octubre de 2013, EDF Energy anunció que se había alcanzado un acuerdo sobre las centrales nucleares que se construirían en el emplazamiento 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, con 16 de los 28 comisionados dando luz verde 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 para Hinkley Point C, la primera central nuclear de Gran Bretaña en 20 años. [153]
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. [154] [155]
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 se haya "resuelto una letanía de problemas", incluidas las "crecientes deudas" de EDF. [156] El 28 de julio de 2016, tras la dimisión de un miembro del consejo, el consejo de EDF aprobó la decisión final de inversión para el proyecto. [157] 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 hasta el otoño para "considerar cuidadosamente todos los componentes de este proyecto". [158] La aprobación final del gobierno se dio en septiembre de 2016. [6]
En julio de 2017, tras una revisión interna, EDF anunció estimaciones revisadas para el plan, que incluían al menos £1.500 millones de costes adicionales y hasta 15 meses de programa adicional, lo que dio lugar a estimaciones de costes totales actualizadas de £19.6–20.300 millones. [159] [160] [161] Después de una serie de aumentos de costes y retrasos posteriores, [162] [163] [7] los costes se estiman ahora entre £31 y £35 mil millones (€36.3–41 mil millones), y se estima que la primera unidad empezará a generar electricidad alrededor de 2030. [8]
En julio de 2008, el presidente francés anunció que se construiría un segundo EPR en Francia debido a los altos precios del petróleo y el gas. [164] Penly fue elegido como el sitio en 2009, con la construcción planeada para comenzar en 2012. [165] Sin embargo, en 2011, tras el desastre nuclear de Fukushima Daiichi , EDF pospuso las consultas públicas. [166] 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. [167] [168]
Posteriormente se reanudaron los planes para construir nuevos reactores en Francia. Penly y Gravelines figuran entre los candidatos para la instalación de un par de reactores EPR. [169]
En octubre de 2019, el periódico Le Monde informó que el gobierno francés había enviado a EDF una "carta de misión" en la que solicitaba a la empresa que se preparara para construir un total de seis reactores EPR en tres sitios en los próximos 15 años. [170] No se esperaba una decisión del gobierno sobre la construcción de nuevos reactores hasta después de 2022. [37] EDF ha presentado una propuesta para construir seis EPR2 por alrededor de 50 mil millones de euros. [171] En febrero de 2022, el presidente francés Emmanuel Macron anunció que Francia construiría de hecho seis nuevos reactores EPR2, los primeros que se pondrían en servicio en 2035, y con una opción para ocho más. [172] [173]
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 el trabajo preparatorio del sitio comenzaría en el verano de 2024 y la construcción comenzaría alrededor de 2027. [42]
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, en Maharashtra. A esto le siguió un acuerdo marco en diciembre de 2010. [174]
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 la declaración, los dos líderes "han acordado una hoja de ruta de cooperación para acelerar las conversaciones sobre el proyecto de Jaitapur". [175]
En marzo de 2018, se firmó un acuerdo de avance industrial entre EDF y NPCIL, con el objetivo de presentar una licitación para seis reactores. [176] [177]
En abril de 2021, EDF presentó a NPCIL una oferta para desarrollar seis reactores EPR en el sitio de Jaitapur, con una capacidad instalada combinada de 9,6 GWe. [178]
Las dos unidades EPR propuestas en Sizewell C tienen aprobación de planificación y se les ha concedido una licencia de sitio nuclear. [179] [180] [181] Si el proyecto sigue adelante, se espera que la producción de electricidad comience en 2031 como muy pronto. [182]
Se ha propuesto la construcción de otras dos unidades EPR 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 de baterías. [183]
El EPR-1200, una versión de 1200 MWe del EPR, es uno de los cuatro reactores nucleares potenciales que Kazajstán está considerando para su segunda planta de energía nuclear. [184]
Se consideró la posibilidad de instalar dos reactores adicionales (con una posible ampliación a cuatro) en la central nuclear de Darlington en Ontario (Canadá) . Sin embargo, las ofertas oficiales debían incluir todas las contingencias y Areva no logró presentar una oferta final que cumpliera estos requisitos. El proyecto se abandonó finalmente cuando la única oferta, presentada por la canadiense AECL , superó con creces los 10 dólares por Wp. [185]
Se consideró brevemente la instalación de EPR en Nuevo Brunswick , para reemplazar o suplantar al único CANDU 6 de esa provincia . Estos planes duraron solo desde junio de 2010 hasta una elección dos meses después, cuando el plan desapareció inmediatamente de los estudios posteriores. [186]
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 planta nuclear de Temelín . Areva no cumplió con los requisitos legales de la licitación. [187] 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. [188]
En junio de 2021, el Ministerio de Industria y Comercio checo invitó a EDF, junto con Westinghouse y Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP) a participar en una ronda de precalificación para una nueva unidad en la central nuclear de Dukovany . [189] EDF proponía la versión de 1200 MWe del EPR (EPR-1200) para el proyecto. [190] En febrero de 2024, la licitación se cambió a ofertas vinculantes para hasta cuatro nuevas unidades y en julio de 2024 se seleccionó a KHNP como el postor preferido. [191]
En 2010, el parlamento finlandés decidió permitir dos nuevos reactores. Tanto TVO como Fennovoima estaban considerando el EPR. [192] [193] En diciembre de 2013, Fennovoima confirmó que había seleccionado un reactor de agua presurizada VVER ruso AES-2006 en lugar del EPR. [194] En mayo de 2022, después de importantes retrasos en la fase de diseño y licencia del proyecto y a la luz de la invasión rusa de Ucrania en 2022 , Fennovoima canceló el contrato con Rosatom para construir la planta de energía. [195]
El 24 de febrero de 2009, Italia y Francia acordaron estudiar la viabilidad de construir cuatro nuevas centrales nucleares en Italia. [196] Posteriormente, el 3 de agosto de 2009, EDF y Enel establecieron una empresa conjunta, Sviluppo Nucleare Italia, para estudiar la viabilidad de construir al menos cuatro EPR. [197]
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 permitían la energía nuclear en Italia. La derogación de las leyes entra en vigor cuando al menos el 50%+1 de los electores emite un voto válido y la mayoría de estos votantes está a favor de la derogación. En este referéndum, hubo una participación del 55% de los votantes válidos y el 94% votó a favor de derogar las nuevas regulaciones.
En marzo de 2008, el presidente francés, Nicolás 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 un reactor de reutilización de energía nuclear (EPR) por parte de ninguna de las empresas nucleares francesas, Total SA , Suez o Areva. [198]
En mayo de 2009, el presidente estadounidense Barack Obama firmó un acuerdo similar con los Emiratos Árabes Unidos. No se otorgaron contratos para reactores ni se dio garantía alguna de que las empresas estadounidenses los recibieran. [199]
En diciembre de 2009, los Emiratos Árabes Unidos rechazaron las ofertas estadounidense y francesa 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 Doosan Heavy Industries . [200]
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 energía nuclear. [201] A partir de 2011, Areva y Mitsubishi Heavy Industries ofrecen un PWR ATMEA1 Generación III más pequeño de 1100 MWe . [202]
El US-EPR, la versión del EPR presentada al regulador estadounidense, [203] 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 en la Comisión Reguladora Nuclear de los Estados Unidos (NRC). [203] Había estado bajo revisión allí con la expectativa de presentar una solicitud para la aprobación final del diseño y la certificación del diseño estándar desde el 14 de diciembre de 2007. [204] UniStar, Amarillo Power, PPL Corp y AmerenUE anunciaron planes para presentar una solicitud de Licencia Combinada de Construcción y Operación 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 Planta de Energía Nuclear Calvert Cliffs en Maryland. Sin embargo, ambas propuestas fueron canceladas posteriormente.
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. [205] 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 los EE. UU., [206] [207] y posteriormente se retiró del proyecto. [208] En octubre de 2008, Areva anunció que se asociaría con la firma de defensa estadounidense Northrop Grumman para establecer una instalación de $380 millones para construir módulos y ensamblajes para los reactores EPR y US-EPR en el astillero Newport News de Northrop Grumman en Virginia . [209] [210] El proyecto se suspendió indefinidamente en mayo de 2011. [211]
En octubre de 2021, EDF presentó 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. [212]
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. [213]
Otros diseños de Generación III+:
