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, lo que representó 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 investigación y para producir radiofármacos para su uso en medicina nuclear .
Todos los reactores nucleares canadienses que operan actualmente son un tipo de reactor de agua pesada presurizada (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 o 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 autóctono del CANDU, mientras que solo se construyó un pequeño número de reactores de agua pesada presurizada independientemente de la línea CANDU, principalmente la planta de energía 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 denominó reactor experimental de investigación nacional (NRX) y, una vez completado, sería el reactor de investigación más potente del mundo.
En 1944, se dio la aprobación para proceder con la construcción del reactor de prueba ZEEP (Zero Energy Experimental Pile) más pequeño en Chalk River Nuclear Laboratories en Ontario y el 5 de septiembre de 1945, a las 3:45 p.m., el ZEEP de 10 vatios logró la primera reacción nuclear autosostenida fuera de los Estados Unidos. [2]
En 1946, el Laboratorio de Montreal fue cerrado y el trabajo continuó en los Laboratorios Nucleares de Chalk River . Basándose en parte en los datos experimentales obtenidos de ZEEP, el National Research Experimental (NRX), un reactor de investigación moderado con agua pesada y uranio natural , comenzó a funcionar el 22 de julio de 1947. Funcionó durante 43 años, produciendo radioisótopos , realizando trabajos de desarrollo de combustibles y materiales para reactores CANDU y proporcionando neutrones para experimentos de física. Finalmente, en 1957, se le unió el reactor National Research Universal (NRU) , de 200 megavatios (MW), de mayor tamaño .
Entre 1967 y 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. Dos SLOWPOKE todavía se utilizan en Canadá y uno en Kingston, Jamaica; uno ha estado funcionando en la Escuela Politécnica de Montreal desde 1976, por ejemplo.
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). La NPD de 20 MW comenzó a funcionar en junio de 1962 y demostró los conceptos únicos de reabastecimiento en potencia utilizando combustible de uranio natural y moderador y refrigerante de agua pesada. Estas características formaron la base de una flota de reactores de energía CANDU (CANDU es un acrónimo de CANada Deuterium Uranium) construidos y operados en Canadá y en otros lugares. A partir de 1961, AECL lideró la construcción de 24 reactores comerciales CANDU en Ontario , Quebec y Nuevo Brunswick .
El primer reactor CANDU a escala real entró en servicio el 26 de septiembre de 1968 en Douglas Point, a orillas del lago Huron, en Ontario. Dos años más tarde, un reactor de potencia comparable pero de diseño diferente entró en funcionamiento 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 en 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 sufría de falta de fiabilidad con un factor de capacidad de vida útil del 55,6%, se consideró un fracaso financiero y se cerró en mayo de 1984. [4]
En agosto de 1964, Ontario Hydro decidió construir la primera planta de energía nuclear a gran escala en Canadá en Pickering en el lago Ontario , a solo 30 kilómetros del centro de Toronto para ahorrar en costos de transmisión. Para reducir los costos, los reactores comparten sistemas de seguridad que incluyen contención y el sistema de enfriamiento de emergencia del núcleo . La central Pickering A comenzó a operar en 1971 con un costo de $ 716 millones (1965). Fue seguida por la central Bruce A , construida en 1977 con un costo de $ 1.8 mil millones en el mismo sitio que el reactor Douglas Point. A partir de 1983 se agregaron cuatro reactores B a las unidades Pickering existentes, y todos ellos comparten la misma infraestructura común que los reactores A. El costo final de estos cuatro nuevos reactores fue de $ 3.84 mil millones (1986). Asimismo, por $ 6 mil millones, se agregaron cuatro nuevos reactores al sitio Bruce a partir de 1984, pero en un edificio separado con su propio conjunto de infraestructura compartida para los nuevos reactores. Después de que en agosto de 1983 se produjera un accidente por pérdida de refrigerante en el reactor A2 de Pickering, entre 1983 y 1993 se reemplazaron los tubos de presión de cuatro de los reactores, con un coste de 1.000 millones de dólares (1983). [5]
Como la mayor parte del desarrollo de la energía nuclear se estaba llevando a cabo en Ontario, los nacionalistas quebequenses estaban ansiosos por beneficiarse de una tecnología prometedora. Hydro-Quebec inicialmente planeó construir hasta 40 reactores en la provincia, pero el gobierno optó por llevar a cabo megaproyectos hidroeléctricos en su lugar (véase el Proyecto James Bay ). A fines de la década de 1970, la opinión pública sobre la energía nuclear cambió y, en 1983, solo estaba operativo un nuevo reactor en Gentilly. El mismo año, comenzó a funcionar otro reactor en Point Lepreau , Nuevo Brunswick, una provincia que ansiaba diversificar sus fuentes de energía desde la crisis del petróleo de 1973. [6]
En 1977, una nueva planta cerca de Toronto, Darlington , fue aprobada para ser completada en 1988 con un costo estimado de $3.9 mil millones (1978). Después de mucha controversia, la última unidad entró en servicio cinco años tarde. Para entonces, el costo se había disparado a $14.4 mil millones (1993). [7] A raíz de este costo, una planta Darlington B fue cancelada. En este punto, la flota operativa de reactores canadienses consistía en 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 Nuevo Brunswick para una capacidad instalada operativa total neta de 14,7 GW.
En 1995, las unidades Pickering y Bruce A necesitaban una renovación, ya que después de 25 años de funcionamiento a plena potencia, los canales de combustible quebradizos se enfrentan a un mayor riesgo de ruptura y deben ser reemplazados. El primer reactor en cerrar fue la unidad 2 de Bruce A en noviembre de 1995 debido a un accidente de mantenimiento. [8] Después de las críticas a la gestión de las plantas de Ontario Hydro 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 se apagaron abruptamente. Les siguieron las dos unidades Bruce A restantes tres meses después. Más de 5 GW de la capacidad eléctrica de Ontario se apagaron abruptamente, pero en este punto, se suponía que los reactores se reiniciarían en 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 combustión de carbón de Ontario , las unidades 3 y 4 de Bruce A volvieron a funcionar en enero de 2004 y octubre de 2003 respectivamente, y luego las unidades 1 y 2 fueron completamente renovadas por $ 4.8 mil millones (2010). [10] De las ocho unidades instaladas, cuatro fueron renovadas, dos se reiniciaron sin renovación y dos (Pickering A2 y A3) se cerraron definitivamente.
En abril de 2008, comenzaron las obras de renovación en Point Lepreau, que se estimaban concluidas en septiembre de 2009 con un coste de 1.400 millones de dólares. Las obras, plagadas de retrasos, se finalizaron con tres años de retraso y superaron ampliamente el presupuesto. [11] Hydro-Quebec había decidido en agosto de 2008 renovar de forma similar Gentilly-2 a partir de 2011. Debido a los retrasos en la reconstrucción de Point Lepreau y por razones económicas en una provincia con excedentes de energía hidroeléctrica , la planta se cerró de forma permanente en diciembre de 2012. [8] Debería permanecer inactiva durante 40 años más antes de ser desmantelada. [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 para fines de abril de 2011. [13] El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) realizó posteriormente una revisión de la respuesta de la CNSC a los eventos en la planta de energía nuclear Fukushima Daiichi de 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 tiene previsto cerrar las dos unidades Pickering A en 2024 y mantener las unidades Pickering B en funcionamiento hasta 2026. Sin embargo, OPG revisó su plan operativo y decidió que Pickering B podría seguir funcionando hasta 2026 y está reevaluando la viabilidad de renovar las cuatro unidades Pickering B y añadir otros 30 años de funcionamiento a su vida útil. [15] Mientras tanto, los reactores 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 ocho unidades CANDU-750. Esta iniciativa aún más masiva comenzó en enero de 2020 y debería costar 13.000 millones de dólares. [16] Los reactores Darlington y Bruce, recientemente reformados, deberían seguir funcionando al menos hasta 2050 y hasta 2064. Para compensar el cierre programado de numerosos reactores, el Gobierno de Ontario decidió en enero de 2016 posponer la fecha de retiro de la planta Pickering A hasta 2024, al tiempo que estudiaba la posibilidad de reformar Pickering B. [17]
El aumento de los precios de los combustibles fósiles , el envejecimiento de la flota de reactores y las nuevas preocupaciones sobre la reducción de los gases de efecto invernadero se combinaron para promover la construcción de nuevos reactores en todo Canadá durante los primeros años de la década de 2000. Sin embargo, lo que se consideró un renacimiento nuclear se desvaneció y no se ha iniciado ninguna nueva construcción.
En agosto de 2006, Bruce Power solicitó una licencia para preparar su planta de 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 expansión de la capacidad de producción. Bruce Power priorizó en su lugar la renovación de sus plantas A y B. [18]
En septiembre de 2006, OPG solicitó una licencia para preparar su sitio de Darlington para la construcción de hasta cuatro nuevas unidades de energía nuclear. Los diseños de reactores que se consideraron primero para este proyecto fueron el ACR-1000 de AECL , el AP1000 de Westinghouse y el EPR de Areva . En 2011, el Enhanced CANDU 6 participó en el concurso 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 se suspendió ya que OPG decidió concentrarse en la renovación de las unidades existentes de Darlington. [21]
En octubre de 2013, el gobierno de Ontario declaró que el nuevo proyecto de construcción de Darlington no sería parte del plan energético a largo plazo de Ontario, citando las altas estimaciones de costos de capital y el excedente de energía en la provincia en el momento del anuncio. [22]
En noviembre de 2020, OPG reanudó las actividades de concesión de licencias, esta vez para la construcción de un pequeño reactor modular (SMR). [23]
El 27 de agosto de 2007, Energy Alberta Corporation anunció que había solicitado una licencia para construir una nueva planta nuclear en el norte de Alberta, en Lac Cardinal (a 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 petrolíferas , que consume mucha energía y utiliza gas natural . [24] Sin embargo, una revisión parlamentaria sugirió suspender los esfuerzos de desarrollo, ya que sería inadecuado para la extracción de arenas petrolíferas. [25]
Tres meses después del anuncio, la empresa fue adquirida por Bruce Power [26], que propuso ampliar la planta a cuatro unidades para un total de 4 GW e . [27] Estos planes se vieron frustrados y Bruce retiró su solicitud para Lac Cardinal en enero de 2009, proponiendo en su lugar un nuevo sitio a 30 km al norte de Peace River. [28] Finalmente, en diciembre de 2011, el controvertido proyecto fue abandonado. [29]
El 15 de enero de 2024, la Capital Power Corporation de Alberta firmó un acuerdo con Ontario Power Generation para evaluar conjuntamente la viabilidad de implementar reactores modulares pequeños (SMR) en Alberta. Las evaluaciones se realizarán durante dos años e incluyen la evaluación de la escalabilidad y las estructuras de propiedad y operación. [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, lo que implicaba un estudio de cinco años que comenzó en 2011. [31]
Un estudio de 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 estado ansiosa por 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 para la instalación de un reactor CANDU avanzado en Point Lepreau, con el fin de suministrar energía a la costa este. En julio de 2010, el Gobierno de Nuevo 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 dos meses después un gobierno recién elegido 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 desarrollar su pequeño reactor de sales fundidas IMSR . [35] Thorium Power Canada Inc., de Toronto, está buscando aprobaciones regulatorias para construir en Chile un reactor de demostración compacto alimentado con torio que podría utilizarse para alimentar una planta de desalinización de 20 millones de litros al 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 objetivo magnetizado a partir de 2017. [36]
A partir de 1958, Canadá construyó 25 reactores nucleares en el transcurso de 35 años, de los cuales solo tres estaban ubicados 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 en un radio de 120 kilómetros.
Todos los reactores canadienses están concentrados en solo siete sitios diferentes, y dos de ellos (Pickering y Bruce) son las centrales nucleares más grandes del mundo por número total de reactores. El sitio de Bruce, con ocho reactores activos y uno cerrado ( 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 recargarse mientras están en funcionamiento, la unidad 3 de Pickering alcanzó el factor de capacidad más alto del mundo en ese momento en 1977 y la unidad 7 de Pickering mantuvo el récord mundial de funcionamiento continuo sin paradas (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 segunda generación 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 en los Laboratorios Whitshell en Pinawa , Manitoba. Se derramaron 2.739 litros de aceite refrigerante ( isómero terfenilo ), la mayor parte en el río Winnipeg , y se rompieron tres elementos combustibles, liberándose 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 unos trabajadores llenaran accidentalmente el tanque equivocado con agua tritiada. Sin embargo, el nivel del isótopo en el lago no fue suficiente para representar un daño para los residentes. [51] [55]
El 13 de diciembre de 2011, se produjo un derrame radiactivo en la central nuclear Point Lepreau de Nuevo Brunswick durante las obras de renovación. Se derramaron hasta seis litros de agua pesada en el suelo, lo que obligó a evacuar el edificio del reactor y a detener las operaciones. El 14 de diciembre, NB Power emitió un comunicado de prensa en el que admitía que tres semanas antes se había producido otro tipo de derrame. [56]
Los reactores de tipo CANDU que funcionan 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 la costosa etapa de enriquecimiento del combustible requerida por los tipos de reactores de agua ligera más comunes . Sin embargo, esto se produce a costa del uso de agua pesada que, por ejemplo, representó el 11% (1.500 millones de dólares) de los costos 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 en los reactores CANDU (7,5 a 9 GW.día/toneladas) es mucho menor que en los reactores PWR (50 GW.d/t). [58] Por lo tanto, se utiliza mucho más combustible y, en consecuencia, los CANDU producen mucho más combustible gastado para una cantidad dada de energía producida (140 t.GWe/año para un CANDU frente a 20 t.GWe/año para un PWR). [57] Sin embargo, la utilización de uranio extraído es menor en casi un 30% en un CANDU porque no hay un paso de enriquecimiento derrochador durante el procesamiento del mineral en combustible. Paradójicamente, los reactores de agua pesada en Canadá utilizan menos uranio pero producen más combustible gastado que sus homólogos de agua ligera.
En 2009, Canadá poseía la cuarta reserva de uranio recuperable más grande del mundo (a un costo de menos de 130 USD /kg) [59] y era hasta esa fecha el mayor productor mundial. 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 calidad 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 ) de minas en Canadá y otros lugares se procesa para obtener trióxido de uranio (UO 3 ) en la planta Blind River de Cameco , la refinería de uranio comercial más grande del mundo. [62] Esta forma más pura de uranio es la materia prima para la siguiente etapa de procesamiento que tiene lugar en Port Hope , Ontario. Allí, la instalación de conversión de Cameco produce hexafluoruro de uranio (UF 6 ) para instalaciones de enriquecimiento de uranio extranjeras y dióxido de uranio (UO 2 ) para fabricantes de combustible locales. Las instalaciones de fabricación de combustible de Cameco en Port Hope y BWXT en Peterborough y Toronto [63] convierten el polvo de dióxido de uranio en pellets de cerámica antes de sellarlos en tubos de circonio para formar barras de combustible ensambladas en paquetes para reactores CANDU en Canadá y otros lugares. [64]
Al igual que 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 puso en marcha un programa de gestión de residuos de combustible nuclear. En 1983, se construyó un laboratorio subterráneo en los Laboratorios Whiteshell de Manitoba para estudiar las condiciones geológicas asociadas con el almacenamiento de combustible nuclear gastado. La instalación, a 420 metros de profundidad, fue desmantelada e inundada deliberadamente en 2010 para realizar un último experimento. [65] En 2002 , la industria fundó la Organización de Gestión de Residuos Nucleares (NWMO, por sus siglas en inglés) para desarrollar una estrategia permanente para los residuos.
Los Laboratorios Nucleares Canadienses (CNL) planean construir una instalación de eliminación cercana a 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 desechos radiactivos de bajo y medio nivel producidos por las tres centrales nucleares de Ontario en funcionamiento son gestionados por la Western Waste Management Facility (WWMF) ubicada en el sitio nuclear de Bruce en Tiverton , Ontario. OPG propuso construir un depósito geológico profundo adyacente a la WWMF para que sirviera como solución de almacenamiento a largo plazo para unos 200.000 m³ de estos desechos. [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 proceder sin la aprobación de la nación. El proyecto fue cancelado en junio de 2020. OPG buscará soluciones alternativas para la eliminación de desechos. [68] [69]
En junio de 2019, los reactores canadienses habían producido 2,9 millones de paquetes de combustible gastado o alrededor de 52.000 toneladas de residuos de alto nivel , la segunda cantidad más grande del mundo detrás de los EE. UU. [57] Esta cifra podría aumentar a 5,5 millones de paquetes (103.000 toneladas) al final de la vida útil planificada de la actual flota de reactores.
El combustible gastado se almacena en cada emplazamiento del 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 costes de almacenamiento en seco para una determinada producción de electricidad son comparables con los costes de los reactores PWR porque el combustible gastado se manipula con mayor facilidad (no hay criticidad del combustible ). Lo mismo ocurre con los costes 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 24.000 millones de dólares de esta bóveda subterránea de 500 a 1.000 metros se pagará mediante un fondo fiduciario respaldado por las empresas de producción nuclear. Los fardos de combustible gastado se colocarían en cestas de acero envueltas de 3 por 3 (324 fardos 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 bentonita hinchable , pero seguirían siendo recuperables durante aproximadamente 240 años. [71] Desde 2010, el proceso de identificación de un lugar adecuado para una instalación de este tipo a largo plazo ha estado en curso. De las 22 comunidades interesadas, dos, ubicadas alrededor de Ignace en el noroeste de Ontario y South Bruce en el suroeste de Ontario , se están estudiando como posibles sitios. [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 opone a ella. Ambas cifras representan una caída con respecto a 2011 (38% y 56% respectivamente), y la población que no apoya ni se opone o no conoce su opinión ha crecido al 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 son en general más partidarios de la energía nuclear que las mujeres, y las poblaciones de mayor edad son ligeramente más partidarias que las poblaciones más jóvenes. No hubo un cambio significativo en la oposición a la energía nuclear en Canadá después de los eventos de marzo de 2011 en la central nuclear japonesa de Fukushima Daiichi (del 54% al 56%), y el tema fue seguido al menos 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 antiguos miembros del Sierra Club para protestar contra las pruebas de armas nucleares en la isla de Amchitka . Más de 300 grupos de interés público en todo Canadá han respaldado el mandato de la Campaña para la Eliminación de la Energía 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 considerable experiencia en energía nuclear y cuestiones energéticas. También existe una larga tradición de oposición indígena a la minería de uranio . [75] [76]
La provincia de Columbia Británica mantiene firmemente una política estricta de no utilización de energía nuclear. La empresa estatal BC Hydro defiende este principio al "rechazar la consideración de la energía nuclear en la implementación de la estrategia de energía limpia de Columbia Británica". [77]
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