EPR (reactor nuclear)
El EPR es un diseño de reactor de agua a presión de tercera generación . Ha sido diseñado y desarrollado principalmente por Framatome (parte de Areva entre 2001 y 2017) y Électricité de France (EDF) en Francia, y Siemens en Alemania. En Europa, este diseño de reactor se llamó European Pressurized Reactor , y el nombre internacionalizado fue Evolutionary Power Reactor , pero ahora simplemente se llama EPR .
La primera unidad EPR operativa fue Taishan 1 de China , que comenzó a operar comercialmente en diciembre de 2018. [1] Taishan 2 comenzó a operar comercialmente en septiembre de 2019. [2] Las dos primeras unidades EPR en iniciar la construcción, en Olkiluoto en Finlandia y Flamanville en Francia , ambos enfrentan retrasos costosos (hasta 2022 y 2023, respectivamente). [3] [4] Dos unidades en Hinkley Point en el Reino Unido recibieron la aprobación final en septiembre de 2016 y se espera que estén terminadas alrededor de 2026. [5] [6]
EDF ha reconocido serias dificultades para construir el diseño EPR. En septiembre de 2015, EDF declaró que se estaba trabajando en el diseño de un EPR "Nuevo Modelo", que será más fácil y económico de construir. [7]
Diseño
Primer diseño EPR
Los principales objetivos de diseño del diseño EPR de tercera generación son una mayor seguridad y, al mismo tiempo, 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) [8] 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 de uranio mixto al 100% , revestido con la variante M5 de Areva de aleación de circonio . [9] [10] El EPR es el descendiente evolutivo del Framatome N4 yReactores " Konvoi " de la división de generación de energía de Siemens . [11] [12] Siemens cesó sus actividades nucleares en 2011. [13] El EPR fue diseñado para utilizar el uranio de manera más eficiente que los reactores más antiguos de la Generación II , utilizando aproximadamente un 17% menos de uranio por kilovatio-hora de electricidad generada que estas tecnologías de reactores más antiguos. . [14]
El diseño había pasado por varias iteraciones. El diseño conceptual de 1994 tenía una potencia de salida de 1450 MWe, la misma que la del Framatome N4, pero utilizando instrumentación derivada de Siemens Konvoi e incluyendo un nuevo sistema de seguridad de captura de núcleos . En 1995, hubo preocupación por el costo excesivo por MW, y la producción se incrementó a 1800 MWe en el diseño de 2007, aunque posteriormente se redujo a 1650 MWe en el diseño certificado final. [15]
El diseño EPR tiene varias medidas de protección activa y pasiva contra accidentes:
- Cuatro sistemas de enfriamiento de emergencia independientes, cada uno de los cuales proporciona el enfriamiento requerido del calor de descomposición que continúa durante 1 a 3 años después del apagado inicial del reactor (es decir, 300% de redundancia) [16]
- Contención hermética alrededor del reactor.
- Un contenedor adicional y un área de enfriamiento si un núcleo fundido logra escapar del reactor (ver edificio de contención y colector de núcleos )
- Muro de hormigón de dos capas con un espesor total de 2,6 m, diseñado para resistir el impacto de los aviones y la sobrepresión interna
El EPR tiene una frecuencia máxima de diseño de daños en el núcleo de 6,1 × 10 −7 por estación por año. [17]
El EPR tiene una sola turbina de vapor capaz de utilizar todo el vapor generado. [18]
Diseño EPR "Nuevo Modelo"
En 2013 [actualizar], EDF reconoció las dificultades que estaba teniendo para construir el diseño de EPR, y su jefe de producción e ingeniería, Hervé Machenaud, dijo que EDF había perdido su posición internacional dominante en el diseño y 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 . [19]
En septiembre de 2015, el director ejecutivo de EDF, Jean-Bernard Lévy, declaró que se estaba trabajando en el diseño de un "Nuevo Modelo" EPR, o "EPR 2", [20] , que será más fácil de construir, para estar listo para recibir pedidos de alrededor de 2020, [7] describiéndolo en 2016 como "un reactor que ofrece las mismas características que el EPR actual, pero será más barato de construir con tiempos y costos de construcción optimizados". [21]
En 2016, EDF planeó construir dos reactores de nuevo modelo EPR en Francia para 2030 a fin de prepararse para renovar su flota de reactores más antiguos. [22] Sin embargo, tras las dificultades financieras en Areva y su fusión con EDF, el ministro francés de Ecología, Nicolas Hulot, dijo en enero de 2018, "por ahora [construir un nuevo modelo EPR] no es ni una prioridad ni un plan. En este momento la prioridad es desarrollar la energía renovable y reducir la participación de la energía nuclear ". [23] El plan de la industria y el gobierno para 2019-2022 incluía trabajar en "una nueva versión del EPR". [24]
En julio de 2019, la autoridad francesa de seguridad nuclear ASN emitió una opinión sobre la seguridad de un esquema de diseño del nuevo modelo EPR (EPR 2). Encontró que la seguridad general era en general satisfactoria, aunque identificaba áreas para un examen más detenido. La simplificación más notable es un edificio de contención de una sola capa en contraposición a la doble capa del EPR. ASN destacó que la suposición de base de diseño de EPR de que la tubería del circuito de enfriamiento primario y secundario no podría fallar puede que ya no sea apropiada para el EPR 2 simplificado, y requiere demostraciones de seguridad adicionales. [25] [26]
En 2020, la ministra de Energía, Élisabeth Borne, anunció que el gobierno no decidiría sobre la construcción de nuevos reactores hasta que el muy retrasado Flamanville 3 comenzara a funcionar después de 2022. EDF había estimado que la construcción de seis reactores nucleares EPR 2 costaría al menos 46.000 millones de euros. [27] Un informe del Tribunal de Cuentas concluyó que EDF ya no puede financiar la construcción del EPR 2 por sí solo, por lo que deben resolverse los problemas de financiación y rentabilidad. [28] La oficina de auditoría exige que EDF garantice la financiación y la rentabilidad del EPR 2 antes de construirlo en Francia. [29]
Plantas en construcción
Olkiluoto 3 (Finlandia)
La construcción de la central eléctrica Olkiluoto 3 [30] en Finlandia comenzó en agosto de 2005. La central tendrá una potencia eléctrica de 1600 MWe (netos). [8] La construcción fue un esfuerzo conjunto de la francesa Areva y la alemana Siemens AG a través de su subsidiaria común Areva NP, para el operador finlandés TVO . Siemens cesó las actividades nucleares en 2011. Las estimaciones de costes iniciales fueron de unos 3700 millones de euros, [31] pero desde entonces el proyecto ha experimentado varios aumentos y retrasos graves de costes, con las últimas estimaciones de costes (de 2012) de más de 8000 millones de euros. [32] La estación estaba inicialmente programada para conectarse en 2009,[33] pero ahora se espera que las operaciones comiencen en 2022. [3]
En mayo de 2006, se anunciaron retrasos en la construcción de aproximadamente un año, debido a problemas de control de calidad en toda la construcción. En parte, las demoras se debieron a la falta de supervisión de subcontratistas sin experiencia en la construcción nuclear. [34] [35] Los retrasos llevaron a resultados financieros decepcionantes para el Parque Nacional Areva. Culpó de los retrasos al enfoque finlandés para aprobar la documentación técnica y los diseños. [36] [37]
En diciembre de 2006, TVO anunció que la construcción tenía un retraso de 18 meses, por lo que ahora se esperaba su finalización 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. [38] [39]
A finales de junio de 2007, se informó de que Säteilyturvakeskus (STUK), la Autoridad de Seguridad Radiológica y Nuclear de Finlandia, había detectado una serie de "deficiencias" de diseño y fabricación relacionadas con la seguridad. [40] En agosto de 2007, se informó de un nuevo retraso en la construcción de hasta un año asociado con problemas de construcción para reforzar el edificio del reactor para resistir un accidente aéreo y el suministro oportuno de documentación adecuada a las autoridades finlandesas. [41] [42] [43]
En septiembre de 2007, TVO informó que la demora en la construcción era de "al menos dos años" y cuesta más de un 25% por encima del presupuesto. [44] Estimaciones de costes de los analistas para el intervalo de rebasamiento de hasta 1.500 millones de euros. [45]
En octubre de 2008 se anunció una nueva demora, por lo que la demora total es de tres años, con una fecha en línea esperada de 2012. [46] Las partes están en arbitraje para resolver una disputa sobre la responsabilidad de las demoras y los sobrecostos finales. [47] [48]
En mayo de 2009 [actualizar], la estación tenía al menos tres años y medio de retraso y más del 50 por ciento de su presupuesto. Areva y la empresa de servicios públicos involucrada "están en una amarga disputa sobre quién asumirá los costos excesivos y ahora existe un riesgo real de que la empresa de servicios públicos deje de pagar". [49] En agosto de 2009, Areva anunció provisiones adicionales de 550 millones de euros para la construcción, elevando los costos de la estación a 5.300 millones de euros y eliminó los beneficios operativos provisionales para el primer semestre de 2009. [50]
La cúpula de la estructura de contención se completó en septiembre de 2009. [51] Se completaron el 90% de las adquisiciones, el 80% de las obras de ingeniería y el 73% de las obras civiles. [52]
En junio de 2010, Areva anunció 400 millones de euros de provisiones adicionales, con lo que el sobrecoste asciende a 2.700 millones de euros. El plazo se redujo desde junio de 2012 hasta finales de 2012. [53] [54] [55] En diciembre de 2011, TVO anunció un nuevo retraso hasta agosto de 2014. [56] En julio de 2012, la estación estaba programada para iniciar la producción de electricidad. no antes de 2015, un retraso en el calendario de al menos seis años. [57] En diciembre de 2012, el director ejecutivo de Areva estimó los costes en 8 000 millones de euros. [58]
En septiembre de 2014, Areva anunció que las operaciones comenzarían en 2018. [59] En octubre de 2017, la fecha se retrasó hasta la primavera de 2019. [60] Durante las pruebas en 2018 y 2019, se anunciaron múltiples retrasos adicionales, de casi dos años en total. [61] [62] [63] [64]
En agosto de 2020, el cronograma de puesta en servicio se revisó nuevamente, y se esperaba que la generación de electricidad regular comenzara en febrero de 2022. [3] En agosto de 2021, se anunció un retraso de un mes adicional debido a la revisión de la turbina y los trabajos de inspección. [sesenta y cinco]
Flamanville 3 (Francia)
El 6 de diciembre de 2007 se vertió el primer hormigón para el reactor EPR de demostración en la planta de energía nuclear de Flamanville . [66] Como su nombre indica, este será el tercer reactor nuclear en el sitio de Flamanville y la segunda instancia de un EPR en construcción. La producción eléctrica será de 1630 MWe (netos). [8] Se planificó que el proyecto implicara alrededor de 3 300 millones de euros de gastos de capital del FED , [67] pero las últimas estimaciones de costes (de 2019) ascienden a 12 400 millones de euros. [4] Pierre Moscovici, presidente del Tribunal de Cuentas, emitió una declaración el 9 de julio de 2020 sobre la publicación del informe sobre los costes de demora del Flamanville 3. El informe del Tribunal de Cuentas revela que el coste de Flamanville 3 podría alcanzar los 19 100 millones de euros si se tienen en cuenta los gastos adicionales adeudados al retraso en la construcción. [68]
Desde el 19 de octubre de 2005 hasta el 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 tomó la decisión de continuar con la construcción. Entre el 15 de junio y el 31 de julio de 2006, la unidad fue sometida a una investigación pública, que emitió una "opinión favorable" sobre el proyecto. [69] Ese verano, comenzaron los trabajos de preparación del sitio.
En diciembre de 2007, comenzó la construcción de la propia unidad. Se esperaba que durara 54 meses y la puesta en servicio estaba prevista para 2012. [67]
En abril de 2008, la autoridad francesa de seguridad nuclear ( Autorité de sûreté nucléaire , ASN) informó que una cuarta parte de las soldaduras inspeccionadas en el revestimiento de acero de la contención secundaria no cumplen con las normas y que se han encontrado grietas en la base de hormigón. EDF declaró que se estaban haciendo progresos en estas cuestiones, que se plantearon muy temprano en la construcción; [70] sin embargo, el 21 de mayo, ASN ordenó la suspensión del vertido de hormigón en el sitio. [71] 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 externa. [72]
En mayo de 2009, el profesor Stephen Thomas informó que después de 18 meses de construcción, y luego de una serie de problemas de control de calidad, el proyecto está "más del 20 por ciento por encima del presupuesto y EDF está luchando para mantenerlo en el cronograma". [49]
En agosto de 2010, el regulador, ASN, informó más problemas de soldadura en el revestimiento de acero de contención secundaria. [73] 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 retrasó unos dos años hasta 2014. [73]
En julio de 2011, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 6 000 millones de euros y que la finalización de la construcción se retrasó hasta 2016. [74]
En diciembre de 2012, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 8.500 millones de euros. [75]
También en diciembre de 2012, la compañía eléctrica italiana Enel anunció que renunciaba a su participación del 12,5% en el proyecto y cinco futuros EPR, por lo que se le reembolsaría su participación en el proyecto de 613 millones de euros, más intereses. [76] [77]
En noviembre de 2014, EDF anunció que la finalización de la construcción se retrasó hasta 2017, debido a retrasos en la entrega de componentes por parte de Areva. [78]
En abril de 2015, Areva informó al regulador nuclear francés ASN que se habían detectado anomalías en el acero de la vasija del reactor, provocando "valores de tenacidad mecánica inferiores a los esperados". Se están realizando más pruebas. [79] En julio de 2015, The Daily Telegraph informó que Areva tenía conocimiento de este problema desde 2006. [80]
En junio de 2015, ASN descubrió múltiples fallas en las válvulas de seguridad del sistema de enfriamiento. [81]
En septiembre de 2015, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 10500 millones de euros y la puesta en marcha del reactor se retrasó hasta el cuarto trimestre de 2018. [82]
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 continuarían las obras de construcción. [83]
En febrero de 2017, el Financial Times declaró que el proyecto tenía seis años de retraso y 7200 millones de euros por encima del presupuesto, [84] mientras que los nuevos retrasos en la construcción de los reactores EPR en la planta de energía nuclear de Taishan llevaron a EDF a declarar que Flamanville 3 permanece en funcionamiento. programado para comenzar a operar a fines de 2018, suponiendo que reciba la aprobación regulatoria. [85] En junio de 2017, el regulador francés emitió una resolución provisional de que Flamanville 3 es seguro para comenzar. [86]
El descubrimiento de desviaciones de calidad en la soldadura llevó a una nueva revisión del programa en julio de 2018. La carga de combustible se retrasó hasta finales de 2019 y la estimación de costes se incrementó de 10.500 millones de euros a 10.900 millones de euros. [87]
En junio de 2019, el regulador ASN determinó que ocho soldaduras en las tuberías de transferencia de vapor que atraviesan las dos paredes de contención, que EDF esperaba reparar después de la puesta en marcha, deben repararse antes de la puesta en servicio del reactor. [88] [89] En octubre de 2019, EDF anunció que, debido a este problema, los costes aumentarían a 12 400 millones EUR y que la carga de combustible se retrasaría hasta finales de 2022 (con la generación de electricidad regular a partir de 2023 como muy pronto). [4]
Hinkley Point C (Reino Unido)
El EPR se sometió a una Evaluación de Diseño Genérico por parte de la Oficina de Regulación Nuclear , junto con el Westinghouse AP1000 . [90] Las confirmaciones provisionales de aceptación del diseño se pospusieron hasta que se tuvieran en cuenta las lecciones del desastre nuclear de Fukushima Daiichi . [91] EDF compró British Energy en 2009. EDF tenía previsto construir 4 nuevos EPR, [92] sujeto al acuerdo de precios de la electricidad con el gobierno. [93] [94] Areva ha firmado una asociación estratégica con Rolls-Royce para apoyar la construcción de EPR. [95] El 19 de marzo de 2013, consentimiento de planificación paraSe concedió la central nuclear de Hinkley Point C , [96] pero aún quedaban por concluir las difíciles negociaciones con el gobierno del Reino Unido sobre el precio de la electricidad y la financiación de proyectos con inversores privados. [97]
El 21 de octubre de 2013, EDF Energy anunció que se había alcanzado un acuerdo con respecto a las centrales nucleares que se construirían en el sitio de Hinkley Point C. El Grupo EDF y el Gobierno del Reino Unido acordaron las condiciones comerciales clave del contrato de inversión. La decisión final de inversión estaba condicionada a la finalización de los pasos clave restantes, incluido el acuerdo de la Comisión Europea .
El 8 de octubre de 2014, la Comisión Europea anunció su acuerdo, y 16 de los 28 comisionados estuvieron de acuerdo con el visto bueno de la construcción. El 21 de septiembre de 2015, el gobierno británico anunció que proporcionaría un paquete de apoyo de £ 2 mil millones para Hinkley Point C como la primera central nuclear de Gran Bretaña en 20 años. [98]
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 mil millones (€ 20 mil millones) para construir dos reactores en Hinkley Point. [99] Sin embargo, todavía no se habían acordado contratos jurídicamente vinculantes. [100]
En junio de 2016, los directores de EDF dijeron a los diputados al Parlamento que la propuesta de Hinkley Point C debería posponerse hasta que haya "resuelto una letanía de problemas", incluidos los EDF "deudas vertiginosas". [101] El 28 de julio de 2016, tras la dimisión de un miembro del consejo, el consejo de EDF aprobó el proyecto. [102] Sin embargo, Greg Clark , el nuevo Secretario de Estado de Negocios, Energía y Estrategia Industrial en el nuevo gobierno de Theresa May , anunció que el gobierno no firmaría el contrato durante los próximos días como se esperaba, sino que retrasaría el contrato para otoño para "considerar cuidadosamente todos los componentes de este proyecto". [103] La aprobación final del gobierno se dio en septiembre de 2016.[5]
En julio de 2017, tras una revisión interna, EDF anunció estimaciones revisadas para el plan, que incluían al menos £ 1.5 mil millones de costos adicionales y hasta 15 meses de programa adicional, lo que dio lugar a estimaciones de costos totales actualizadas de £ 19.6-20.3 mil millones (€ 21,9-22,6 mil millones). [104] [105] [106] En septiembre de 2019, las estimaciones de costos se revisaron nuevamente, para situarse entre £ 21.5 y £ 22.5 mil millones (€ 24-25.1 mil millones). [6]
Plantas operativas
Taishan 1 y 2 (China)
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 Russian Atomstroyexport . [107] Sin embargo, Areva perdió esta oferta a favor de los reactores AP1000 de Westinghouse , en parte debido a la negativa de Areva a transferir la experiencia y el conocimiento a China. [ cita requerida ]
Posteriormente, Areva logró ganar un acuerdo en febrero de 2007, por un valor de alrededor de € 8 mil millones ($ 10,5 mil millones) para dos EPRs ubicados en Taishan , provincia de Guangdong en el sur de China, a pesar de cumplir con sus condiciones anteriores. [108] [109] El Contratista y Operador General es el Grupo General de Energía Nuclear de China (CGN).
La construcción del primer reactor en Taishan comenzó oficialmente el 18 de noviembre de 2009, y el segundo el 15 de abril de 2010. [110] Se planeó entonces que la construcción de cada unidad demoraría 46 meses, significativamente más rápido y más barato que los dos primeros EPR en Finlandia y Francia. [111]
La vasija de presión del primer reactor se instaló en junio de 2012 [112] y la segunda en noviembre de 2014. La primera vasija a presión se había importado de Mitsubishi Heavy Industries en Japón y los generadores de vapor de Areva en Francia. El segundo recipiente a presión y los generadores de vapor asociados fueron fabricados en China por Dongfang Electric y Shanghai Electric . [113]
En 2014, se informó que la construcción se demoraba más de dos años, principalmente debido a demoras en componentes clave y problemas de gestión del proyecto. [114]
Las pruebas de función de frío se realizaron en Taishan 1 en febrero de 2016, y se espera que la puesta en marcha esté prevista para el primer semestre de 2017. La puesta en marcha de Taishan 2 estaba programada para finales de ese año. [115] Sin embargo, las fechas de puesta en servicio se retrasaron seis meses en febrero de 2017, y se espera que las operaciones comerciales se realicen en el segundo semestre de 2017 y el primer semestre de 2018. [116]
En diciembre de 2017, los medios de Hong Kong informaron que un componente se había roto durante las pruebas y necesitaba ser reemplazado. [117] En enero de 2018, la puesta en servicio se reprogramó nuevamente, y se espera que la operación comercial sea en 2018 y 2019. [118]
En junio de 2018, Taishan 1 alcanzó la criticidad por primera vez. [119] Entró en operación comercial en diciembre de 2018. [1] [120] Taishan 2 alcanzó estos hitos en mayo de 2019 [121] y septiembre de 2019, [2] respectivamente.
El proyecto Taishan está dirigido por Taishan Nuclear Power Joint Venture Co. (TNPJVC), una empresa conjunta fundada por CGN (51% de participación), EDF (30%) y la empresa china Guangdong Energy Group (19%), también conocida como Yuedian. [122]
Las empresas involucradas en el suministro de equipos a Taishan Unit 1 incluyen Framatome, que fabricó los generadores de vapor y presurizador en Francia, y Dongfang Electric Corp. (DEC) de China, que fabricó la turbina Arabelle en la sala de máquinas. [123] Esa turbina fue diseñada y autorizada por General Electric. Otros proveedores de equipos para la Unidad 1 incluyen Mitsubishi (vasija del reactor); SKODA, una empresa checa (componentes internos principales); y la francesa Jeumont Electric, que junto con DEC proporcionó bombas primarias.
En abril de 2020, Framatome firmó un contrato de servicio a largo plazo con Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited (TNPJVC) para respaldar las operaciones de dos EPR en la planta de energía nuclear de Taishan en China. Este contrato cubre los trabajos de parada y mantenimiento de plantas nucleares, incluido el suministro de repuestos y los servicios de ingeniería durante ocho años. [124]
En junio de 2021, Framatome solicitó asistencia tecnológica del gobierno de los EE. UU. Debido a concentraciones de gases radiactivos más altas de lo esperado, que luego se atribuyeron a un revestimiento de combustible defectuoso. [125]
Posibles futuras centrales eléctricas
Francia
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. [126] Penly fue elegido como emplazamiento en 2009, y la construcción estaba prevista para comenzar en 2012. [127] Sin embargo, en 2011, tras la catástrofe nuclear de Fukushima Daiichi , EDF pospuso las consultas públicas. [128] En febrero de 2013, el Ministro de Renovación Industrial Arnaud Montebourg declaró que los planes para un nuevo reactor EPR en Penly se habían cancelado, citando la capacidad de producción de electricidad y las inversiones masivas en energías renovables junto con su confianza en el EPR como un Proyecto competitivo en países extranjeros. [129] [130]
Posteriormente se reactivaron los planes para construir nuevos reactores en Francia. Penly y Gravelines se encuentran entre los candidatos para la instalación de un par de reactores EPR. [131]
En octubre de 2019, el periódico Le Monde informó que el gobierno francés había enviado a EDF una "carta de misión" en la que pedía a la compañía que se preparara para construir un total de seis reactores EPR en tres sitios en los próximos 15 años. [132] No se espera una decisión del gobierno sobre la construcción de nuevos reactores hasta después de 2022. [27]
India
En febrero de 2009, la Nuclear Power Corporation of India (NPCIL) firmó un memorando de entendimiento con Areva para instalar dos reactores EPR en Jaitapur en Maharashtra. A esto siguió un acuerdo marco en diciembre de 2010. [133]
En enero de 2016, durante la visita de estado del presidente francés François Hollande a la India, se emitió una declaración conjunta con el primer ministro indio , Narendra Modi . Según el comunicado, los dos líderes "acordaron una hoja de ruta de cooperación para acelerar las discusiones sobre el proyecto Jaitapur". [134]
En marzo de 2018, se firmó un Acuerdo Industrial Way Forward entre EDF y NPCIL, con el objetivo de presentar una licitación para seis reactores. [135] [136]
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. [137]
Reino Unido
Dos unidades de EPR en Sizewell , Suffolk se encuentran en las primeras etapas de planificación. [138] En mayo de 2020, EDF Energy solicitó una orden de autorización de desarrollo. [139] Si el proyecto sigue adelante, se espera que la producción de electricidad comience en 2031 como muy pronto. [140]
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. [141]
República Checa
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. [142] En abril de 2014, ČEZ canceló la licitación debido a los bajos precios de la energía y la negativa del gobierno a respaldar un precio mínimo garantizado de la energía. [143]
En junio de 2021, el Ministerio de Industria y Comercio checo invitó a EDF, junto con Westinghouse y Korea Hydro & Nuclear Power a participar en una ronda de precalificación para una nueva unidad en la central nuclear de Dukovany . [144] EDF propone una versión de 1200 MWe del EPR para el proyecto. [145]
Propuestas fallidas
Canadá
Se consideró EPR para la adición de dos (posible expansión a cuatro) reactores a la Estación de Generación Nuclear Darlington en Ontario, Canadá . Sin embargo, las ofertas oficiales debían incluir todas las contingencias y Areva no pudo presentar una oferta final que cumpliera con estos requisitos. El proyecto fue finalmente abandonado cuando la única oferta, hecha por la canadiense AECL , fue de más de $ 10 / Wp. [146]
EPR fue considerado brevemente para una instalación en New Brunswick , reemplazando o suplantando al único CANDU 6 de esa provincia . Estos planes sólo duraron desde junio de 2010 hasta unas elecciones dos meses después, cuando el plan desapareció inmediatamente de un estudio más detallado. [147]
Finlandia
En 2010, el parlamento finlandés decidió permitir dos nuevos reactores. Tanto TVO como Fennovoima estaban considerando el EPR. [148] [149] En diciembre de 2013, Fennovoima confirmó que había seleccionado un reactor ruso de agua a presión AES-2006 VVER en lugar del EPR. [150]
Italia
El 24 de febrero de 2009, Italia y Francia acordaron estudiar la viabilidad de construir 4 nuevas centrales nucleares en Italia. [151] A continuación, el 3 de agosto de 2009, EDF y Enel establecieron una empresa en participación, Sviluppo Nucleare Italia, para estudiar la viabilidad de construir al menos cuatro EPR. [152]
Sin embargo, en el referéndum de 2011 , poco después del desastre nuclear de Fukushima , los italianos votaron a favor de derogar las nuevas regulaciones que permiten la energía nuclear en Italia. La derogación de las leyes entra en vigor cuando al menos el 50% + 1 de los electores hacen un voto válido y la mayoría de estos votantes están a favor de la derogación. En este referéndum, hubo una participación de votantes válida del 55% y el 94% votó para derogar las nuevas regulaciones.
Emiratos Árabes Unidos
En marzo de 2008, el presidente francés Nicolas Sarkozy llegó a un acuerdo con el gabinete de los Emiratos Árabes Unidos que "describe un marco de cooperación para la evaluación y el posible uso de la energía nuclear con fines pacíficos". Este acuerdo no era un contrato para la construcción de EPR de ninguna de las compañías nucleares francesas, Total SA , Suez o Areva. [153]
En mayo de 2009, el presidente estadounidense, Barack Obama, firmó un acuerdo similar con los Emiratos Árabes Unidos. No se otorgaron contratos para los reactores ni se ofreció ninguna garantía de que las empresas estadounidenses los recibirían. [154]
En diciembre de 2009, los Emiratos Árabes Unidos declinaron las ofertas estadounidenses y francesas y adjudicaron un contrato para la construcción de cuatro estaciones no EPR ( APR-1400 ) a un grupo surcoreano que incluía Korea Electric Power Corporation , Hyundai Engineering and Construction , Samsung y Industrias Pesadas de Doosan . [155]
Después de perder este pedido, Areva consideró si debería reintroducir la comercialización de un diseño de reactor de segunda generación más pequeño y simple junto con el EPR, para países que son nuevos en la energía nuclear. [156] A partir de 2011, Areva y Mitsubishi Heavy Industries ofrecen un PWR ATMEA1 Generation III de 1100 MWe más pequeño . [157]
Estados Unidos
El US-EPR, la versión del EPR presentada al regulador estadounidense, [158] 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 EE. UU. (NRC). [158] Se estaba revisando allí con la expectativa de presentar una solicitud para la aprobación del diseño final y la certificación del diseño estándar desde el 14 de diciembre de 2007. [159] UniStar, Amarillo Power, PPL Corp y AmerenUE anunciaron planes para presentar una licencia combinada de construcción y operación.solicitud en 2008 para el US-EPR en su estación de Callaway . UniStar presentó una solicitud parcial en julio de 2007 para una tercera unidad propuesta en la planta de energía nuclear de Calvert Cliffs en Maryland. Sin embargo, ambas propuestas fueron posteriormente canceladas.
En abril de 2009, los legisladores de Missouri se opusieron a los aumentos de la tasa antes de la construcción, lo que llevó a AmerenUE a suspender los planes para su reactor. [160] [161] En julio de 2010, Constellation Energy Group recortó el gasto en UniStar para la central nuclear de Calvert Cliffs debido a la incertidumbre de una garantía de préstamo del Departamento de Energía de EE. UU., [162] [163] y posteriormente se retiró del proyecto. [164] En octubre de 2008, Areva anunció que se asociará con la firma de defensa estadounidense Northrop Grumman para establecer una instalación de 380 millones de dólares para construir módulos y ensamblajes para los reactores EPR y US-EPR en el astillero Newport News de Northrop Grumman en Virginia . [165][166] El proyecto se suspendió indefinidamente en mayo de 2011. [167]
Ver también
 | Wikimedia Commons tiene medios relacionados con EPR (reactor nuclear) . |
- Economía de las nuevas centrales nucleares
- Energía nuclear por país
Otros diseños de Generación III +
- US-APWR
- VVER-TOI
- ACR
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- EPR (reactor nuclear)
- Reactores de agua a presión
