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UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA MÁSTER UNIVERSITARIO EN SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
ANÁLISIS DEL MIX ÓPTIMO FUTURO DE TECNOLOGÍAS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL SISTEMA ESPAÑOL PATRICIA BLANCO FERNÁNDEZ MADRID, octubre 2008
Autorizada la entrega de la tesis al alumno:
Patricia Blanco Fernández
LOS DIRECTORES DE LA TESIS
Lucía Muñoz Moro
Fdo:
Fecha:
Javier García González
Fdo:
Fecha:
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Tomás Gómez San Román
Fdo:
Fecha:
Resumen
iii
Resumen El futuro energético de un país es un tema de debate continuo dada la importancia que tiene para el desarrollo futuro de las tecnologías de generación. A este respecto debe tenerse muy presente que las inversiones en generación eléctrica son de elevada cuantía y con plazos de recuperación de las mismas muy largos, por lo que las decisiones que se tomen hoy y en los próximos años van a condicionar en gran medida las características del parque generador disponible en el futuro. El objeto principal de esta tesis es analizar las tecnologías de generación eléctrica desde el punto de vista económico (costes de inversión, combustibles, emisiones y otros costes medioambientales, operación y mantenimiento), su régimen de funcionamiento adecuado a las nuevas condiciones de operación y su aporte a la fiabilidad de suministro, todo ello desde su situación actual hasta su posible evolución futura, con el objetivo de servir de apoyo en la toma de decisiones sobre nuevas inversiones de una empresa eléctrica que se encuentre dentro del negocio de la generación. Para ello se necesita conocer tanto la situación de las tecnologías existentes a nivel comercial, como la de las que actualmente se encuentran en desarrollo, para dar solución a los nuevos retos y necesidades de los sistemas eléctricos, en el contexto medioambiental, regulatorio, geoestratégico y de eficiencia energética en el que vivimos hoy en día, contextualizándolo dentro del mix energético de nuestro país. Específicamente se busca la consecución de los siguientes objetivos parciales: •
Estudio y clasificación del estado del arte en cuanto a las tecnologías actuales de producción, identificando puntos fuertes y puntos débiles así como sus costes, su influencia en las exigencias medioambientales y situación dentro del marco regulatorio español.
•
Estudio y clasificación de las futuras tecnologías actualmente en desarrollo o recientemente implantadas, indicando su posible coste real para una compañía eléctrica que deseara implantarla formando parte de su mix de generación.
Resumen
iv
•
Estudio de la viabilidad de estas nuevas tecnologías dentro del cuadro regulatorio y de eficiencia energética de España.
•
Estudio de la viabilidad de estas tecnologías y su influencia en las exigencias medioambientales actuales.
•
Análisis de los resultados obtenidos y conclusiones.
El proyecto, por lo tanto, consta de dos partes bien diferenciadas: En primer lugar se incluye una fase teórica, donde se ha estudiado y revisado el estado del arte de las distintas tecnologías de generación y se han extraído diversas conclusiones, que se presentan en los primeros capítulos de este proyecto. En concreto: •
La tecnología nuclear es factible en un cuadro regulatorio estable que permita su inversión, dado que se están desarrollando nuevos proyectos de la mano del Foro Generación IV, cuyos diseños incorporan seguridad pasiva, mayor uso del combustible nuclear y menores residuos de alta actividad.
•
La tecnología de carbón es viable en el futuro siempre y cuando incorpore captura y secuestro de CO2, así como importantes mejoras en su rendimiento. Esto ayudará a diversificar las fuentes de suministro, al mismo tiempo que contribuye a un desarrollo sostenible con la reducción de sus emisiones.
•
Los ciclos combinados seguirán cumpliendo un papel muy importante, con margen de mejora en rendimientos y reducción de emisiones, así como instalaciones de distintas potencias correctamente adaptadas.
•
Las tecnologías de punta más factibles serán las turbinas de gas y el bombeo. Por su funcionamiento deberán recibir ingresos extras ya que son imprescindibles de cara a evitar periodos de energía no suministrada en el sistema.
•
La energía hidráulica podrá ver aumentada su potencia instalada gracias a repotenciaciones, si bien grandes obras no son actualmente viables en nuestro territorio nacional.
•
Las energías renovables, en sus muy diversas formas, autóctonas y sostenibles, jugarán un papel fundamental, si bien necesitarán de un fuerte respaldo de las tecnologías tradicionales para mantener la fiabilidad del sistema.
En segundo lugar, se realizó un análisis numérico para distintos escenarios en tres años distintos: 2016, 2020 y 2030. Partiendo de unas hipótesis de precios para las
Resumen
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distintas commodities, de demanda y de margen de reserva, establecido en un valor del 10%, se utilizó un modelo probabilístico con el fin de optimizar el despacho del parque de generación manteniendo la rentabilidad de las inversiones. Partiendo de la base de que la generación necesaria para cubrir la demanda esperada la componían nuevos ciclos combinados, se iteró posteriormente en los distintos escenarios con el fin de llegar a un equilibrio óptimo entre equipo de punta, turbinas de gas, y el número de ciclos a instalar. Cabe destacar la condición impuesta en 2016 y 2020 de que los ciclos anteriores a 2009 continuaran siendo rentables, dado que no superaban en ninguno de los dos casos los 15 años de vida. Con los resultados presentados en el último capítulo de esta tesis, se puede concluir que la necesidad de potencia instalada a futuro y el desarrollo de un mix de tecnologías óptimo sigue siendo importante, más si cabe dado que mucha potencia instalada de tipo renovable aporta una menor potencia disponible al sistema. En estos resultados se aprecia la creciente necesidad de equipo de punta (hasta 22.000 MW instalados), y de ciclos combinados, funcionando éstos entre 5.000 y 6.000 horas. El nivel de funcionamiento del carbón se ve reducido de forma drástica, hasta la entrada en 2030 de nuevo equipo. En este año, se incorporaron al parque de generación 3 GW de nuevas centrales de carbón, a escoger entre carbones eficientes o carbones de eficiencia media que incorporaban captura y secuestro de CO2. Tan sólo el segundo escenario resulta viable. Las centrales de carbón que incorporan captura y secuestro de CO2 presentan un comportamiento casi similar al de las centrales nucleares, funcionando en base, con costes de inversión sustanciales y menores costes variables que otras tecnologías térmicas. La tecnología de punta, la turbina de gas, requerirá de un pago por capacidad suficiente para poder soportar su funcionamiento en puntas, incentivando su inversión con el fin de evitar periodos de energía no suministrada. Las demás tecnologías son capaces de asegurar sus márgenes, a excepción de la tecnología solar, que necesita de un incentivo especial cuantioso para poder soportar su inversión con sus pocas horas previstas de funcionamiento.
Summary
vi
Summary A country’s energy future is a continuous theme debate because of the importance that it has towards the future development of new generation technologies. Having this in mind, we have to be conscious that investments in electricity generation are huge and require many years to recover them, reason why decisions taken today and in the following years will determine the characteristics of the mix generation available in the future. The main objective of this thesis is to analyze the electricity generation technologies under an economic point of view (investment costs, fuel, emissions and other environmental costs, operation and maintenance), its working regime adequate to the new operating conditions and its contribution to the supply reliability, from its actual situation to its possible future evolution, with the objective of being part in the decision making of a Spanish utility that is involved in generation business. It is necessary to know the current situation and developments of technologies at commercial level, to give a solution to new challenges and necessities in electricity systems, in an environmental, regulatory, geostrategic and energy efficiency context in which nowadays we are involved in our country. Specifically, some parcial objectives are being achieved: •
Study and classification of state-of-art about current generation technologies, identifying its strengths and weaknesses, its costs, its influence in environmental requirements and situation in the Spanish regulatory frame.
•
Study and classification of future technologies being developed at present or recently being used, indicating its real cost for a company that would like to invest on them.
•
Feasibility study of these new technologies in the Spanish regulatory and energy efficiency frame.
•
Feasibility study of these technologies and influence in the current environmental requirements.
•
Final results analysis and conclusions
Summary
vii
This thesis is divided in two different parts: In the first one, a theoretical part is included, where the different generation technologies state-of-art has been studied and revised and some conclusions have been extracted, developed in the first chapters of this thesis. In concrete: •
Nuclear technology is feasible in a stable regulatory frame that allows the investment; new projects are being developed by the hand of Generation IV International Forum, where designs incorporate passive security, more nuclear fuel use and less high activity residues production.
•
Coal technology is feasible in the future only if it includes carbon capture and storage and better efficiency. This will help to diversify supply resources, at the same time that it contributes towards a sustainable development with emissions reduction.
•
Combined cycle power plants will continue to have an important role, with margin to improve efficiency and to reduce emissions, with adapted installed power.
•
Feasible peak technologies are pumping and gas turbines. Because of their working regime they should receive extra income because they are essential to avoid non served energy periods in the system.
•
Hydraulic energy will have power increase with repowerings; no more civil works are feasible in our national territory.
•
Renewable energy, native and sustainable, will play a fundamental role but will need a high back up from the traditional technologies to maintain the system reliability.
In the second one, a numeric analysis for different scenarios has been done for three years: 2016, 2020 and 2030. Starting from prices hypothesis for commodities, demand and reserve margin, established in a 10% value, a probabilistic model has been used to optimize the mix generation dispatch maintaining investment profitability. Considering that necessary generation to cover the expected demand were combined cycles, a later iteration was calculated for the different scenarios to achieve
Summary
viii
an optimum balance between peaking groups, gas turbines, and the correct number of combined cycles to be installed. Another requirement in 2016 and 2020 was that combined cycles installed before 2009 should continue to be profitable, because they were no more than 15 years old. Results are presented in the last chapters of this thesis and we can conclude that future installed power and the optimum mix generation technologies are important, moreover with renewable energies that contribute in lower level to the available power to the system. The increasing necessity of peaking units (up to 22.000 MW installed) and combined cycles, working from 5.000 to 6.000 hours, is noticed. Working level of coal is reduced drastically until 2030 when new plants will be installed. This year 3 GW appear, to choose between efficient coal plants or medium efficiency coal plants including CCS. Only the second scenario is feasible. Coal power plants with CCS show a similar behaviour to nuclear power plants, base load working hours, high investment costs and less variable costs than other termal units. Peaking units, like gas turbines, will require a capacity payment to afford its working regime, this investment is necessary to avoid non served energy periods. The other technologies are able to achieve good margins, with solar technology exception, which will need extra income to afford its investment cost due to the low level of working hours it will have.
Índice
ix
Índice 1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 2 2 DESARROLLO DE LA TECNOLOGÍA NUCLEAR .................................................................... 5
2.1 Introducción ........................................................................................................ 5 2.2 Principios básicos ............................................................................................... 6 2.3 Funcionamiento de una central nuclear.......................................................... 9 2.3.1
El reactor nuclear
10
2.3.2
Tipos de reactores nucleares
11
2.3.3
Reactores térmicos
12
2.3.4
Reactores rápidos
13
2.4 Período de funcionamiento de una central nuclear .................................... 14 2.4.1
Requisitos de la operación a largo plazo de una central nuclear
15
2.5 El ciclo de combustible .................................................................................... 16 2.5.1
Extracción y tratamiento del uranio
17
2.5.2
Enriquecimiento
18
2.5.3
Fabricación
19
2.5.4
Costes del combustible nuclear
21
2.6 Seguridad nuclear ............................................................................................ 22 2.7 Residuos nucleares ........................................................................................... 23 2.7.1
Generación de residuos
23
2.7.2
Reprocesado
26
2.7.3
Enterramiento de los residuos
26
2.8 Retiro de plantas nucleares ............................................................................. 27 2.9 Nuevas tecnologías nucleares......................................................................... 28 2.9.1
Reactores de agua a presión avanzados: el EPR
31
2.9.2
Los sistemas nucleares de Generación IV
37
2.9.2.1
Reactor de muy alta temperatura – Very High Temperature Reactor – VHTR ..40
2.9.2.2
Reactor rápido con gas como refrigerante – Gas cooled Fast Reactor - GFR......41
2.9.2.3
Reactor rápido refrigerado por sodio – Sodium cooled Fast Reactor – SFR........42
2.9.2.4
Reactor enfriado por agua supercrítica – Supercritical Water Cooled Reactor –
SCWR
44
2.9.2.5
Reactor rápido refrigerado por plomo o plomo/bismuto – Lead or
Lead/Bismuth Fast Reactor – LFR ...........................................................................................45 2.9.2.6
2.9.3
Reactor de sales fundidas – Molten Salt core Reactor – MSR................................46
El ITER: Reactor de fusión
48
Índice
x
2.10 Centrales nucleares españolas........................................................................ 54 2.10.1
Centrales nucleares en el mundo
55
2.11 Conclusiones ..................................................................................................... 56 3 DESARROLLO DE LAS CENTRALES DE CARBÓN............................................................... 60
3.1 Introducción ...................................................................................................... 60 3.2 Principios básicos ............................................................................................. 61 3.3 Carbón nacional frente a carbón importado................................................. 64 3.3.1
Cambio en el mercado internacional de carbón
65
3.4 Tecnologías de producción eléctrica con carbón ......................................... 66 3.4.1
Centrales de carbón pulverizado
66
3.4.2
Centrales de lecho fluido
67
3.4.3
Centrales con gasificación en ciclo combinado: IGCC
68
3.5 Captura y secuestro de CO2 ............................................................................ 69 3.5.1
Captura previa a la combustión
72
3.5.2
Captura posterior a la combustión
73
3.5.3
Captura de CO2 durante la combustión: Oxycombustión
75
3.5.4
Transporte de CO2
76
3.5.5
Almacenamiento de CO2
77
3.6 Conclusiones ..................................................................................................... 80 4 DESARROLLO DE LAS CENTRALES DE CICLO COMBINADO ....................................... 83
4.1 Introducción ...................................................................................................... 83 4.2 Aspectos generales ........................................................................................... 83 4.2.1
Datos básicos comparativos con otros sistemas de generación
85
4.3 Fundamentos termodinámicos básicos: El ciclo de Carnot........................ 88 4.4 El ciclo de las turbinas de gas ......................................................................... 89 4.5 El ciclo de las turbinas de vapor..................................................................... 96 4.5.1
Ciclos de turbinas de vapor con recalentamientos intermedios
4.5.2
Ciclos regenerativos de turbinas de vapor
101
4.5.3
Empleo de presiones de trabajo supercríticas en ciclos de turbinas de vapor
102
99
4.6 Los ciclos combinados gas - vapor............................................................... 103 4.6.1
Expresión del rendimiento de un ciclo combinado
106
4.6.2
Rendimiento de un ciclo combinado gas – vapor con postcombustión
109
4.6.3
Ciclos combinados gas – vapor con diferentes niveles de presión y de temperatura de vapor
110
Índice
xi
4.7 Elementos constitutivos principales de los ciclos combinados gas – vapor ................................................................................................................ 119 4.7.1
La turbina de gas
119
4.7.2
La turbina de vapor
120
4.7.3
La caldera de recuperación de calor
121
4.8 Configuraciones básicas empleadas ............................................................ 122 4.9 Conclusiones ................................................................................................... 128 5 DESARROLLO DE LAS TECNOLOGÍAS DE PUNTA .......................................................... 131
5.1 Introducción .................................................................................................... 131 5.2 Turbinas de gas............................................................................................... 131 5.3 Micro - turbinas de gas .................................................................................. 133 5.4 Motores alternativos ...................................................................................... 135 5.5 Centrales de bombeo...................................................................................... 136 5.6 Conclusiones ................................................................................................... 138 6 DESARROLLO DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA .................................................................. 141
6.1 Introducción .................................................................................................... 141 6.2 La energía hidroeléctrica ............................................................................... 142 6.3 Evolución histórica de la energía hidroeléctrica en España..................... 143 6.4 Tipos de aprovechamientos hidroeléctricos............................................... 144 6.4.1
Aprovechamientos en derivación
146
6.4.2
Aprovechamientos de regulación
146
6.4.3
Aprovechamientos de usos múltiples
147
6.4.4
Aprovechamientos reversibles
149
6.5 El desarrollo hidroeléctrico español ............................................................ 149 6.6 Principales centrales hidroeléctricas españolas ......................................... 151 6.7 Perspectivas de la producción hidroeléctrica............................................. 153 6.8 Conclusiones ................................................................................................... 155 7 DESARROLLO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES ............................................................ 158
7.1 Introducción .................................................................................................... 158 7.2 Minihidráulica ................................................................................................ 159 7.3 Energía eólica .................................................................................................. 160 7.3.1
Fundamentos teóricos
160
7.3.2
Análisis general del recurso eólico
162
Índice
xii
7.3.3
Aerogeneradores
165
7.4 Mini - eólica ..................................................................................................... 172 7.5 Eólica marina u eólica offshore .................................................................... 173 7.5.1
Evolución tecnológica y ubicación de las instalaciones
176
7.5.2
Técnicas de anclaje al lecho marino
177
7.5.3
Aguas poco profundas
178
7.5.4
Aguas de profundidad media
180
7.5.5
Aguas profundas
182
7.5.6
Singularidades de la conexión a red
182
7.5.7
Estudio comparativo de costes para parques terrestres y marinos
183
7.6 Solar.................................................................................................................. 185 7.6.1
Solar fotovoltaica
185
7.6.2
Solar térmica
189
7.7 Biomasa............................................................................................................ 194 7.7.1
Tipos de biomasa
194
7.7.2
Tecnologías disponibles para producir electricidad a partir de la biomasa
196
7.7.3
7.7.2.1
Combustión................................................................................................................196
7.7.2.2
Gasificación................................................................................................................196
7.7.2.3
Digestión anaeróbica ................................................................................................197
Aspectos específicos
198
7.8 Cogeneración .................................................................................................. 199 7.9 Pilas de combustible....................................................................................... 201 7.10 Conclusiones ................................................................................................... 204 8 INTRODUCCIÓN AL ANÁLISIS: PARÁMETROS EVALUADOS .................................... 209
8.1 Introducción .................................................................................................... 209 8.2 Parámetros del análisis .................................................................................. 209 8.2.1
Demanda
210
8.2.2
Commodities
213
8.2.2.1
Petróleo.......................................................................................................................214
8.2.2.2
Carbón ........................................................................................................................215
8.2.2.3
Gas ..............................................................................................................................216
8.2.2.4
CO2 ..............................................................................................................................217
8.2.2.5
Tipo de cambio ..........................................................................................................218
El tipo de cambio considerado es menos agresivo que el previsto por algunos analistas, si bien
8.2.3
sigue la tendencia de los combustibles a largo plazo.
218
Margen de reserva
219
8.3 Conclusiones ................................................................................................... 220
Índice
xiii
9 CASO PRÁCTICO: MODELO PROBABILÍSTICO................................................................. 224
9.1 Introducción .................................................................................................... 224 9.2 Modelo probabilístico .................................................................................... 224 9.2.1
Inputs del modelo
225
9.2.2
Simulación probabilística
226
9.2.3
Convolución de la curva
227
9.2.4
Cálculo del Coste Marginal
227
9.2.5
Optimización de la posición de carga de las centrales hidráulicas
228
9.3 Hipótesis: Datos de entrada.......................................................................... 229 9.3.1
Costes de las distintas centrales
231
9.3.1.1
Centrales hidráulicas ................................................................................................232
9.3.1.2
Centrales de energía renovable ...............................................................................233
9.3.1.3
Centrales nucleares ...................................................................................................234
9.3.1.4
Centrales de carbón ..................................................................................................235
9.3.1.5
Centrales de ciclo combinado..................................................................................236
9.3.1.6
Centrales de punta ....................................................................................................237
9.4 Resultados ....................................................................................................... 237 9.4.1
Año 2016 9.4.1.1
237
Año 2016: Desulfuradoras en los carbones de eficiencia media .........................239
9.4.2
Año 2020
240
9.4.3
Año 2030
241
9.4.3.1
Año 2030 con centrales de carbón eficientes..........................................................242
9.4.3.2
Año 2030 con centrales de carbón de eficiencia media que incorporan captura y
secuestro de CO2 .......................................................................................................................243
9.5 Conclusiones ................................................................................................... 244 10 CONCLUSIONES........................................................................................................................... 247 11 BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................. 251
Índice de figuras
xiv
Índice de figuras Figura 1: Esquema de una fisión nuclear ............................................................................................... 7 Figura 2: Tranformaciones durante los procesos de fisión .................................................................. 8 Figura 3: Esquema de una central nuclear ........................................................................................... 10 Figura 4: Esquema de un reactor PWR................................................................................................. 13 Figura 5: Ciclo del combustible nuclear ............................................................................................... 16 Figura 6: Fabricación del combustible nuclear.................................................................................... 20 Figura 7: Peso económico de los distintos procesos para llevar a cabo un ciclo de combustible cerrado........................................................................................................................................... 21 Figura 8: Peso económico de los distintos procesos para llevar a cabo un ciclo de combustible abierto ............................................................................................................................................ 21 Figura 9: Residuos nucleares ................................................................................................................. 24 Figura 10: Esquema de una central nuclear con un reactor EPR ...................................................... 33 Figura 11: Esquema de la isla nuclear de la planta ............................................................................. 35 Figura 12: Confinamiento del corio en caso de accidente.................................................................. 36 Figura 13: Objetivos de los sistemas nucleares de la Generación IV................................................ 39 Figura 14: Reactor de muy alta temperatura -VHTR.......................................................................... 41 Figura 15: Reactor rápido con gas como refrigerante - GFR.............................................................. 42 Figura 16: Reactor SFR con configuración de piscina, todos los componentes de los sistemas primarios se albergan en una única vasija................................................................................ 43 Figura 17: Reactor SFR de configuración compacta ........................................................................... 44 Figura 18: Reactor refrigerado por agua supercrítica......................................................................... 45 Figura 19: Reactor rápido refrigerado por plomo o plomo/bismuto............................................... 46 Figura 20: Reactor de sales fundidas – MSR ........................................................................................ 47 Figura 21: Principio de la reacción de fusión....................................................................................... 48 Figura 22: Esquema del ITER................................................................................................................. 51 Figura 23: Centrales nucleares en España............................................................................................ 54 Figura 24: Potencia nuclear en operación en el mundo ..................................................................... 56 Figura 25: Distribución de las reservas de carbón a nivel mundial.................................................. 63 Figura 26: Principales puertos exportadores de carbón térmico para Europa................................ 63 Figura 27: La cadena del carbón............................................................................................................ 64 Figura 28: Central térmica convencional de carbón ........................................................................... 64 Figura 29: Esquema de funcionamiento de una central de carbón pulverizado ............................ 67 Figura 30: Esquema de funcionamiento de una central de lecho fluido.......................................... 68 Figura 31: Esquema de funcionamiento de una planta de IGCC ..................................................... 69 Figura 32: Esquema de una central de gasificación integrada con ciclo combinado ..................... 69
Índice de figuras
xv
Figura 33: Posibilidades de superar los retos medioambientales de las centrales de carbón ....... 70 Figura 34: Procesos de captura de CO2................................................................................................. 71 Figura 35: Esquema de la captura previa a la combustión utilizando carbón ó gas natural......... 73 Figura 36: Planta de absorción química ............................................................................................... 74 Figura 37: Diagrama de fases del CO2 .................................................................................................. 77 Figura 38: Esquema del almacenamiento oceánico del CO2 .............................................................. 78 Figura 39: Esquema de la carbonización mineral ............................................................................... 78 Figura 40: Opciones de almacenamiento de CO2 ................................................................................ 79 Figura 41: Cuadro comparativo de la situación actual y evolución de las distintas técnicas de captura, secuestro y almacenamiento de CO2 .......................................................................... 80 Figura 42: Esquema de una central de ciclo combinado .................................................................... 85 Figura 43: Representación del ciclo termodinámico de Carnot ........................................................ 88 Figura 44: Elementos constitutivos principales de las turbinas de gas. Representación gráfica del trabajo en: a) ciclo ideal isentrópico; b) ciclo real; c) aproximación al ciclo de Carnot a partir de las temperaturas medias de foco caliente y frío de un ciclo real........... 91 Figura 45: Representación gráfica de los flujos de potencia generados en el proceso de expansión de la turbina de gas................................................................................................... 94 Figura 46: Tendencia a la disminución de la temperatura del escape de la turbina de gas con el incremento de la relación de compresión del compresor................................................... 95 Figura 47: Esquema de principio de representación en un diagrama T-S de la combustión secuencial en las turbinas de gas................................................................................................ 96 Figura 48: Representación en diagrama T-S del ciclo de las turbinas de vapor y de los equipos principales necesarios para su realización................................................................. 98 Figura 49: Representación en diagrama T-S de un ciclo de turbina de vapor con recalentamiento intermedio...................................................................................................... 100 Figura 50: Representación en diagrama T-S de un ciclo de turbina de vapor regenerativo y de los equipos principales necesarios para su realización......................................................... 101 Figura 51: Comparación de la evolución del fluido en diagrama T-S de un ciclo de turbina de vapor sin recalentamiento para presiones de trabajo subcríticas y supercríticas ............. 103 Figura 52: Ciclo combinado básico. Elementos constitutivos principales. .................................... 105 Figura 53: Representación en un diagrama T-S de la evolución de los fluidos empleados en los ciclos combinados gas-vapor, así como de valores orientativos de los puntos de trabajo fundamentales. .............................................................................................................. 106 Figura 54: Esquema térmico básico y de flujos de energía de un ciclo combinado gas-vapor. .. 107 Figura 55: Justificación de la mejora de eficiencia del ciclo combinado por el empleo de (b) recalentamiento y presiones supercríticas (c) varios niveles de presión. Incremento de la temperatura media del foco caliente. Comparación con el ciclo de Carnot ideal(a). ... 109
Índice de figuras
xvi
Figura 56: Esquema de un ciclo combinado con un nivel de presión. Potencia bruta 404.5 MW. Rendimiento bruto (PCI) 58.15%.................................................................................... 111 Figura 57: Diagrama de flujo de energía de un ciclo combinado con un nivel de presión ......... 112 Figura 58: Diagrama de intercambio de energía entre los gases de escape y el agua – vapor de la caldera de recuperación en un ciclo combinado de un nivel de presión .................. 114 Figura 59: Esquema de un ciclo combinado con tres niveles de presión y recalentamiento. Potencia bruta 414,8 MW. Rendimiento bruto (PCI) 59,49%. ............................................. 118 Figura 60: Ciclo combinado en configuración 1x1 multieje............................................................. 123 Figura 61: Ciclo combinado en configuración 1x1 monoeje (con generador en el centro).......... 124 Figura 62: Ciclo combinado en configuración 1x1 monoeje (con generador en el extremo del eje) ................................................................................................................................................ 126 Figura 63: Ciclo combinado en configuración 2x1............................................................................ 127 Figura 64: Esquema de una central hidroeléctrica de bombeo ....................................................... 138 Figura 65: Central hidroeléctrica ......................................................................................................... 146 Figura 66: Disposición de los aerogeneradores marinos para evitar pérdidas en estela............. 163 Figura 67: Ejemplo de distribución de Rayleigh ............................................................................... 164 Figura 68: Esquema de una central eólica .......................................................................................... 170 Figura 69: Parque eólico marino.......................................................................................................... 173 Figura 70: Tipos de soportes empleados ............................................................................................ 176 Figura 71: Aerogenerador marino....................................................................................................... 177 Figura 72: Cimentación por base de gravedad................................................................................. 178 Figura 73: Cimentación por base de monopilote enclavado ........................................................... 179 Figura 74: Trípode ................................................................................................................................. 181 Figura 75: Trípode alternativo ............................................................................................................. 181 Figura 76: Distribución de costes en parques eólicos terrestres y marinos ................................... 183 Figura 77: Thornton Bank – Desglose de costes de inversión para la fase I (6 aerogeneradores)........................................................................................................................ 184 Figura 78: Thornton Bank – Desglose final de costes de inversión (60 aerogeneradores)........... 184 Figura 79: Curva característica de un panel solar fotovoltaico. Variación de la potencia con la temperatura................................................................................................................................. 186 Figura 80: Esquema de una central fotovoltaica ............................................................................... 187 Figura 81: Esquema de planta solar térmica de colectores cilindro – parabólicos ....................... 190 Figura 82: Esquema de planta solar térmica de torre central .......................................................... 191 Figura 83: Esquema general de una planta solar térmica de torre central .................................... 191 Figura 84: Esquema de discos parabólicos......................................................................................... 192 Figura 85: Tecnologías disponibles para producir electricidad a partir de la biomasa ............... 198 Figura 86: Elección entre turbina de gas y motor para una instalación de cogeneración ........... 200 Figura 87: Senda de precios de Brent expresada en $/bbl............................................................... 215
Índice de figuras
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Figura 88: Senda de precios para el carbón expresada en $/t......................................................... 216 Figura 89: Senda de precios de CO2 expresada en €/t ..................................................................... 218 Figura 90: Senda del tipo de cambio $/€ ........................................................................................... 218 Figura 91: Optimización de la posición de carga de las centrales hidráulicas.............................. 229
Índice de tablas
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Índice de tablas Tabla 1: Equivalencias de los costes de uranio.................................................................................... 17 Tabla 2: Comparativa de las principales características del nuevo reactor avanzado con respecto al N4 ya existente.......................................................................................................... 34 Tabla 3: Proyecciones de capacidad nuclear: estimación baja y alta ................................................ 56 Tabla 4: Clasificación de distintos tipos de carbón ............................................................................. 62 Tabla 5: Eficiencia y costes de inversión de los ciclos combinados gas-vapor frente a otras tecnologías de generación de energía eléctrica. ...................................................................... 86 Tabla 6: Plazo de ejecución, flexibilidad de operación e impacto ambiental de los ciclos combinados gas-vapor frente a otras tecnologías de generación de energía eléctrica. ...... 87 Tabla 7: Resumen de valores obtenidos para diferentes soluciones de ciclos combinados. ....... 119 Tabla 8: Características y propiedades de las turbinas de gas ........................................................ 133 Tabla 9: Características y propiedades de las micro - turbinas ....................................................... 135 Tabla 10: Características y propiedades de los motores alternativos............................................. 136 Tabla 11: Propiedades y características de la tecnología minihidráulica....................................... 159 Tabla 12: Propiedades y características fundamentales de la tecnología eólica ........................... 171 Tabla 13: Características y propiedades de la tecnología mini - eólica .......................................... 172 Tabla 14: Características de la tecnología solar fotovoltaica............................................................ 187 Tabla 15: Características de la tecnología solar térmica ................................................................... 193 Tabla 16: Características de las pilas de combustible ....................................................................... 204 Tabla 17: Comparativa entre tecnologías de energía solar térmica ................................................ 206 Tabla 18: Escenarios de evolución de demanda en b.c. (temperatura media) .............................. 210 Tabla 19: Balance energético nacional según centrales .................................................................... 211 Tabla 20: Demanda en GWh en barras de central para los distitntos años del estudio............... 211 Tabla 21: Escenario de punta de demanda de invierno del operador del sistema eléctrico ....... 212 Tabla 22: Punta de demanda esperada para el horizonte de estudio............................................. 213 Tabla 23: Potencia a instalar en los distintos años de estudio ......................................................... 220 Tabla 24: Tabla resumen de las previsiones de las distintas commodities.................................... 222 Tabla 25: Disponibilidades consideradas de las distintas tecnologías ........................................... 231 Tabla 26: Estimación para obtener potencias netas a partir de las potencias brutas.................... 231 Tabla 27: Costes de inversión estimados para las distintas tecnologías ........................................ 232 Tabla 28: Producible medio tomado como referencia ...................................................................... 233 Tabla 29: Hipótesis central nuclear ..................................................................................................... 234 Tabla 30: Costes central nuclear en c€/kWh ..................................................................................... 234 Tabla 31: Hipótesis centrales de carbón ............................................................................................. 235 Tabla 32: Costes para las distintas centrales de carbón en c€/kWh ............................................... 235
Índice de tablas
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Tabla 33: Hipótesis ciclos combinados ............................................................................................... 236 Tabla 34: Costes de las centrales de ciclo combinado en c€/kWh.................................................. 236 Tabla 35: Hipótesis turbinas de gas .................................................................................................... 237 Tabla 36: Costes de las turbinas de gas en c€/KWh ......................................................................... 237 Tabla 37: Resultados 2016 – hipótesis MITYC................................................................................... 237 Tabla 38: Resultados 2016 – Escenario viable .................................................................................... 238 Tabla 39: Resultados 2016 – Carbón medio con instalación de desulfuradora – Escenario MITYC ......................................................................................................................................... 239 Tabla 40: Resultados 2016 – Carbón medio con instalación de desulfuradora – Escenario óptimo no viable......................................................................................................................... 240 Tabla 41: Resultados 2020 – Escenario inicial .................................................................................... 240 Tabla 42: Resultados 2020 – Escenario viable para los nuevos entrantes ...................................... 241 Tabla 43: Resultados 2020 – Escenario viable para ciclos combinados nuevos y ya existentes.. 241 Tabla 44: Resultados 2030 – Escenario inicial .................................................................................... 242 Tabla 45: Resultados 2030 – Carbón eficiente y nuevos ciclos – escenario óptimo ...................... 242 Tabla 46: Resultados 2030 – Escenario inicial .................................................................................... 243 Tabla 47: Resultados 2030 – Escenario viable para ciclos combinados y carbón con CCS .......... 244
Agradecimientos
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Agradecimientos Son muchas las personas a las que debo agradecer el poder presentar finalmente esta tesis fin de master. Sin ellas no habría sido posible la elaboración de este documento, ahora en sus manos. En primer lugar, a todos los profesores que amenizaron nuestras tardes a lo largo de este master. Su tiempo y dedicación son ejemplo a seguir. A Javier García González, quien como director luchó porque aprendiéramos lo máximo posible y que estuviera todo en orden. A Andrés González, por toda su labor de coordinación. A ambos por su cercanía. A Julián Calvo y a Lucía Muñoz, quienes me ayudaron a escoger un tema interesante que pudiera desarrollar con sentido práctico en Iberdrola Generación S.A.U. A Lucía Muñoz y a Javier García González, quienes como tutores siempre han sabido orientarme, además de la paciencia que requiere leerse estas páginas. A Tomás Gómez San Román, quien como coordinador de tesis siempre sabe destacar los aspectos más relevantes y establecer nuevas opciones. A Alejandro López Aguayo. Sin él, esta tesis hubiera sido meramente descriptiva, le debo por completo los capítulos dedicados al caso práctico. Nunca serán suficientes las invitaciones a desayunos para compensarle. A Charo, la mejor compañera de piso que se puede tener, que con su tiempo y disponibilidad absolutos siempre me ha permitido ganar tiempo para poder aplicarlo en trabajos como este. A mis padres y a Mónica. Por estar siempre ahí. Les debo lo que soy. A Manuel, por todas las horas robadas. Prometo que algún día te las devolveré.
Energy has been an attractive investment even in the past. […]Energy, no matter how produced, conventionally or through alternatives, is something which will always be needed, no matter if we are in a growing or stagnating economy, it encompasses everything we touch, nothing moves without it and nothing is produced without it. Energy infrastructure investments have notoriously lagged behind, worldwide, and there is the growing population which will need energy to satisfy their wants and needs. Just consider that carbon credits are believed to being on the way to become one of the biggest energy commodities traded throughout the world. Therefore energy was, is and will stay an attractive investment, today and in the future. 1
1
Entrevista con Michael Laznicka, CEO de Zug-based Energy Fund of Hedge Funds Investment
Advisor - Gardner Finance AG, 8 de abril de 2008, Utility Point
1 Introducción
1 Introducción
1
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Introducción El futuro energético de un país es un tema de debate continuo dada la importancia
que tiene para el desarrollo futuro de las nuevas generaciones. Últimamente, este debate viene muy centrado en torno al cambio climático y la repercusión que el mundo energético tiene en que se esté o no acentuando. A este respecto debe tenerse muy presente que las inversiones en generación eléctrica son de elevada cuantía y con plazos de recuperación de las mismas muy largos, por lo que las decisiones que se tomen hoy y en los próximos años van a condicionar en gran medida las características del parque generador disponible en el futuro. La demanda de electricidad en los últimos años presenta un crecimiento vertiginoso. Dentro de aproximadamente cincuenta años se necesitará el doble de electricidad de la que se produce actualmente. Todas las fuentes disponibles serán necesarias, junto con la concienciación de la necesidad de ahorrar energía dentro de un desarrollo energético más sostenible. Dentro de este contexto, esta tesis se presenta con dos partes claramente diferenciadas. La primera, que comienza en el siguiente capítulo, se centra en la descripción de las tecnologías que actualmente y durante las próximas décadas, serán capaces de responder a esta demanda. La segunda, busca, a través de un modelo probabilístico, y partiendo de la situación actual del parque de generación de nuestro país, analizar la rentabilidad de las instalaciones existentes y de las que deberán ser instaladas en los próximos años. Para ello, se presenta un conjunto de hipótesis que desembocarán con la explicación del modelo en sí, la metodología y los resultados obtenidos. La motivación principal para el desarrollo de esta tesis es la de servir de ayuda en la toma de decisiones de inversión de una empresa eléctrica que participe en el negocio de generación. A la hora de tomar este tipo de decisiones, resulta fundamental conocer las tecnologías existentes, su desarrollo futuro, su viabilidad económica, su impacto
1 Introducción
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medioambiental, su funcionamiento, etc. Es por ello que este documento busca responder a los siguientes objetivos: •
Estudio y clasificación del estado del arte en cuanto a las tecnologías actuales de producción, identificando puntos fuertes y puntos débiles así como sus costes, su influencia en las exigencias medioambientales y situación dentro del marco regulatorio español.
•
Estudio y clasificación de las futuras tecnologías actualmente en desarrollo o recientemente implantadas, indicando su posible coste real para una compañía eléctrica que deseara implantarla formando parte de su mix de generación.
•
Estudio de la viabilidad de estas nuevas tecnologías dentro del cuadro regulatorio y de eficiencia energética de España.
•
Estudio de la viabilidad de estas tecnologías y su influencia en las exigencias medioambientales actuales.
•
Análisis de los resultados obtenidos y conclusiones.
Los dos objetivos referidos al análisis de viabilidad de las distintas tecnologías se llevarán a cabo de forma conjunta, por estar muy correlacionados los aspectos regulatorios con las exigencias medioambientales.
Sobre este último punto, se han considerado las emisiones de CO2 para cada tecnología, dado que existe un mercado de derechos de CO2 que permite dar un precio a estas emisiones. Otro tipo de contaminantes medioambientales, como las emisiones de NOx y de SO2 no han podido ser modelizadas, por no existir un precio público conocido con el cual poder evaluarlas, si bien es cierto que el parque actual de carbones está incorporando progresivamente desulfuradoras y quemadores de bajo NOx, por lo que en el horizonte de estudio el impacto de estas emisiones ya debería estar controlado.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
2
5
Desarrollo de la tecnología nuclear
2.1
Introducción La energía nuclear produce en España una quinta parte de la electricidad que se
consume, a través de los ocho reactores nucleares que hay actualmente en funcionamiento en nuestro país. En el mundo existen actualmente más de 440 centrales nucleares, lo que supone unos 371 GW instalados, que generan el 16% de la electricidad producida. Su edad media alcanza los 23 años2. Actualmente hay nuevas centrales nucleares en construcción en países como Francia, China, India, Rusia o Finlandia para hacer frente a las necesidades energéticas futuras y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Se prevé un aumento en el número de reactores dada su “necesidad para garantizar el respeto al medio ambiente, la competitividad de la economía y el bienestar de la sociedad” en palabras del Foro Nuclear Español. Sin embargo, la tecnología nuclear representa una controversia especial cuando se trata de su desarrollo futuro en su papel de fuente de energía. El debate social relacionado directamente con ella es muy amplio y de carácter fundamental si se pretende que esta tecnología tenga un peso específico en la futura generación eléctrica, tanto en España como en otros países de Europa o del mundo. Los medios de comunicación y la opinión pública, recuerdan imágenes de accidentes como el de Chernobil y las tensas relaciones políticas por el desarrollo nuclear y el enriquecimiento del uranio no colaboran en el hecho de ofrecer una imagen de la tecnología nuclear sin peligro añadido. Sin embargo, cuando el tema del cambio climático sale a la luz, se perfila como una tecnología sin impacto ambiental en cuanto a emisiones de CO2, SO2, NOx o partículas se refiere, dado que se trata de un tipo de tecnología que no emite gases de efecto invernadero.
2
Datos recogidos del informe [SCHN07]
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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El grave problema de esta tecnología son sus residuos. Clasificados en baja, media y alta radioactividad, estos últimos no cuentan aún con suficiente tecnología que permita un desarrollo mayor de la generación nuclear. A lo largo de este capítulo se describirá brevemente el funcionamiento de una central nuclear, basándose en el texto [BARQ04]3, y se especificará el desarrollo tecnológico que distintos países están aportando. Se dedicará un apartado especial al tratamiento de residuos existente hasta la fecha y los nuevos tipos de generadores avanzados en los que se está investigando, que serán clave importante en el peso futuro de esta tecnología4. 2.2
Principios básicos El funcionamiento de los reactores de la mayor parte de las centrales nucleares
actuales está basado en la fisión del uranio-235. El uranio usado normalmente en los reactores contiene en torno a un 3% de isótopo más estable, el
238U.
235U,
mientras que el 97% restante pertenece al
Dado que el elemento de uranio obtenido en las minas
terrestres tan sólo contiene un 0,7% de 235U, es necesario un proceso de enriquecimiento con el fin de obtener el 3% de 235U en el mineral de uranio. Una vez obtenido, éste es procesado en pastillas que se introducen en los elementos combustibles, que consisten en piezas compuestas por largas varillas en las que interiormente se depositan estas pastillas de uranio. Este conjunto de largas varillas suelen formar un prisma rectangular, dentro del cual pueden existir conducciones de agua entre las varillas. Estos elementos combustibles son los que finalmente se introducen en el reactor y sobre el que impactarán los neutrones, dando lugar a la propagación de las reacciones. La fisión nuclear es una reacción en la que se hace incidir neutrones sobre un núcleo pesado (núcleo de 235U), éste se divide en dos núcleos, liberando una gran cantidad de
3
El texto [BARQ04] se extiende desde los principios básicos hasta la historia de la industria, pasando
por la proliferación nuclear, etc. No todos estos aspectos se recogen aquí, dado que se extienden más allá del tema central de esta tesis, pero se recomienda a los interesados su lectura. 4
Los avances tecnológicos en los diseños de nuevos reactores se han tomado de los artículos
publicados en [TECH04] y en la página web de AREVA.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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energía (aprovechada para producir electricidad) y emitiendo dos o tres neutrones. Estos serán los encargados de inducir la fisión de núcleos adicionales.
Figura 1: Esquema de una fisión nuclear
La peculiaridad es que para que esto ocurra se necesita reducir la velocidad de los neutrones. Para ello se emplea la sustancia conocida como moderador: al chocar los neutrones con los núcleos de los átomos que componen el moderador, reducen su velocidad. El moderador, a su vez, debe ser una sustancia de núcleos ligeros que no absorban al neutrón pero suficientemente importantes como para que el neutrón no pase “a través”. Esto implica que sólo el agua (H2O con núcleo moderador el hidrógeno), el agua pesada (D2O con núcleo moderador el deuterio, isótopo del hidrógeno formado por un protón y un neutrón) o grafito (forma de carbono puro), son actualmente moderadores. Mientras se lleva a cabo el proceso de fisión, se pueden producir nuevos materiales fisionables. Algunos de ellos son el plutonio combustible nuclear, el uranio
233U,
en cantidad que el 235U consumido.
239Pu,
que puede ser utilizado como
también fisionable,…siendo estos mucho menores
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Figura 2: Tranformaciones durante los procesos de fisión
La cantidad de elementos fisionables creados aumenta con el número de neutrones rápidos existentes en el núcleo. El límite máximo tiene lugar en los “reproductores rápidos”, fast breeders, en los que el moderador5 ha sido prácticamente eliminado, produciéndose más material fisionable que el inicialmente introducido. Como la posibilidad de que un neutrón rápido sea absorbido es mucho menor que la de uno lento, estos reactores necesitan una concentración de material fisionable mucho mayor, del orden de un 20% en lugar de un 3%. Si la fisión nuclear tiene lugar a ritmo constante, para que el reactor produzca una potencia constante, es preciso que el número “efectivo” de neutrones que cada núcleo fisionado produzca sea uno, siendo éste el responsable de fisionar a otro núcleo. Cuando el reactor funciona de esta forma se dice que está en estado crítico, es decir, en estado normal de funcionamiento. Si cada núcleo produce, de media, 2,5 neutrones, 1,5 deben ser eliminados de alguna manera para mantener ese estado crítico. Una parte abandonará directamente el reactor sin haber sido absorbido por ningún núcleo. La probabilidad de que esto ocurra es tanto mayor cuanto menor es el reactor, por lo que estos deben tener un cierto tamaño mínimo para poder operar. De todas formas, los reactores se diseñan de forma que es potencialmente posible que algo más de un neutrón por fisión inicié otra fisión adicional. Para eliminar los neutrones sobrantes se
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Los reactores que usan moderadores se llaman reactores “térmicos”
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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insertan en el reactor materiales con gran capacidad de absorción de neutrones (cadmio y boro fundamentalmente), generalmente en forma de barras de control que se mueven continuamente adentro y afuera, disminuyendo el número de neutrones cuando hay demasiados e incrementándolo cuando hay pocos. Si, por la razón que fuera, las barras de control se retiran, el número de neutrones “efectivos” crece por encima de uno y se inicia una reacción en cadena. Esta reacción no puede conducir a una explosión nuclear, porque antes de que esto ocurra el excesivo calor generado por la reacción habrá causado que el material fisible que forma el núcleo del reactor se separe, parando la reacción nuclear. Esta explosión térmica es un accidente muy serio, que puede dañar la vasija de confinamiento permitiendo que parte del material radiactivo escape al exterior. Es preciso prever, además, algún tipo de fluido que circule a través del reactor y que lo refrigere. Puede tratarse de agua, dióxido de carbono presurizado o sodio líquido. A la salida del reactor, este fluido calentará otro (agua normalmente) a través de un intercambiador estanco, para evitar el paso de substancias radioactivas. Finalmente el vapor de agua producido, accionará una turbina de vapor que arrastra a un generador eléctrico, siendo éstos de diseño convencional. 2.3
Funcionamiento de una central nuclear Una central nuclear es una central termoeléctrica en la que actúa como caldera un
reactor nuclear. La energía térmica se origina por las reacciones nucleares de fisión en el combustible nuclear formado por un compuesto de uranio.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Figura 3: Esquema de una central nuclear
El combustible nuclear se encuentra en el interior de una vasija herméticamente cerrada, junto con un sistema de control de la reacción nuclear y un fluido refrigerante constituyendo lo que se llama un reactor nuclear. El calor generado en el combustible del reactor y transmitido después a un refrigerante se emplea para producir vapor de agua, que acciona el conjunto turbina-alternador, generando la energía eléctrica. Las centrales se realizan con un diseño específico que prevé estructuras civiles adecuadas, sistemas duplicados que responden al fallo previsto de uno de ellos y coeficientes de sobredimensionamiento para resistir el sismo máximo esperable, proteger contra las radiaciones ionizantes y prevenir los accidentes posibles y mitigar sus consecuencias. Por este motivo, los edificios de una central nuclear en comparación con una convencional de similar potencia son mucho más robustos y más grandes para alojar los sistemas redundantes instalados. 2.3.1
El reactor nuclear
Un reactor nuclear es una instalación capaz de iniciar, mantener y controlar las reacciones de fisión en cadena, con los medios adecuados para extraer el calor generado. Un reactor nuclear consta de varios elementos, que tienen cada uno un papel importante en la generación de calor. Estos elementos son:
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• El combustible, formado por un material fisionable, generalmente un compuesto de uranio, en el que tienen lugar las reacciones de fisión, y por tanto es la fuente de generación de calor. • El moderador, que hace disminuir la velocidad de los neutrones rápidos producidos en la fisión nuclear, convirtiéndolos en neutrones lentos o térmicos. Este elemento no existe en los reactores denominados rápidos. Se emplean como materiales moderadores el agua, el grafito y el agua pesada. • El refrigerante, que extrae el calor generado por el combustible del reactor. Generalmente se usan refrigerantes líquidos, como el agua ligera y el agua pesada, o gases como el anhídrido carbónico y el helio. • El reflector, que permite reducir el escape de neutrones de la zona del combustible, y por tanto disponer de más neutrones para la reacción en cadena. Los materiales usados como reflectores son el agua, el grafito y el agua pesada. • Los elementos de control, que actúan como absorbentes de neutrones, permiten controlar en todo momento la población de neutrones, y por tanto, la reactividad del reactor, haciendo que sea crítico durante su funcionamiento, y subcrítico durante las paradas. Los elementos de control tienen forma de barras, aunque el absorbente también puede encontrarse diluido en el refrigerante. • El blindaje, que evita el escape de radiación gamma y de neutrones del reactor. Los materiales usados como blindaje son el hormigón, el agua y el plomo. • La vasija del reactor aloja el combustible, los elementos de control y el moderador, permitiendo el paso indispensable del refrigerante. 2.3.2
Tipos de reactores nucleares
Los reactores nucleares se clasifican, de acuerdo con la velocidad de los neutrones que producen las reacciones de fisión, en reactores rápidos y reactores térmicos. Por tanto, las centrales nucleares existentes tendrán un reactor rápido o un reactor térmico. A su vez, los reactores térmicos se clasifican, de acuerdo con el tipo de moderador empleado, en reactores de agua ligera, reactores de agua pesada y reactores de grafito.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Con cada uno de estos reactores está asociado generalmente el tipo de combustible usado, así como el refrigerante empleado. 2.3.3
Reactores térmicos
Los reactores más empleados en las centrales nucleares son: a. Reactor de agua a presión (PWR), que emplea agua ligera como moderador y refrigerante y óxido de uranio enriquecido como combustible. El refrigerante circula a una presión tal que el agua no alcanza la ebullición, y extrae el calor del reactor, que después lleva a un intercambiador de calor, donde se genera el vapor que alimenta a la turbina. b. Reactor de agua en ebullición (BWR), que emplea elementos similares al anterior, pero ahora el refrigerante, al trabajar a menor presión, alcanza la temperatura de ebullición al pasar por el núcleo del reactor, y parte del líquido se transforma en vapor, el cual una vez separado de aquél y reducido su contenido de humedad, se conduce hacia la turbina sin necesidad de emplear el generador de vapor. c. Reactor de agua pesada (HWR), que emplea agua pesada como moderador. Existen versiones en las que el refrigerante es agua pesada a presión, o agua ligera en ebullición. Puede emplear uranio natural o ligeramente enriquecido como combustible. Los más extendidos son del tipo PHWR (Pressurised Heavy Water Reactor) o, más habitualmente, reactores tipo CANDU (Canadian Deuterium Uranium), puesto que fue originariamente desarrollado en este país. También empleando agua pesada como moderador y agua ligera como refrigerante, existe un reactor en Japón, HWLWR, Heavy Water Light Water Reactor. d. Reactor de grafito-gas. Este tipo de reactores usa grafito como moderador y CO2 como refrigerante (GCR, Gas Cooled Reactor). Mientras que los primeros reactores de este tipo emplearon uranio natural en forma metálica6, los actuales denominados
6
En Gran Bretaña se conocen los reactores tipo Magnox, porque el combustible se introduce en barras
de óxido de magnesio. Tienen núcleos mayores que los de los LWR, debido a la mayor masa crítica necesaria para sostener la reacción.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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avanzados de gas (AGR) utilizan óxido de uranio enriquecido; y los denominados reactores de alta temperatura (HTGR), usan helio como refrigerante. e. Reactor de agua en ebullición (RBMK), moderado por grafito, desarrollado en la Unión Soviética7, que consiste en un reactor moderado por grafito, con uranio enriquecido, y refrigerado por agua en ebullición. Este tipo de reactores no se ha empleado en Europa occidental.
Figura 4: Esquema de un reactor PWR
2.3.4
Reactores rápidos
En este tipo de reactores no existe el elemento moderador para los neutrones y por tanto el flujo de neutrones cae en la zona de los neutrones rápidos. En estos reactores el combustible de la zona central, formado por un óxido de uranio y plutonio, se rodea de una zona de óxido de uranio empobrecido, con un contenido de uranio-235 menor o igual al del uranio natural. Con esta disposición, y si se usa un refrigerante que no produzca la moderación de neutrones (normalmente se emplea sodio líquido), se puede conseguir que en la capa de U-238 que rodea al combustible se genere más plutonio que el que se consume. De
7
El más conocido es el reactor de Chernobil
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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esta forma, al mismo tiempo que se está generando energía térmica, se está produciendo combustible en forma de Pu-239, que puede usarse en cualquier tipo de reactor, tanto rápido como térmico. A este tipo de reactores también se los conoce por reactores reproductores, y su importancia es enorme, ya que permiten obtener un mejor aprovechamiento de los recursos existentes de uranio. Hasta este momento existen muy pocos países que dispongan de centrales nucleares con este tipo de reactores. En primer lugar, Francia con el Superphenix de 1.200 MWe que ha funcionado hasta 1998, y ha sido la mayor central de estas características. Le sigue la antigua Unión Soviética e India, que tienen reactores de baja y media potencia en operación. Estos reactores no pueden ser refrigerados por agua debido a que actuaría como moderador. En su lugar se emplea sodio líquido, por lo que se denominan LMFBR Liquid Metal Fast Breeder Reactor. En la actualidad, ha aumentado el interés por estos reactores y existen programas importantes de desarrollo en régimen internacional. 2.4
Período de funcionamiento de una central nuclear Los conceptos utilizados para definir los periodos de funcionamiento de una central
nuclear son: - Plazo de diseño: periodo de tiempo utilizado (40 años) en las hipótesis de diseño de algunos componentes de la instalación para asegurar que la central funcionará con las debidas garantías de seguridad y fiabilidad. - Plazo de amortización: periodo de amortización de la inversión económica realizada. Desde 1998, este periodo lo definen los propietarios de la central de acuerdo con las buenas prácticas y normativa contable, así como con el beneplácito de la Administración. - Plazo de operación: periodo total de tiempo en el que la central puede funcionar cumpliendo todos los requisitos y normas de seguridad. Durante el diseño de algunos componentes de la central se establecieron hipótesis conservadoras en cuanto al número de transitorios (variación significativa de un parámetro importante de
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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operación respecto a su valor nominal estable) que se producirían a lo largo de la operación y en cuanto a la severidad de cada transitorio. Los ensayos y pruebas de vigilancia realizados de forma continua permiten asegurar que el número total de transitorios y la severidad de los mismos es menor que el considerado en el diseño y, por tanto, el plazo de operación es mayor que el considerado en el mismo. La operación a largo plazo de una central nuclear no requiere inversiones tan fuertes como en el caso de la construcción de una nueva, y además se beneficia de los bajos costes de operación y mantenimiento, así como la gestión del combustible. Tampoco es necesario localizar un nuevo emplazamiento, ahorrando así los inconvenientes técnicos, sociales y económicos que esto conllevaría. El plazo de diseño de 40 años previsto inicialmente para una central nuclear, resulta una hipótesis conservadora, ya que el tiempo y las mejoras técnicas de los equipos han demostrado que generalmente tienen lugar menos situaciones de inestabilidad para la planta que las previstas inicialmente. Es por ello que muchas centrales esperan una autorización para prolongar su vida útil unos 20 años más, lo que daría lugar a una explotación final de 60 años, período previsto de funcionamiento de las nuevas centrales de generación avanzada. Cabe destacar que la operación a largo plazo de las centrales nucleares también depende de la aceptación pública y de decisiones políticas, no sólo de la viabilidad técnica de la misma. En la explotación de las centrales nucleares se utilizan herramientas de seguimiento y control de los componentes principales, para que las instalaciones se encuentren en óptimas condiciones cuando alcancen su plazo de diseño original. 2.4.1
Requisitos de la operación a largo plazo de una central nuclear
Los requisitos para la operación a largo plazo de las centrales nucleares son los siguientes: • Adoptar en cada momento las acciones más adecuadas para que la central nuclear se encuentre en condiciones óptimas de funcionamiento, garantizando la seguridad, la fiabilidad y la disponibilidad necesarias para poder alargar el periodo previsto inicialmente.
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• Conocer y realizar el seguimiento del estado de los componentes, evaluando y controlando los mecanismos de degradación de aquellos que son más importantes. • Identificar e implantar las mejoras necesarias en los programas de mantenimiento e inspección, incorporando las medidas de mitigación adecuadas. • Un adecuado control del envejecimiento de los componentes permite asegurar que la instalación funcionará con garantías más allá del tiempo inicialmente previsto. Los responsables de la explotación de estas centrales argumentan que es un desatino económico renunciar a poder seguir operando una instalación siempre que esté perfectamente justificado su funcionamiento seguro, dado que es el periodo en el cual sus costes de explotación son los más bajos, una vez superado el periodo de amortización inicialmente previsto. 2.5
El ciclo de combustible El ciclo de combustible nuclear consta de dos partes fundamentales. La primera,
llamada el front end, conlleva la extracción del uranio, su tratamiento para la fabricación de combustible nuclear y el tratamiento de los residuos nucleares. El ciclo del combustible nuclear se representa en la siguiente figura:
Figura 5: Ciclo del combustible nuclear
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En la segunda parte, el ciclo de combustible continúa en la etapa denominada back end, que puede llevarse a cabo mediante un ciclo abierto o un ciclo cerrado. El ciclo abierto mantiene el material usado en un almacenamiento temporal, ya sea en la piscina de la central o en contenedores en seco, mientras pierden energía calorífica y radioactividad. Tras un periodo de tiempo, son almacenados en un dispositivo central (en general de carácter nacional) o pasan a un almacenamiento subterráneo profundo. Si, por otro lado, este back end se gestiona mediante un ciclo cerrado, el combustible gastado de la central (que todavía posee un 96% del uranio inicial enriquecido en un 1%, un 1% de plutonio y un 3% de otros productos de fisión), manteniendo todavía un 50% de su capacidad energética, es almacenado temporalmente para, a continuación, ser reprocesado (coincidiendo con el front end). A partir de él se obtiene óxidos metálicos MOX y UO2 que vuelven a ser utilizados en la operación del reactor, para al acabar su capacidad energética ser almacenados definitivamente. 2.5.1
Extracción y tratamiento del uranio
Los recursos primarios son las minas de uranio. Los recursos secundarios son los stocks, combustible reciclado e incluso armas nucleares retiradas. Alrededor del 60% del consumo total actual de uranio se cubre con los recursos primarios. Los minerales de uranio se encuentran siempre asociados a otros elementos radiactivos, como el radio y el radon. Así, aunque el uranio en sí mismo es muy poco radioactivo, es necesario tomar precauciones especiales en este tipo de minería, en especial si se explotan yacimientos de gran riqueza. El uranio se encuentra en forma de U3O8 en concentraciones relativamente bajas, del orden de las 2.500 partes por millón ó ppm. El mineral extraído se somete a un tratamiento químico para aislar el U3O8. La substancia obtenida se conoce como yellow cake. Los precios se suelen dar en $/lb. A continuación se presenta una tabla con las equivalencias necesarias para convertir estas unidades en c$/kWh. 1 kg U
2,60 lb U3O8
100 $/kg U
0,23 c$/KWh
Tabla 1: Equivalencias de los costes de uranio
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
18
Las reservas actuales de uranio son suficientemente importantes como para cubrir la operación de las plantas presentes durante unos 200-250 años. En el caso de emplear reactores reproductores, su uso podría alargarse mucho más allá. También hay que ser consciente de que la exploración del uranio está menos desarrollada que la de combustibles fósiles, y que la cantidad de las reservas viables o rentables crece mucho al aumentar el precio del uranio. Los recursos secundarios son propiedad de compañías eléctricas, compañías involucradas en el ciclo del combustible y organismos gubernamentales. Estas reservas son bastante baratas de almacenar, y se tienen con el objeto de garantizar el suministro de combustible nuclear, protegerse contra posibles variaciones de precio o garantizar las entregas. El Instituto del Uranio ha estimado las reservas mundiales secundarias (excluidas reservas militares) en unas 215.000 toneladas. A esta cifra hay que añadir el uranio existente en bombas atómicas (muy enriquecido). Esta cantidad, es del orden de, pero menor a, unas 1.000 toneladas, equivalente a unas 200.000 toneladas de uranio no enriquecido. Además hay que considerar el plutonio de estas armas nucleares. Se puede concluir que las reservas de uranio son extremadamente grandes y se encuentran extendidas por el mundo. 2.5.2
Enriquecimiento
La mayor parte de los reactores comerciales son LWR, que necesitan uranio enriquecido al 3%. El proceso de enriquecimiento es tecnológicamente complejo, y se basa en la pequeña diferencia de masa entre el 235U y el 238U. Un primer paso suele ser la síntesis de hexafluoruro de uranio UF6. La razón es que el flúor es un elemento con un solo isótopo natural, por lo que cualquier diferencia en la masa de las moléculas de este gas se deberá a la existencia de uno u otro isótopo de uranio. A partir de aquí se puede proceder al enriquecimiento por varios procedimientos: 1. Difusión gaseosa, en el que se hace pasar al gas a través de una membrana semipermeable. Las moléculas con
235U
pasan con más facilidad, con lo que
se puede conseguir un gas tras el filtro un poco más rico en
235U
(alrededor
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
19
de 6 partes por 10.000). Repitiendo el procedimiento unas 1.500 veces, se consigue enriquecer desde el 0.7% natural hasta el 3%. 2. Separación centrífuga. Se hace girar al gas, con lo que queda ligeramente enriquecido (débilmente) en la parte central del ciclón. 3. Procesos aerodinámicos. Se hace circular el gas a alta velocidad por una tubería que se abre bruscamente. A la salida de la boquilla, el gas queda ligeramente enriquecido en la parte central. 4. Enriquecimiento por láser. Un láser, cuya frecuencia está ajustada a un modo de excitación de la molécula F6235U (pero no F6238U) ilumina el gas. De esta manera se pueden inducir reacciones químicas solamente en las moléculas que contengan 235U. 5. Enriquecimiento electromagnético. Este método no requiere hexafluoruro de uranio, sino una fuente de iones de uranio. Al hacerlos circular a través de un campo magnético, la desviación que sufren los iones depende de su masa. El método más extendido es el enriquecimiento por difusión gaseosa, aunque se espera que el enriquecimiento por láser sea la mejor alternativa si se requiriera una mayor capacidad (la actual parece más que adecuada a las necesidades). El enriquecimiento electromagnético se desarrolló durante la segunda guerra mundial, requiere el uso de grandes cantidades de energía y no proporciona cantidades significativas de uranio enriquecido. 2.5.3
Fabricación
A continuación se muestra una imagen que comprende, de derecha a izquierda, el proceso de fabricación. Una vez enriquecido el uranio, éste se fabrica en forma de pastillas. Estas pastillas serán introducidas en las barras de combustible de unos 4 metros de largo y 1 cm de diámetro de una aleación de zirconio. Estas barras darán lugar al elemento completo de combustible, que incluye las barras con las pastillas de combustible, las tuberías de agua de refrigeración y el espacio necesario para que en él sean introducidas las barras de control que ayudarán a mantener las reacciones de fisión.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
20
Con el objetivo de poseer ciertos órdenes de magnitud, destacar que un elemento de combustible nuclear contiene aproximadamente 180 kg de uranio. Por otro lado, la descarga producida en las reacciones de fisión equivale en términos eléctricos a unos 48.000MW por cada kilogramo de uranio. En total, el núcleo contiene unas 200 barras de uranio con espacios entre ellas para que pasen las barras de control y el agua, por lo que suele haber unas 90 toneladas de uranio en el reactor.
Figura 6: Fabricación del combustible nuclear
Tras esta etapa, el combustible es gestionado adecuadamente en el reactor de la central con el objetivo de conseguir la mayor generación eléctrica según la disposición de los elementos en el núcleo. La experiencia de cada planta colabora a que con el mínimo coste y manteniendo la seguridad, se consiga el mayor output energético posible. La estrategia seguida para las recargas de combustible forma también parte de esta etapa. Una vez aprovechado este combustible, se continúa con la etapa conocida como back end, descrita anteriormente.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
2.5.4
21
Costes del combustible nuclear
En contraste con otras formas de energía (petróleo, carbón,…) el principal coste del combustible nuclear no es el coste del uranio en bruto, sino el del procesado del mismo.
Figura 7: Peso económico de los distintos procesos para llevar a cabo un ciclo de combustible cerrado
3%
21%
39%
33% 4%
Figura 8: Peso económico de los distintos procesos para llevar a cabo un ciclo de combustible abierto
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
22
Los costes asociados a la industria nuclear tienen dos características principales. La primera es ser principalmente costes de capital, la segunda mostrar grandes economías de escala. Tras mencionar esto, cabe destacar: •
El coste total es comparable y normalmente mayor, que el coste actual de ciclos combinados y otras plantas fósiles. Por otra parte, el coste variable (coste de combustible y una parte, no muy grande, de los costes de operación y mantenimiento) es mucho menor que el coste variable de cualquier otra tecnología, por lo que una vez que se tenga una central nuclear construida operará en base tantas horas como sea posible.
•
La mayor parte del coste es el coste de capital, muy sensible a la tasa de interés (tasa de descuento) aplicada.
El otro aspecto importante de la industria es que las economías de escala son muy importantes, lo que lleva a la construcción de centrales con capacidades generalmente superiores a los 1.000 MW. Esto implica que las compañías que aborden estos proyectos han de ser muy grandes y financieramente sólidas. 2.6
Seguridad nuclear En general, cuando se habla de la seguridad de reactores nucleares, se está hablando
sobre la posibilidad de fuga de substancias radioactivas al exterior de la planta. El análisis es delicado en el sentido de que la probabilidad de que esto ocurra es muy pequeña, pero sus consecuencias pueden ser muy graves. Actualmente están en operación unos 10.000 reactores – año de experiencia de operación. El único accidente que ha causado una fuga mayor de substancias radioactivas ha sido el de Chernobil. Bastante gente ha argumentado que este tipo de accidente es de ocurrencia imposible en plantas occidentales, y en cualquier caso se admite que estas son significativamente más seguras. La dificultad está en cuantificar esta seguridad. El enfoque empírico es de escasa utilidad. Un accidente, que puede ser anómalo, no permite construir una estadística. Ha habido ciertamente otros accidentes de menor gravedad, pero aún así es una experiencia escasa.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
23
El enfoque habitual, por tanto, es un estudio teórico basado en los “árboles de fallos”. La idea básica es reconocer que para que un accidente serio suceda deben ocurrir varias cosas en sucesión. Así, el accidente en la Isla de las Tres Millas implicó el fallo de una válvula, fallos en la señalización, acciones incorrectas del operador, etc.8 Un árbol de fallos se construye realizando la lista de todas estas acciones considerando que pueden ser de una forma u otra (la válvula puede cerrar o no, la señalización funcionar o no,…), asignar una probabilidad a cada posibilidad y calcular finalmente la probabilidad de un accidente dado. Uno de los primeros estudios, y uno de los más citados, es el llamado informe Rasmussen (1975) relativo a la seguridad de los PWR. Este informe concluía que la probabilidad de fusión del núcleo era de 5*10-5 por reactor – año. Esta cifra es discutible. Un primer problema es que las probabilidades de cada evento individual en el árbol no tienen porque ser conocidas. Así, la probabilidad de fallo de una válvula (de las que hay miles en operación por el mundo) puede ser bien estimada, pero es mucho más difícil estimar la probabilidad de que, por ejemplo, la vasija del reactor se fracture en caso de accidente. Potencialmente más grave es que es muy difícil, por no decir imposible, prever todos los posibles modos de fallo, especialmente al haber gente involucrada. Por otro lado, estos estudios permiten identificar los puntos más débiles del sistema y proceder así a la mejora del diseño. La misma probabilidad de fallo final, aunque en general muy incierta, proporciona no obstante una idea cuantitativa de la probabilidad de fallo de los modos contemplados. 2.7
Residuos nucleares
2.7.1
Generación de residuos
Los residuos procedentes de la energía nuclear se clasifican en residuos de baja, media y de alta actividad, que es el denominado combustible gastado. Es España se producen anualmente unas 1500 toneladas de residuos de baja y media actividad y
8
Si se desea más información sobre los dos grandes accidentes nucleares, el de Chernobil y el de las
Tres Millas, existe una detallada descripción en la fuente de la que está extraída esta información, [BARQ04]
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
24
unas 160 toneladas de residuos de alta actividad. Éstos últimos son vigilados y controlados para evitar que afecten a las personas y al entorno. Los residuos que las centrales nucleares generan a lo largo de 40 años de funcionamiento, incluyendo el desmantelamiento de los reactores, equivalen al volumen de 16 campos de fútbol.
Figura 9: Residuos nucleares
El problema del tratamiento de los residuos nucleares es uno de los más graves que presenta el uso de la energía nuclear. Una central nuclear de 1000 MWe produce, a lo largo de un año, unos 15.000 m3 de residuos de baja actividad, unos 1.500m3 de residuos de actividad media y unos 20m3 de residuos de alta actividad. Los residuos de baja actividad están constituidos por equipo vario, ropas, guantes, utensilios, etc, que se han usado en la planta. Su nivel de radioactividad es del orden del mineral natural de uranio, por lo que aún no siendo muy peligrosos, requieren de un cierto cuidado. Existen también cantidades menores procedentes de hospitales, centros de investigación u otras industrias. Suponen menos del 1% de la cantidad total de radioactividad. Los residuos de actividad media provienen casi en su totalidad de la industria nuclear. Son resinas, reactivos químicos y equipo que ha resultado contaminado. La manera habitual de proceder es depositarlos en el interior de bloques de hormigón. Su
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
25
vida es relativamente corta, y no suponen más que un 4% de la cantidad total de radioactividad. Es práctica habitual que los residuos de baja y media actividad se depositen en galerías subterráneas o naves industriales, que permitan el acceso a los mismos, en zonas sometidas a una adecuada vigilancia. El problema real lo constituyen los residuos de alta actividad. La mayor parte de los mismos está formada por el combustible nuclear ya utilizado. Cada 1000kg de uranio consumido en un reactor LWR contiene 967 kg de
238U
y 33kg de
años en el núcleo se habrá transformado en 943 kg de plutonio, 4,6 kg de
236U,
238U,
235U.
8kg de
Al cabo de tres 235U,
8,9kg de
0,65 kg de varios elementos transuránicos y 35kg de varios
productos de la fisión. Una vez extraído este material del reactor (incluyendo las barras de zirconio y el resto del material estructural) se almacena inicialmente en la propia central. Durante este periodo tanto la radioactividad del material como el calor generado por ella decaen marcadamente: al cabo de un año es del orden de un 1% del valor inicial y durante los diez años siguientes disminuye en un factor de 5 adicional. Aproximadamente, la radioactividad, es decir, el número de sucesos de desintegración radioactiva, y el calor generado en estos procesos son proporcionales. Las partículas emitidas inicialmente (radiación beta, electrones y positrones) son menos energéticas que las que se emiten después (al cabo de unos siglos, radiación alfa, núcleos de helio). De forma aproximada, al cabo del primer año y durante los primeros millones, el calor emitido y la radioactividad siguen una ley del tipo
A = A0 ⋅ e −0,55T siendo A0 la actividad (o calor) inicial y T el tiempo en años desde la extracción del reactor. Inicialmente, estos residuos se almacenan en piscinas de enfriamiento en la propia central. Esto es debido a que el calor que generan es muy substancial. Llega un momento en que, sin embargo, conviene tomar alguna decisión:
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
•
26
Proceder al almacenamiento permanente de los residuos, generalmente en formaciones geológicas. Esta es la política en Suecia y, oficialmente aunque con dificultades en la práctica, en los EE.UU.
•
Reprocesar los residuos. Esta es la política en Francia, Alemania, el Reino Unido o Japón.
• 2.7.2
Posponer la decisión, como en Canadá o España
Reprocesado
La principal razón del reprocesado es recuperar el uranio y el plutonio todavía presentes en los residuos. Una razón secundaria es reducir el volumen de residuos de alta actividad que han de ser enterrados. Los residuos nucleares se llevan a las plantas de reprocesado unos tres años después de su extracción del reactor, ya que el
241Pu
que se planea emplear como combustible
nuclear tiene una vida media de 14 años, por lo que si se pospusiera mucho el reprocesado habría podido decaer una proporción excesiva del mismo. El uranio obtenido en la planta de reprocesado puede utilizarse, tras enriquecimiento, como combustible nuclear. El plutonio requiere un proceso más complejo: su conversión en óxido metálico (MOX), lo que a menudo se realiza en la misma planta de reprocesado. En algunos países como Francia, el reprocesado y la combustión posterior de MOX en plantas nucleares son actividades coordinadas para evitar la acumulación de plutonio. 2.7.3
Enterramiento de los residuos
En cualquier caso, sea procedentes de la planta de reprocesado o directamente de la central nuclear, existen residuos de alta actividad que han de ser enterrados. Estos residuos son vitrificados, introducidos en cápsulas de acero inoxidable, cobre y otros materiales no corroíbles (además de otros materiales que cumplen otras medidas de seguridad) y, finalmente, enterrados en una formación geológicamente estable. Para determinar el tiempo y condiciones de aislamiento, la evolución de la radioactividad del material es una información interesante, pero es más importante la
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
27
actividad biológica del mismo. Esta depende de varias cosas: lo fácilmente que se puede transportar a la biosfera, la facilidad con que el cuerpo humano puede asimilarlo, y los efectos que una vez asimilado pueda causar. Una forma de intentar estimar esta peligrosidad es empleando los límites normativos sobre la concentración en agua de estas substancias, calculando con ellos la cantidad mínima de agua que sería necesaria para diluir el residuo nuclear a un nivel seguro. Esta cantidad, el volumen de agua de disolución ó WDV, disminuye con el tiempo, conforme la actividad del material disminuye, aunque no tan rápido como la fórmula arriba indicada. Una comparación clásica, aunque quizá no excesivamente relevante, era con el WDV del mineral natural de uranio. En los 70 se estimaba que ambas serían iguales al cabo de unos 500 años. Después los límites considerados seguros cambiaron en las normativas, endureciéndose para los isótopos artificiales, con lo que las cifras actuales, a menudo citadas, están entre los 10.000 y 1.000.000 de años. Las normativas que se aplican requieren que el material permanezca seguro durante estos enormes intervalos de tiempo. En general, los geólogos pueden determinar que ciertas formaciones son seguras durante períodos de decenas o centenas de siglos. Más allá, es muy difícil hacer predicciones. El problema se complica además porque, en ocasiones, las regulaciones a aplicar son muy rigurosas. 2.8
Retiro de plantas nucleares Una vez que el reactor ha concluido su vida útil, es preciso proceder a su retiro. En
principio, hay tres alternativas posibles: 1. Desmantelamiento de la planta: Una vez retirados todos los materiales radioactivos, el sitio puede quedar disponible para otros usos. 2. Cerrar las instalaciones: En este caso, se retiran los elementos de control, se almacena todo el material peligroso de forma segura dentro de la planta, y se contempla, normalmente, un período de medio siglo antes de proceder al desmantelamiento definitivo. 3. Encofrado de la planta, de forma que no se contempla hacer uso del sitio en un futuro previsible.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
28
Aunque la mayor parte de la radioactividad de una planta nuclear está asociada al combustible nuclear, las substancias que han sido irradiadas pueden presentar niveles apreciables de radioactividad, debido a la presencia de 55Fe, 60Co, 63Ni ó 14C. Los dos primeros isótopos son muy radioactivos, pero tienen vidas medias bastante breves. En términos generales, un siglo después de la irradiación de estos materiales su actividad ha disminuido a la cienmilésima parte de la original. Hasta el momento presente se han retirado aproximadamente unos 300 reactores, aunque la mayor parte han sido reactores pequeños empleados en investigación. Solamente en estas últimas décadas se han empezado a retirar grandes reactores comerciales. Muchos de estos procesos están todavía en ejecución. En algunos casos (implicando en la mayor parte de los casos reactores pequeños) se ha efectuado el desmantelamiento total de la instalación y se ha aprobado su uso para otros fines. En España se está procediendo al retiro del reactor de Vandellós 1, el primer grupo de la central de Vandellós. Las estimaciones de los costes asociados al retiro de las plantas suelen estar claramente por debajo de 1c$/kWh producido, siendo 0.1 c$/kWh una cifra bastante normal. De todas formas, existe una cierta incertidumbre en estas cifras debido a la ausencia de datos reales. 2.9
Nuevas tecnologías nucleares Los problemas a los que se enfrenta la industria nuclear, tanto en lo referente al
crecimiento de los costes como en los aspectos de seguridad nuclear, proliferación y tratamiento de residuos, han llevado a proponer una gran variedad de diseños alternativos que, se argumenta, son capaces de superar estos desafíos. En cualquier caso, estos enfoques son en su mayor parte todavía muy preliminares, no se han abordado problemas de implementación práctica y, debido a los retrasos inherentes a los procesos de desarrollo y construcción, no cabe esperar que estén en operación comercial en ningún caso antes de 20 ó 25 años. Por otra parte, si efectivamente estos problemas admitiesen solución, la alternativa nuclear sería una posibilidad muy atractiva. Dentro de los objetivos fundamentales para estas nuevas generaciones de plantas nucleares, se busca que cumplan con:
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
29
• Diseño estandarizado, lo que conlleva una menor inversión y un menor tiempo para la obtención de licencias y la construcción. • Diseño simplificado y automatizado. • Mayor utilización prevista para la planta (superior al 90%) y un plazo operativo de 60 años. • Niveles optimizados de seguridad. • Mejor utilización del combustible para optimizar el rendimiento y reducir la cantidad de residuos generados. • Niveles reducidos de exposición a la radiación de los trabajadores. • Simplicidad de operación. • Tiempo de construcción cortos. • Costes de inversión reducidos. • Seguridad pasiva Estos diseños se pueden clasificar en: •
Diseños evolutivos: mejoras sobre diseños de reactores actualmente en explotación, principalmente PWRs. Casi todas las compañías nucleares tienen diseños que caen en esta categoría, y en general se afirma que son más seguros debido a una mayor estabilidad de la reacción en sí y a una simplificación (y consecuente abaratamiento) del diseño.
•
Reactores “intrínsecamente seguros”, es decir, que están construidos de tal forma que es físicamente imposible que sufran una reacción en cadena, con una
posible
explosión
térmica.
Dos
tipos
de
diseños
han
sido
particularmente discutidos: o
PIUS, un diseño sueco que incorpora, entre otras medidas de seguridad, el que el reactor funcione “sumergido” en una piscina de agua borada. En condiciones de operación normales, la circulación de
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
30
agua de refrigeración mantiene el agua borada fuera del núcleo, pero en caso de accidente la falta de circulación del agua de refrigeración y/o el calentamiento del núcleo, harían que este quedara inundado por agua borada. El boro tiene una gran capacidad de absorción de neutrones, con lo que toda reacción nuclear acabaría (salvo la desintegración de isótopos inestables) y el núcleo quedaría refrigerado. o
Nuevos tipos de HTGR, especialmente uno en el que el combustible viene como bolas de UO2 envueltas en una capa cerámica, que puede soportar 3.500ºC. Las propiedades de la cerámica hacen imposible que la reactividad (la facilidad para sostener una reacción nuclear) aumente con la temperatura, haciendo muy difíciles reacciones descontroladas como en Chernobil. El uso de helio como refrigerante (que no absorbe neutrones y no puede sufrir cambios de fase) hace imposible accidentes como el de la Isla de las Tres Millas. Por otra parte, como la capacidad calorífica sería bastante más alta que la de los diseños actuales, da más tiempo para tomar acciones correctoras en caso de accidente. Actualmente hay reactores experimentales de este tipo en construcción en Japón y China.
•
Reactores basados en el ciclo del torio: Aunque no es un elemento fisible, el 232Th
se transforma en
similares a las del
233U
235U.
tras capturar un neutrón, cuyas propiedades son
Los recursos minerales de
232Th
son incluso mayores
que los del 235U. Un reactor basado en este combustible tendría que tener una fuente inicial de neutrones, aunque esto no se considera un impedimento grave. Una propiedad atractiva es que si se quema junto al plutonio, éste queda destruido de forma bastante completa dando lugar a residuos radiactivos menos peligrosos que los habituales. En principio, reactores muy similares a los actuales podrían sostener este ciclo. •
Reactores basados en aceleradores (ADR: Accelerator Driven Reactors). La idea es hacer incidir un haz de protones provenientes de un acelerador de partículas en un blanco de elementos pesados, que entonces emitiría neutrones. Estos incidirían en el combustible nuclear provocando una
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
31
reacción. El blanco nuclear estaría diseñado de forma que fuera subcrítico, así en ausencia de la fuente externa de neutrones la reacción no tardaría en decaer. Una posibilidad atractiva es que un sistema de este tipo podría transmutar elementos transuránicos de larga vida que se encuentran en residuos nucleares en otros elementos menos peligrosos. También se está investigando con el objetivo de destruir el plutonio proveniente de armas nucleares. • Reactores de fusión. Estos reactores intentan obtener energía a partir de la fusión de isótopos pesados del hidrógeno: deuterio 2H y tritio 3H. La principal dificultad radica en las enormes temperaturas requeridas, de decenas de millones de grados, a la que es necesario calentar un gas relativamente denso de estas substancias. Existen dos tipos principales de prototipos: o
Reactores basados en el confinamiento magnético, en el que el gas se contiene mediante campos magnéticos intensos
o
Reactores inerciales, en los que se provoca la implosión de pequeñas
bolas
de
material
fusionable
bombardeándola
simultáneamente desde muchos ángulos o haces de partículas. El progreso en la tecnología de fusión ha sido más lento de lo esperado. El sistema más avanzado es el basado en el confinamiento magnético, en el que se ha logrado provocar la fusión durante tiempos limitados. La construcción de un reactor de “demostración”, con el fin de abordar distintos problemas de ingeniería durante esta década ya ha comenzado en Cadarache, Francia, con el nombre de ITER (“International Thermonuclear Experimental Reactor”). En cualquier caso, es improbable que antes de 20 ó 30 años se pueda contar con algún prototipo comercial. 2.9.1
Reactores de agua a presión avanzados: el EPR
El EPR (siglas de European Pressurized Reactor) es un reactor de tercera generación avanzada (Generación III+), que capitaliza la experiencia de las centrales más recientes
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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y los resultados de importantes programas de I+D. Ofrece la garantía de una producción eléctrica segura, a menor coste, y sin incrementar el efecto invernadero. Conforme a las exigencias de las autoridades de seguridad, el EPR responde a las necesidades de las compañías eléctricas. La construcción de un primer ejemplar en Finlandia ya está finalizando, para equipar a la quinta unidad nuclear que entrará en explotación en 2009. El EPR ha sido desarrollado por AREVA con la participación de EDF y las principales compañías de electricidad alemanas. Las autoridades de seguridad de los dos países se han asociado y han armonizado sus normas de seguridad con el fin de establecer reglas comunes aplicables a la concepción del nuevo reactor. El proyecto EPR tiene, desde su inicio, tres objetivos, hoy conseguidos: 1. Integrar las necesidades de las compañías eléctricas 2. Satisfacer las normas de seguridad de las futuras centrales dictadas por la autoridad de seguridad francesa, tras la armonización con su homólogo alemán 3. Aumentar aún más y de forma significativa, la competitividad de la energía nuclear en relación a las energías fósiles. El EPR es un reactor de la familia REP – Réacteur à Eau Pressurisée ó PWR en inglés – a la cual pertenecen los reactores del parque nuclear francés. Esta familia es la más extendida a nivel mundial. El EPR resulta de una síntesis y de una evolución de los modelos REP más recientes: el reactor francés de tipo N4 de las centrales de Chooz y Civaux y el reactor de tipo Convoy que equipa las centrales alemanas de Neckarwestheim, Emsland e Isar. Se beneficia de la experiencia de más de 30 años de explotación de un parque de más de 100 reactores nucleares construidos por el grupo Areva y Siemens en 11 países, es decir, alrededor de un 30% de la potencia electronuclear instalada en el mundo, así como de las innovaciones resultantes de los programas de investigación y desarrollo llevados a cabo por el Comisionado Francés para la Energía Atómica (CEA) y sus homólogos alemanes en el cuadro de acuerdos nacionales, bilaterales e internacionales.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Figura 10: Esquema de una central nuclear con un reactor EPR
Todos los tipos de combustibles usados ya en los reactores de agua a presión pueden ser utilizados: combustible a base de uranio ligeramente enriquecido (hasta un 5%) o combustibles reciclados ya sea a base de uranio procedente de un proceso de retiro y de re-enriquecimiento, o a base de óxido mixto de uranio y de plutonio proveniente del reprocesado (combustible MOX). El núcleo puede ser completamente cargado de combustible MOX. Esta capacidad permite por un lado, regular y limitar el inventario global en plutonio y por otro lado, disminuir el volumen de residuos. El EPR tiene una potencia eléctrica neta de la gama de 1600 MWe. Esta fuerte potencia unitaria está adaptada a las regiones en las que las redes eléctricas están desarrolladas y bien malladas, así como a las regiones de fuerte densidad de población donde el espacio disponible para instalar las centrales es limitado. En los próximos 20 años, es en estas regiones donde más de la mitad de las nuevas centrales de producción eléctrica, de cualquier tipo de tecnología, deberán ser construidas. El reactor de nueva generacion EPR, aporta un progreso económico y técnico muy importante: reduce el coste de producción eléctrica, mejora la utilización del combustible,
menor
producción
de
residuos
de
alta
radioactividad,
mejor
disponibilidad, mayor flexibilidad de explotación, mantenimiento más sencillo, reducción significativa de la dosimetría de personal de explotación y de
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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mantenimiento y una vida útil de 60 años, comparada con la de las centrales actuales de 40 años.9
Tabla 2: Comparativa de las principales características del nuevo reactor avanzado con respecto al N4 ya existente.
La seguridad de la industria nuclear se inscribe en una dinámica de progreso continuo.
Los
reactores
de
agua
a
presión
son
instalaciones
industriales
particularmente seguras, como permite constatar la experiencia a nivel mundial. Con el EPR, este alto nivel de seguridad se ha incluso reforzado. Las exigencias formuladas por la autoridad de seguridad francesa, tras la armonización con su homólogo alemán, han sido satisfechas: 1. Prevención reforzada de eventos que pudieran dañar el núcleo. Las funciones de seguridad
son
aseguradas
por
sistemas
simples,
diversificados
y
redundantes. Su automatización es mayor que en los reactores precedentes. El EPR posee sistemas de seguridad cuadruplicados cuya función es, en caso de situación anormal, asegurar la refrigeración del núcleo. Cada uno de ellos puede asegurar por sí mismo el 100% de su función de seguridad. Totalmente independientes, estos sistemas se reparten en cuatro edificios geográficamente separados y protegidos individualmente. Una estricta separación física les es aplicada. Así, incluso en caso de un fallo del sistema provocado por un intendente interno (inundación, incendio,…) o externo
9
Si bien es cierto que las centrales actuales están ampliando su vida útil hasta los 60 años, los trabajos
de “rejuvenecimiento” para conseguir esta ampliación de licencia no serían necesarios en este nuevo tipo de reactor.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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(seísmo, caída de un avión,…) los otros permiten mantener la instalación en un estado de parada segura. Estas disposiciones relativas a la arquitectura y la concepción de sistemas de seguridad permiten dividir por 10 la probabilidad de daño en el núcleo, siendo esta ya infinitesimal en los reactores de agua a presión actuales.
Figura 11: Esquema de la isla nuclear de la planta
2. Extrema robustez y confinamiento estanco. En la hipótesis, altamente improbable, de un evento que dañase el núcleo, medidas preventivas han sido tomadas para proteger a la población y al ambiente de su impacto. El edificio que abriga al reactor es extremadamente robusto. Reposa sobre una base de espeso hormigón y está recubierto de una cubierta doble: una capa interna estanca en hormigón precontraido y una capa externa de hormigón armado, cada una de un espesor de 1,30 metros. Esta cubierta de un espesor total de 2,60 metros de hormigón resistiría agresiones exteriores tales como la caída de un avión. Incluso en el improbable caso de un accidente tal que se fundiera el núcleo, la vasija de acero en la que está encerrado se perforase, la parte del núcleo fundido, “el corio”, que podría escapar de la vasija estaría confinado, refrigerado y solidificado en un compartimento dedicado a ello, en el interior del edificio del reactor. Con el EPR, este tipo de evento extremo se mantendría estrictamente circunscrito al interior de la cubierta de confinamiento del reactor. Las inmediaciones de la central, el subsuelo y la capa freática estarían así completamente protegidas.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Figura 12: Confinamiento del corio en caso de accidente
3. Reducción de la exposición del personal de explotación y mantenimiento. La radioprotección del personal de explotación y mantenimiento ha sido reforzada: a. Intervenciones humanas reducidas y convertidas en más fiables por la calidad de la interfaz hombre - máquina, la ergonomía de la sala de mandos, la simplificación de la gestión de la instalación y la ayuda a los operadores para su pilotaje, así como el aumento de nivel de la automatización b. La instalación general de equipamiento prevista para facilitar el acceso y simplificar las operaciones de mantenimiento, cuya duración es más reducida c. Intervenciones de mantenimiento estandarizadas. El objetivo es dividir por dos la dosis colectiva actualmente observada por las centrales nucleares de los países de la OCDE (Organización de Cooperación y de Desarrollo Económico), que es de una media de 1 hombre.Sievert por reactor y por año. En el parque nuclear francés, el nivel de dosis colectiva de 1hombre.Sievert corresponde, para los equipos que intervienen, a dosis individuales de media del orden de 5 miliSievert por año (mSv/año). Dicho de otra forma, la dosis media profesional observada es comparable a las dosis naturales en Francia, que varían entre 1 y 6
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mSv/año según el ambiente: 2,5 mSv en París, 5mSv/año en Bretaña y en el Macizo Central. Beneficiándose de la ventaja inherente de lo nuclear, que no emite CO2 ni otros gases de efecto invernadero, ni contaminantes atmosféricos tales como el óxido de azufre o de nitrógeno, cenizas, el EPR aporta un progreso importante bajo el ángulo del desarrollo sostenible. La concepción del núcleo del reactor permite una mejor utilización del combustible. Para producir una misma cantidad de energía, el EPR consume menos uranio, produce menos plutonio y forma menos residuos radioactivos de alta actividad. De hecho, ofrece la posibilidad de modular el inventario de plutonio. Su vida útil alargada hasta los 60 años conlleva, para una misma producción de energía, un volumen de residuos últimos reducido. De forma global, el recurso de la energía nuclear permite preservar las reservas de combustibles fósiles que, tras el pico de producción desde mitad del siglo pasado, comienzan a agotarse. A modo de conclusión, el EPR ofrece numerosas ventajas económicas e innovaciones importantes, con el objetivo de adaptarse al reemplazo de las centrales actuales cuando lleguen al fin de su vida útil y ser protagonista en los nuevos proyectos de centrales nucleares, con el aumento de seguridad y flexibilidad en la explotación, la competitividad, las nuevas necesidades de las compañías eléctricas y la experiencia mundial de más de 30 años de explotación. 2.9.2
Los sistemas nucleares de Generación IV
Con la iniciativa del Departamento de Energía americano, un Foro internacional de diez países, el Forum Generación IV, se constituyó en el año 2000, con un principio fundador, el de reconocer los logros de la energía nuclear de cara a un desarrollo energético sostenible a escala mundial y teniendo por objetivo la definición de especificaciones así como el desarrollo de tecnologías prometedoras para sistemas nucleares empleados en el horizonte 2030-2050. El Forum internacional Generación IV comprende actualmente diez países: Estados Unidos, Argentina, Brasil, Canadá, Francia, Japón, República de Corea, África del Sur, Suiza y Reino Unido, a los que se unió posteriormente la Comisión Europea. Estos
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países han decidido unir sus esfuerzos para identificar los conceptos de sistemas nucleares futuros susceptibles de satisfacer sus necesidades crecientes de energía en el mundo, en un contexto de desarrollo sostenible y de prevención de riesgos de cambio climático. El Forum Internacional Generación IV (GIF) es una iniciativa importante para relanzar la energía nuclear en los Estados Unidos y extenderla al mundo. La fase de orientación tecnológica, a la que el Forum se entregó en un primer momento10, representa la primera etapa de un proceso que identifica y organiza la investigación y el desarrollo necesario para desarrollar una nueva generación de sistemas productores de energía nuclear. Cada uno de estos sistemas comprende el reactor, el sistema de conversión de energía y los equipos necesarios del ciclo de combustibles, fundamentalmente la gestión del combustible usado y los residuos últimos. Tres etapas han sido superadas: • La evaluación, según una metodología muy codificada, de los sistemas propuestos por los países participantes (etapa realizada entre abril 2001 y abril 2002) • La selección de un pequeño número de sistemas portadores de tecnologías juzgadas como particularmente prometedoras durante su evaluación (etapa realizada en mayo de 2002) • La elaboración de un plan de desarrollo de estas tecnologías, editado en octubre de 2002, preparando una fase de cooperación internacional llevada a cabo desde 2004. El conjunto de objetivos buscados por los sistemas de Generación IV fueron propuestos originalmente por un subcomité de NERAC (Nuclear Energy Research Advisory Committee) que aconseja al gobierno americano en materia de energía nuclear. Tras su discusión, fueron adaptados y modificados propiamente por los integrantes del Forum. Los objetivos principales son cuatro: la aptitud a contribuir a un desarrollo energético sostenible (Sustainability), la competitividad económica (Economics), la seguridad y fiabilidad (Safety and Reliability) y finalmente la
10
Ver http://gif.inel.gov/roadmap/
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resistencia a los riesgos de proliferación y de protección física (Proliferation Resistance and Physical Protection).
Figura 13: Objetivos de los sistemas nucleares de la Generación IV
En total, ciento veinte sistemas reagrupados rápidamente en veinte familias homogéneas desde el punto de vista de sus características técnicas y de sus necesidades en términos de I+D, fueron entregadas al Forum por parte de los participantes.
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Los expertos internacionales de los diez países integrantes, de la OCDE/AEN (Organización de Cooperación y Desarrollo Económico/Agencia para la Energía Nuclear), de la Comisión Europea y de la Agencia Internacional de la Energía Atómica (AIEA), han contribuido en esta fase de trabajo del Forum. Los grupos de expertos han evaluado los rendimientos de cada una de las veinte familias de sistemas, según una metodología elaborada para permitir aportar un juicio cuantitativo a pesar del estado de definición preliminar de la mayor parte de los sistemas. Su aplicación condujo a los miembros del GIF a retener como los más prometedores seis conceptos brevemente descritos y esquemáticamente ilustrados a continuación. 2.9.2.1
Reactor de muy alta temperatura – Very High Temperature Reactor – VHTR
El VHTR es un reactor de neutrones térmicos de 600 MWth refrigerado por helio. Pone en práctica la tecnología del reactor de alta temperatura HTR, llevado a muy altas temperaturas (superiores a 1000 ºC) para la producción de hidrógeno o la cogeneración de hidrógeno y de electricidad. Este acercamiento reposa sobre las prometedoras perspectivas en términos de rendimiento de los procedimientos de producción de hidrógeno a muy alta temperatura, tales como el ciclo termoquímico yodo-azufre o electrólisis a alta temperatura. Una parte importante del plan de desarrollo del sistema VHTR está consagrado a estos procedimientos. El combustible está constituido de partículas esféricas revestidas, sumergidas en una matriz de grafito que tiene la forma de barras cilíndricas (compactas) insertadas en bloques prismáticos, en forma de balas. Este es el único sistema de los seleccionados en la Generación IV que ha sido propuesto con un ciclo de combustible abierto, los cinco restantes preven prioritariamente un desarrollo energético sostenible con el reciclaje del combustible. Sin embargo, el plan de desarrollo del VHTR también implica el desarrollo de soluciones técnicas para el ciclo posterior del combustible, cubriendo a la vez las opciones de almacenamiento directo y de reciclaje del combustible usado. Los rendimientos del VHTR en seguridad y fiabilidad son juzgados como muy favorables, notablemente a razón del carácter pasivo de su seguridad para gestionar los accidentes de despresurización. Su rendimiento termodinámico elevado (superior al
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48%) y su aptitud para la cogeneración hacen de él un producto potencialmente muy atractivo.
Figura 14: Reactor de muy alta temperatura -VHTR
2.9.2.2
Reactor rápido con gas como refrigerante – Gas cooled Fast Reactor - GFR
El GFR es un sistema de neutrones rápidos que permite el reciclaje homogéneo de los actínidos, conservando un factor de regeneración superior a la unidad. El concepto de referencia es un reactor de 600 MWth refrigerado por helio en un ciclo directo con un rendimiento elevado (48%). La evacuación de la potencia residual en caso de despresurización se realiza con sistemas semi-pasivos a corto plazo, tales como la inyección de gas, y tras algunas horas, la convección natural. La potencia volumétrica en el núcleo está determinada de forma que se limita la temperatura del combustible a los 1600ºC en caso de que tenga lugar este accidente, temperatura a la cual el combustible, derivado de la tecnología de partículas HTR, conserva su integridad. El reciclaje del combustible usado se realizaría en el mismo emplazamiento del reactor, ya sea a partir de un procedimiento piroquímico, ya sea por procedimientos hidrometalúrgicos. El GFR se sitúa en la gama tecnológica gas, en la extensión del VHTR con el que presenta un importante tronco común de I+D, fundamentalmente para todo aquello referido a los materiales, circuitos de helio y sistemas de conversión o de producción de hidrógeno.
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Figura 15: Reactor rápido con gas como refrigerante - GFR
2.9.2.3
Reactor rápido refrigerado por sodio – Sodium cooled Fast Reactor – SFR
El SFR es un sistema de neutrones rápidos de ciclo de combustible cerrado, con reciclaje del conjunto de actínidos y regeneración del plutonio. Dos son las opciones principales previstas para su desarrollo: •
La primera está asociada a un combustible metálico (UPuZr) retratado por la pirometalurgia y corresponde a una potencia unitaria de entre 150 y 500 MWe (concepto de tipo PRISM o IFR – Integral Fast Reactor)
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•
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La segunda se caracteriza por un combustible óxido (MOX – Mixto ÓXido) retratado por vía acuosa y corresponde a una potencia unitaria de 500 a 1200 MWe (reactor de tipo EFR European Fast Reactor asociado al procedimiento de retratamiento PUREX)
Esta última versión del sistema SFR podría prestarse a un empleo industrial desde el año 2015. La aptitud del SFR en el desarrollo energético sostenible se juzga como muy favorable debido al uso de neutrones rápidos y al reciclaje integral del combustible.
Figura 16: Reactor SFR con configuración de piscina, todos los componentes de los sistemas primarios se albergan en una única vasija
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Figura 17: Reactor SFR de configuración compacta
2.9.2.4
Reactor enfriado por agua supercrítica – Supercritical Water Cooled Reactor – SCWR
El SCWR reagrupa dos versiones diferentes del sistema. La primera utiliza neutrones térmicos con un ciclo de combustible abierto, y la segunda usa neutrones rápidos con el reciclaje del conjunto de actínidos. Las dos opciones tienen un punto de funcionamiento idéntico y supercrítico: presión de 25 MPa y temperatura de salida del núcleo de 550ºC permitiendo un rendimiento termodinámico del 44%. La potencia unitaria de referencia del SCWR es de 1700 MWe.
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Figura 18: Reactor refrigerado por agua supercrítica
2.9.2.5
Reactor rápido refrigerado por plomo o plomo/bismuto – Lead or Lead/Bismuth Fast Reactor – LFR
El LFR reagrupa varios sistemas que tienen en común el ser reactores de neutrones rápidos, refrigerados por plomo o por la aleación eutéctica PbBi, estar asociados a un ciclo de combustible cerrado con reciclaje del conjunto de actínidos. Varias potencias unitarias pueden ser consideradas: 50-100 MWe como fuente de potencia con un ciclo largo de funcionamiento (10-30 años) para países nucleares emergentes (concepto de “batería nuclear”), 300-400 MWe para ciertos sistemas modulares, y hasta los 1200 MWe. El combustible es de tipo metálico o nitruro. Todos los conceptos de espectro neutrónico rápido están particularmente bien posicionados a la vista del desarrollo
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sostenible a razón de su potencial de sobre-regeneración y de su facultad para reciclar y transmutar los actínidos menores.
Figura 19: Reactor rápido refrigerado por plomo o plomo/bismuto
2.9.2.6
Reactor de sales fundidas – Molten Salt core Reactor – MSR
El MSR es un sistema de neutrones epitérmicos que utiliza las sales fundidas como combustible líquido y como refrigerante, procedentes del reciclaje en línea de la sal fundida. Dos versiones han sido consideradas, ambas caracterizadas por una potencia unitaria de 1000 MWe y la utilización de una sal de tipo fluoruro: una versión quemador de actínidos y una versión para la regeneración del combustible fisil con una sal de uranio y de torio.
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El espectro neutrónico epitérmico se obtiene haciendo pasar la sal por los canales de un bloque de grafito que delimita la geometría del núcleo. El MSR incluye además un circuito intermediario en sales fluoradas y un circuito terciario de agua o helio para la producción de electricidad.
Figura 20: Reactor de sales fundidas – MSR
La cooperación internacional se organiza hoy en día para el desarrollo de estos sistemas en el cuadro de una segunda fase del Foro. Este nuevo periodo de actividad se prevé muy estructuradora para la I+D nuclear en el plano mundial y debe ser organizada de forma que permita intercambios de calidad relativos a los sistemas nucleares del futuro, los cuales corresponderán a los programas encuadrados a la I+D de la Unión Europea. Francia ha manifestado un interés prioritario por los sistemas avanzados con gas como refrigerante a muy alta temperatura (VHTR) y de neutrones rápidos con reciclaje integral de actínidos (GFR). Además, colaborará también con el desarrollo del sistema de neutrones rápidos y con sodio como refrigerante (SFR). Estos sistemas, que se
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benefician igualmente de un interés sostenido de los Estados Unidos y de Japón, son los que poseen planes de desarrollo y de cooperación internacional más avanzados hasta la fecha. Conviene remarcar que son igualmente los que se benefician de una mayor experiencia, el resto de sistemas son más futuristas. Esta fase de desarrollo de los sistemas de Generación IV, prevista en 10-20 años según el grado de desarrollo tecnológico, prevé actualizar las evaluaciones de factibilidad y de rendimientos de los sistemas seleccionados. El objetivo último es que en torno a 2030 estén disponibles en el mercado las tecnologías que permitan responder mejor a los objetivos expuestos. 2.9.3
El ITER: Reactor de fusión
El sol irradia desde hace millones de años y debería, según los astrofísicos, continuar otros tantos años antes de que nuestro astro entre en una fase que conduzca a su extinción. En el centro del sol y de las estrellas, los núcleos ligeros se combinan o fusionan para formar núcleos más pesados. Este proceso libera una energía considerable y es el origen del calor y de la luz que nosotros recibimos. Ser capaces de gestionar tales reacciones sobre la tierra con el fin de producir energía, abrirá la puerta a recursos casi ilimitados. Este es el objetivo de las investigaciones llevadas a cabo por grandes naciones industriales y en particular, por la Unión Europea.
Figura 21: Principio de la reacción de fusión
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En el sol y las estrellas, las condiciones necesarias para la fusión (la temperatura, la densidad, el tiempo de confinamiento,…) se mantienen gracias a la gravedad, solución que es imposible utilizar en la tierra. Una solución consiste en atrapar y mantener a muy alta temperatura plasma confinado en una caja inmaterial de forma rotórica creada por campos magnéticos, por lo que se habla de confinamiento magnético. La configuración magnética de mayor rendimiento es la del Tokamak, máquina de confinamiento desarrollada por los científicos rusos del Instituto Kurchatov en Moscú, que permite crear plasmas de alta energía. Desde su puesta en marcha a final de los años 1960, avances importantes han sido recogidos, ya sea en relación a la comprensión de los fenómenos físicos o vis a vis de las tecnologías de puesta en marcha en la construcción de las herramientas experimentales. Estos resultados han sido obtenidos en numerosas instalaciones, de tamaños muy distintos, concebidas en los años 1970 tomando como base el Tokamak 1 y explotadas desde el principio de los años 1980. Se pueden destacar hechos remarcables: •
Los 16 MW de potencia de fusión obtenidos en 1997 en la instalación europea JET (Joint European Torus) implantada en Culham, en Gran Bretaña
•
Las descargas records conseguidas en Tore Supra (tokamak de imanes superconductores, en explotación desde 1988 en el CEA de Cadarache) en la que una descarga de 6 minutos y 30 segundos en diciembre de 2003, condujo a la inyección y extracción de 1 Gigajulio.
Los dos ejemplos aquí reseñados ilustran los progresos considerables realizados en Europa y en el mundo, tanto a nivel de física y de nuevas tecnologías como sobre la imagen que hoy en día nos podemos hacer de un reactor electrogenerador de fusión del futuro. Los resultados han sido conseguidos en instalaciones experimentales especializadas, descargas de plasma de alto rendimiento pero de corta duración en el JET, descarga de plasma de larga duración pero sin potencia en el Tore Supra… La fusión magnética se ha desarrollado en un cuadro internacional muy abierto a razón de las aplicaciones únicamente focalizadas en la producción de energía. Las robustas respuestas a la mayoría de las preguntas suscitadas por los estudios sobre la fusión controlada han sido aportadas, pero de forma independiente. Es por ello que en
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la etapa actual se quiere conducir a la integración de todos estos resultados en el seno de una misma instalación: este es uno de los objetivos del proyecto internacional ITER. ITER – International Thermonuclear Experimental Reactor – es la máquina que permitirá producir 500MW de potencia de fusión durante más de 400 segundos con la asistencia de 50 MW de potencia de calentamiento, es decir, con una amplificación de la energía de un factor 10 (Q=10). El ITER permitirá el estudio de los plasmas en combustión, es decir, de los plasmas en los que el calentamiento por partículas alfa creadas por las reacciones de fusión son mayoritarias. La parte de calentamiento debido a las partículas alfa no supera el 10% en las mejores descargas realizadas en la máquina JET. El ITER está dimensionado para permitir el estudio de plasmas calentados en más de un 60% por partículas alfa. El ITER será también la primera máquina que integre la mayor parte de las tecnologías esenciales de un reactor de fusión: imanes superconductores de muy gran tamaño, refrigeración activa de los componentes haciendo frente al plasma, gestión del tritio, mantenimiento robotizado, tests de módulos de coberturas tritigenias,… El coste de la producción del proyecto se evalúa en alrededor de 4.600 millones de euros (Europa, Japón, Rusia, Estados Unidos, China y Corea del Sur participan). Su construcción se está llevando a cabo en Cadarache, al sur de Francia.
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Figura 22: Esquema del ITER
Tras el ITER, la construcción de un reactor electrogenerador (de demostración o prototipo) relevará las decisiones que no pertenecerán ya a la generación actual: el fin de la vida del ITER se estima entre los años 2035 - 2040. Esta construcción necesitará no sólo del ITER, sino de programas de acompañamiento que tengan una vocación más orientada a un “reactor”. Ya están en curso los que conciernen el desarrollo de materiales de estructura (materiales de desactivación rápida que soporten la fluencia de los neutrones de la fusión) y componentes fabricados de tritio, coberturas tritigenias. Serán completadas por estudios más globales sobre los aspectos socio-económicos. Puede parecer prematuro evocar los costes de producción de un kWh de una fuente de energía que todavía está decenas de años de su comercialización, pero este tipo de estudio ya está despertando muchos intereses. Lo primero es poner en evidencia el impacto de tal variable física o de tal hipótesis tecnológica sobre los costes. Estos resultados, que fijarán los órdenes de magnitud
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relativos a los sentidos de variación, tendrán una influencia directa sobre la estrategia de desarrollo. El segundo interés es el de verificar que el dispositivo propuesto corresponde a las exigencias del mercado. Los modelos económicos empleados son la prolongación directa de aquellos utilizados para la concepción, la optimización y el cálculo de las máquinas actuales o del ITER. Bajo muchos aspectos, éste último es vecino del reactor. Los costes de construcción estarán directamente determinados por los industriales de Europa, Japón, Rusia y Estados Unidos. Se dispone así de una base de evaluación sólida. Las incertidumbres que faltan aún por resolver, algunas de ellas importantes, tratan más sobre la disponibilidad del reactor que sobre el coste directo de sus componentes. Los estudios demuestran que, contrariamente a lo que se había avanzado, los costes de la energía de fusión no son de naturaleza tal que hipotequen el futuro. Las extrapolaciones actuales demuestran que el coste del kWh de fusión se sitúa entre un 1,5 y 2 veces el coste del kWh de fisión. La energía de fusión presenta particularidades que pueden revelarse determinantes como la abundancia de combustibles y su reparto geográfico equitativo. Los combustibles primarios del reactor son el deuterio y el litio (a partir del cual el tritio se fabrica in-situ en el reactor), dos cuerpos no radioactivos y no tóxicos. Serán utilizados en muy pequeñas cantidades (menos de 500 gramos de deuterio y menos de 10 kg de litio natural son suficientes para alimentar durante un día una producción de 1000 MWe). La gestión del aprovisionamiento, del transporte y del almacenamiento del combustible parece pues relativamente sencilla. Las condiciones de mantenimiento de la reacción de fusión imponen el uso de un plasma muy poco denso (unos gramos de combustible en un volumen de varios centenares de m3), muy puro y a muy alta temperatura. La cantidad de combustible presente en la cámara de combustión durante la reacción es siempre muy débil. La menor perturbación no controlada en el medio da lugar a un enfriamiento rápido y a la parada automática de las reacciones de fusión. Que la reacción se embale es, en consecuencia, intrínsecamente imposible. Tras la parada del plasma, la energía residual es muy pequeña. Ningún deterioro mayor de origen accidental sobre las estructuras puede producirse. Resulta que la función
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principal de seguridad es asegurar el confinamiento (en un reactor de fisión hay que añadir el control de la reacción y la evacuación de la potencia residual). La estrategia de confinamiento cobra una importancia particular a causa de la presencia del tritio, que se caracteriza por una difusión elevada en la mayor parte de los materiales. Los diseñadores se han esforzado por minimizar el inventario en tritio, ya sea en el toroidal o en el ciclo de combustible. Para minimizar los residuos en caso de accidente, la aproximación “multibarreras” es generalmente la escogida, previendo tres barreras de confinamiento: el vacío, el criostato y el edificio del reactor en sí mismo. Análisis lo más detallados posibles de los inventarios energéticos, accidentes susceptibles de producirse y sus consecuencias esperadas ya han sido desarrollados. De estos trabajos se concluye que no hay secuencia accidental que pueda poner en peligro la integridad del reactor. Incluso en caso de accidente grave, la evacuación de la población alrededor de la zona no es necesaria. Al final de la vida del reactor de fusión, los materiales que rodean el plasma y constituyen la estructura del reactor serán activados. La utilización de materiales de débil activación (o más exactamente de tiempos de decrecimiento rápidos) permiten minimizar el problema de los residuos radioactivos. Tras un periodo de 100 años tras la parada del reactor, la mayor parte (casi la totalidad) de los materiales, pueden ser considerados como residuos de muy baja actividad (satisfaciendo las normas de clasificación de los residuos nucleares definidos por la AIEA – Agencia Internacional de la Energía Atómica), siendo reciclados dentro de la rama nuclear. Esta cualidad se puede expresar a través de una fuerte imagen: tras 100 años de decrecimiento, la radioactividad media de los materiales de un reactor de fusión es más débil que la de las cenizas del carbón que habría producido la misma cantidad de energía (el carbón contiene uranio y torio en estado de trazas). La eliminación de los residuos de la fusión por la generación que ha contribuído a crear es un objetivo totalmente realizable, en particular, no se necesita prever un almacenamiento profundo. La inserción en la oferta energética de la fusión podrá tener lugar en la segunda mitad de siglo, en una época donde el agotamiento de los recursos clásicos y las consecuencias climáticas de nuestro consumo comenzarán a apreciarse de forma aún mayor. La fusión presenta ventajas que pueden contribuir a una producción de energía más respetuosa con el medioambiente. El deber de la generación actual es el de
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preparar la base del crecimiento y del saber hacer para que los que tomen las decisiones el día de mañana, vean serenamente todas las soluciones energéticas posibles. Este es el objetivo de las investigaciones actuales sobre la fusión. 2.10 Centrales nucleares españolas En el período comprendido entre 1965 y 1973 se efectuó el diseño, construcción y puesta a punto de tres centrales, llamadas de la primera generación, cada una con una tecnología diferente. Estas centrales fueron José Cabrera, con un reactor de agua ligera a presión (PWR), Santa María de Garoña, con un reactor de agua ligera en ebullición (BWR), y Vandellós-I, con un reactor de grafito refrigerado por anhídrido carbónico. En 1972 se contrataron nuevas centrales, las cuales se pusieron en funcionamiento a lo largo de los años ochenta. Estas son: Almaraz, con dos Centrales nucleares en España reactores del tipo agua ligera a presión, Ascó con dos unidades del mismo tipo que las anteriores, y Cofrentes con un reactor de agua ligera en ebullición. Posteriormente, se pusieron en funcionamiento las centrales de Vandellós- II y Trillo, ambas con un reactor de agua ligera a presión. En 1989 y 2006, respectivamente, han dejado de funcionar las centrales de Vandellós- I y José Cabrera. Por tanto, en España, la tecnología adoptada en los reactores de las centrales nucleares españolas es del tipo de agua ligera, de diseño occidental. Solamente una central tuvo la tecnología de los reactores de grafito.
Figura 23: Centrales nucleares en España
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2.10.1 Centrales nucleares en el mundo A nivel mundial, destaca el hecho de que tan sólo 31 países cuenten con producción nuclear, pero lo más llamativo es que la generación eléctrica de tan sólo 7 de ellos supone ¾ partes de la generación eléctrica de origen nuclear en el mundo. Echando la vista atrás, veamos lo que ocurrió en los dos últimos años en cuanto al parque nuclear mundial. A 31 de diciembre de 2006, había 435 centrales en funcionamiento en el mundo en 31 países, con una potencia neta total instalada de 367.988 MWe. Estos reactores han producido el 17% de la electricidad consumida en el mundo. Otros 28 nuevos reactores se encontraban en construcción en 12 países, con una potencia prevista de más de 25.000 MWe. Durante el año 2006, se conectaron dos nuevos reactores a las redes eléctricas, se cerraron definitivamente ocho reactores y se inició la construcción de seis nuevas centrales. A 31 de diciembre de 2007 había 439 plantas nucleares en funcionamiento, suministrando el 15% de la electricidad consumida en el mundo. Un total de 34 reactores estaban en construcción y tres nuevos reactores se conectaron a la red (China, India y Rumanía). Además, se reconectó una unidad estadounidense que estaba fuera de servicio, y no se retiró ningún grupo nuclear. En ese año, se comenzó la construcción de 7 nuevos reactores – en China, Francia, la República de Corea y la Federación Rusa, mientras que se continuó la construcción de otro reactor estadounidense. La Comisión Reguladora Nuclear de Estados Unidos (U.S. NRC) recibió solicitudes para cuatro nuevos reactores, las primeras solicitudes en casi 30 años.
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Figura 24: Potencia nuclear en operación en el mundo
Las proyecciones a futuro que realiza el Organismo Internacional de Energía Atómica, se recogen en la siguiente tabla, con dos escenarios por año, el de menor desarrollo y el de mayor desarrollo.
Tabla 3: Proyecciones de capacidad nuclear: estimación baja y alta
2.11 Conclusiones La tecnología nuclear presenta detractores y fieles seguidores a partes casi iguales. Ambos poseen argumentos de peso para posicionarse, sin embargo, una gran parte del debate actual lo conforma la opinión pública, que en muchas ocasiones no tiene toda la información necesaria al alcance de su mano para tomar una decisión realmente argumentada y reflexionada sobre lo que espera sea el mix de generación que le proporcione electricidad en el futuro y, fundamentalmente, a qué precio.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Mientras se argumenta por un lado los bajos costes de generación y la ausencia de emisiones de gases de efecto invernadero, por otro lado se imponen los residuos y los gravísimos daños que podrían producirse en caso de accidente nuclear. Este capítulo buscaba informar de la operación técnica de una central nuclear y del aspecto futuro que pueden tener las instalaciones nucleares de los próximos años. Se está avanzando mucho en diversos desarrollos técnicos y se están realizando nuevos proyectos que mejoran los fallos que las centrales existentes han presentado en su explotación. Sin embargo, estos proyectos futuros también deben hacer frente a los elevados costes de las materias primas y a plazos de construcción que se alargan más de lo esperado. Quizá, la puerta abierta está sujeta a las unidades modulares que en el corto plazo puedan entrar en funcionamiento, una de las opciones en estudio dentro de la Generación IV, fundamentalmente el LFR. En el caso español, es difícil aventurar el futuro. El desarrollo de la tecnología nuclear implica un largo proceso pues los proyectos requieren de varios años, por lo que si se desea finalmente que esta tecnología forme parte de nuestro parque de generación, es responsabilidad directa del ejecutivo y de los demás miembros políticos intentar establecer definitivamente un cuadro de desarrollo energético sostenible a futuro. Quizá en el caso de nuestro país las decisiones de nuestros vecinos europeos tengan un fuerte peso. Francia ha dicho sí y mantiene su apoyo a la generación nuclear. El Reino Unido ha presentado un libro blanco sobre el desarrollo nuclear, ahora que sus centrales llegan a su final de vida útil y su demanda sigue aumentando, con la intención de que su parque de generación sea capaz de responder a ello. Alemania, por su parte, concedió en su momento 32 años de vida útil a sus centrales, pero su parque de generación también empieza a estar obsoleto. La capacidad nuclear a futuro va a depender de forma directa de las autorizaciones que las plantas actuales consigan para alargar su vida útil. Si se desea mantener la capacidad actual en 2030, la diferencia es significativa: o se reponen 334 GW (construyendo 1GW cada mes) o se reponen únicamente 4 GW en el caso de que se prorrogara la vida útil de las centrales existentes hasta los 60 años.
2 Desarrollo de la tecnología nuclear
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Si se diera el caso de un apoyo favorable a esta tecnología, su desarrollo estará en manos de empresas solventes e inversores, quienes atraídos por un marco regulatorio estable aporten su financiación, y de nuevas generaciones de técnicos especialistas que puedan aportar su know-how. Por lo comentado en el capítulo, aún es pronto para hablar de generadores de fusión, pero quizá a partir de mediados de siglo este tipo de tecnología pueda entrar en el debate energético.
3 Desarrollo de las centrales de carbón
3 Desarrollo de las centrales de carbón
3 3.1
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Desarrollo de las centrales de carbón Introducción Dentro de las centrales térmicas, las centrales de carbón resultan ser una de las
tecnologías más maduras, pero a la vez una de las más polémicas en cuanto a polución y contaminación se refiere. En el debate sobre la influencia de la generación energética en el cambio climático, este tipo de centrales están siempre en el punto de mira por tener tasas de emisión de CO2 muy elevadas. Desde otro punto de vista, estas centrales tienen implicaciones políticas, geopolíticas y sociales que van más allá del cambio climático. El hecho de poder mantener un mínimo de producción autóctona de carbón y reducir la dependencia energética de esta materia prima respecto a otros países, el trabajo de miles de personas dedicadas a su extracción, que tienen una baja flexibilidad de recolocación en otros empleos, el desarrollo de ciertas provincias y comunidades autónomas en torno al negocio de la explotación minera, etc., son temas de destacada relevancia. Los puntos fuertes clásicos del carbón son, entre otros, la abundancia de sus reservas (es el más abundante de entre los combustibles fósiles) y el hecho de que éstas están muy distribuidas, tanto por áreas geográficas, geopolíticas o como por bloques económicos. Por otro lado, se produce y exporta desde muchos países (60 países productores y 10 países principales exportadores). Al mismo tiempo es producido y exportado por bastantes agentes, lo que da lugar a una mayor competencia. El carbón tiene asociados buenos yacimientos y buenas tecnologías, tanto en extracción como en utilización. Es el combustible más seguro y con menos riesgos para transportar, almacenar y usar, y la tecnología actual permite conseguir una correcta protección
ambiental
en
su
almacenamiento
y
manipulación
controlando
adecuadamente el polvo. Como se comentó anteriormente, su presencia es fundamental para aportar diversidad, colaborando así a la seguridad de abastecimiento, aspecto básico en un mundo con tensiones energéticas como el actual. Si bien era el combustible fósil de
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precio tradicionalmente mas estable, el mercado de carbón ha cambiado mucho, aspecto que tendrá mención expresa en este capítulo. La tecnología de explotación del carbón ha ido desarrollándose en los últimos años con el fin de aumentar su rendimiento y disminuir su tasa de emisión de distintos contaminantes a la atmósfera. La mayoría de las empresas eléctricas españolas están añadiendo desulfuradoras en sus centrales de carbón para reducir sus emisiones y cumplir así con las “burbujas” permitidas por el Ministerio (destacar que en Europa esta etapa ya ha sido superada por las centrales de nuestros países vecinos). De forma paralela, se están desarrollando estudios para incluir la captura y secuestro de CO2 en dichas centrales, lo cual sería un gran avance y podría convertir a las centrales térmicas de carbón en tecnologías del futuro. Este último punto también va a ser analizado en detalle en esta tesis. Los datos que a continuación se presentan han sido extraídos de las clases impartidas en el Master de Sector Eléctrico dedicadas a los mercados de combustibles, además de las numerosas fuentes citadas en la bibliografía sobre la captura y secuestro de CO2. 3.2
Principios básicos El carbón es una roca sedimentaria que contiene hasta un 90% de carbono en peso.
Se forma a partir de restos vegetales y animales, dado que los restos de las plantas, al morir en zonas generalmente húmedas, se acumulan en turberas. Se trata de un proceso muy lento, hablamos de un ritmo de un metro cada 4.000 a 100.000 años. Las zonas húmedas pueden ser zonas saladas o dulces. Éstas primeras darán lugar a un alto contenido de azufre en el carbón, lo que impactará directamente en su precio. Según aumenta la cantidad de turba acumulada y otros sedimentos, las capas inferiores se comprimen, aumentando su densidad, dureza, negrura y contenido en carbono. Es posible, por lo tanto, tener una clasificación y jerarquía de carbones. •
La turba: Es el carbón más joven y ni siquiera se le considera carbón. Se usa tradicionalmente en ciertas partes del mundo, pues aunque su contenido energético es bajo, extraído, secado y quemado se usa para dar calor.
3 Desarrollo de las centrales de carbón
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El lignito pardo es el carbón más joven. Su textura es blanda. Su contenido energético o PCI ronda las 2.000 kcal/kg
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El lignito negro posee un PCI del orden de 4.000 kcal/kg
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La hulla posee un PCI superior, en torno a las 7.000 kcal/kg
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La antracita es el más duro y negro de los carbones y posee un PCI similar al de la hulla. PCS (kcal/kg)
% Volátiles
% Humedad
Antracita
Alto (>5000)
Bajo(