(588.5522) Sierra Club of Canada – Como consecuencia de los problemas, Ontario Hydro (precursora de la actual empresa Ontario Power Generation – OPG) anunció en agosto de 1997 que cerraría temporalmente sus siete reactores más antiguos debido al bajo rendimiento funcional y a motivos de seguridad.
Entre estos reactores se encontraban cuatro reactores de 515 megavatios de la central nuclear Pickering "A", situada al este de Toronto, y tres reactores de 848 megavatios de la central nuclear Bruce "A", ubicada en la costa del Lago Hurón, cerca de la ciudad de Kincardine. Ontario Hydro ya había cerrado el reactor 2 de la central Bruce "A" en octubre de 1995.
Los cuatro reactores de Bruce "A" no alcanzaron a cumplir ni siquiera la mitad del tiempo de vida estimado en 40 años, antes de ser cerrados para que se realicen tareas de reparación a largo plazo. Los reactores de Pickering "A" funcionaron tan solo 25 años, a pesar de haber sido reemplazadas sus tuberías a un costo de CAN$ 1 mil millones, luego de que se rompiera una tubería de presión en el reactor 2 de Pickering, en 1983. El combustible de los reactores CANDU se coloca en "tubos", canales mediante los cuales fluye el agua refrigerante dentro de un gran tanque de agua pesada (denominado calandria). El reemplazo de estas tuberías fue descrito como el "trasplante de corazón" de un reactor CANDU – esencialmente el reactor es reconstruido, lo que requiere un cierre prolongado de la planta, a un precio sumamente alto.
Los cierres dejaron a Ontario Power Generation con 12 reactores en funcionamiento – cuatro en la central nuclear Pickering "B", cuatro en Bruce "B", y cuatro en Darlington. El cierre de los ocho reactores en Pickering "A" y Bruce "A" fue el mayor cierre individual a largo plazo que haya realizado una empresa eléctrica del mundo.
Pickering "A"
El caso de los cuatro reactores de Pickering A ofrece un lección respecto a por qué no se aconseja el acondicionamiento nuclear. En agosto de 1983, se rompió un tubo de presión del reactor 2 de Pickering, provocando el cierre de los cuatro reactores de la central nuclear Pickering A.
Las tuberías de presión de cada uno de los reactores fueron reemplazadas por etapas entre 1983 y 1993. El reemplazo de las tuberías de los cuatro reactores costó alrededor de CAN$ 1 mil millones (dólares correspondientes al período 1983-1993) – más de su costo de inversión original.
Como se mencionó arriba, a pesar de esta enorme inversión, los reactores fueron cerrados tan solo unos años después, el 31 de diciembre de 1997, debido a problemas técnicos y de rendimiento funcional. El organismo supervisor Canadian Nuclear Safety Commission (CNSC) realizó un polémico estudio ambiental de "revisión" entre 1999 y 2000, aprobado en febrero de 2001. Organizaciones ambientalistas condenaron este estudio por encubrir cuestiones fundamentales como accidentes graves, la necesidad del reinicio, los costos financieros, y las alternativas energéticas.
El 31 de diciembre de 1997, cuando fueron cerrados los cuatro antiguos reactores de Pickering A, se suponía que el primer reactor (Unidad 4) sería reiniciado en junio de 2000, y que los tres restantes serían reiniciados en intervalos de seis meses (de manera que estén en funcionamiento en junio de 2002). Actualmente, OPG espera reiniciar el reactor 4 de Pickering en julio de 2003, y ya no se compromete públicamente a reiniciar los reactores 1, 2, y 3. Si acaso llegan a reiniciarse, lo harán en intervalos de un año.
El costo del reinicio de Pickering A ascendió de CAN$ 800 millones en 1999 a CAN$ 1,025 mil millones a fines de septiembre de 2002. Se estima que el reinicio del reactor 4 costará otros CAN$ 230 millones, y el de los otros tres reactores entre CAN$ 300 y 400 millones cada uno. De esta manera, el costo de reinicio del reactor 4 será de CAN$ 1,255 mil millones, y el de los otros tres reactores de CAN$ 1,2 mil millones, alcanzando un total de CAN$ 2,455 mil millones.
El 30 de mayo de 2003, el gobierno de Ontario designó a un tribunal para que inspeccione las demoras y los sobrecostos del acondicionamiento de la central nuclear Pickering "A". La ONG Sierra Club of Canada condenó dicha inspección por encubrimiento. El jefe de la inspección es Jake Epp, ex ministro de Energía del gobierno federal, conocido por su apoyo a la energía nuclear. Otro miembro del tribunal es Robin Jeffrey, quien supervisó en el 2002 el derrumbe económico de British Energy, la empresa nuclear del Reino Unido.
| Tabla: estado, planes y costos de los reactores canadienses | |||||
| Primera criticidad | Estado (2003) | Planes | Costos | Comentarios | |
| Pickering "A" -1 -2 -3 -4 |
1971 1971 1972 1973 |
cerrado (1997) cerrado (1997) cerrado (1997) cerrado (1997) |
- 1/3: reinicio entre 2004-2006 - 4: reinicio julio 2003 |
- 1/4 reemplazo de tuberías (1983-1993) a CAN$ 1 mil millones - reinicio 1/3: CAN$ 1.2 mil millones - reinicio 4: CAN$ 1.255 mil millones |
- 1983: ruptura de tuberías reactor 2 2 - 1999-2000: estudio ambiental sobre reinicio - 2003: comisión investigadora evalúa demoras y sobrecostos |
| Pickering "B" -5/8 |
1982-1985 | en funcionamiento | -- | -- | -- |
| Bruce A -1 -2 -3 -4 |
1976 1976 1977 1978 |
cerrado (1998) cerrado (1995) cerrado (1998) cerrado (1998) |
-1/2: reinicio incierto: -se necesita reemplazo de tubería -3/4: reinicio verano [boreal] 2003 |
-reinicio 3/4: CAN$ 550 milliones |
-1986: ruptura de tuberías reactor 2 -2003: no existen planes de recambio de tuberías en reactores 3/4 |
| Bruce B -5/8 |
1984-1987 |
en funcionamiento |
-- |
-- |
-- |
| Darlington -1/4 |
1989-1993 |
en funcionamiento |
-- |
-- |
-- |
| Gentilly -2 | 1982 | en funcionamiento | -acondicionamiento 2008-2009 |
-- | -- |
| Point Lepreau -1 | 1982 | en funcionamiento | -1998: se decide reemplazar la tubería completa 2006-2008 | -Aproximadamente CAN$ 845 millionES | -2002: la junta de la empresa nucleoeléctrica propone cancelar el recambio de la tubería |
Bruce "A"
El caso de los reactores de Bruce "A" también ofrece un motivo de preocupación por el acondicionamiento nuclear. Ontario Power Generation le dio en alquiler con opción de compra a Bruce Power – por un período de dieciocho años – los ocho reactores del complejo nuclear Bruce, sobre la costa del Lago Hurón, en Ontario. El complejo Bruce tiene cuatro reactores de 769 megavatios en la central nuclear Bruce "A" y cuatro reactores de 860 megavatios en la central nuclear Bruce "B". Aunque los cuatro reactores de Bruce "B" continúan en funcionamiento, el reactor 2 de la central nuclear Bruce "A" fue cerrado en octubre de 1995, y los reactores 1, 2, y 3 en marzo de 1998, debido a problemas técnicos y a un bajo rendimiento funcional.
En noviembre de 2000, Bruce Power contrató a Atomic Energy of Canada Limited (AECL) como contratista general para realizar una "evaluación de estado e inspección" interna de 70 canales de combustible y generadores de vapor de los reactores 3 y 4 de Bruce A. El estudio costó CAN$ 30 millones y tuvo como propósito determinar si el re-comisionamiento de los reactores estaba económicamente justificado.
El 6 de abril de 2001, Bruce Power anunció que reiniciaría los reactores 3 y 4 de la central nuclear Bruce "A". En ese entonces, Bruce Power esperaba que los reactores sean reiniciados en el verano [boreal] de 2003, a un costo total de aproximadamente CAN$ 340 millones.
El costo de acondicionamiento ascendió a CAN$ 550 millones, y el programa de reinicio se adelantó para que el reactor 4 sea reiniciado este verano [boreal], y el reactor 3 poco tiempo después.
Existe una seria preocupación por la seguridad debido al reinicio de los dos reactores de Bruce. Hubo al menos dos casos de catastróficas rupturas de tubos de presión en los reactores de Ontario: Pickering 2 en agosto de 1983, y Bruce 2 en marzo de 1986. Todos las tuberías de los reactores de la central nuclear Pickering A fueron reemplazadas después del accidente de 1983. Los reactores 1 y 2 de Bruce necesitan un recambio completo de sus tuberías si acaso vuelven a ser reiniciados.
Algunos tubos individuales de los reactores de Bruce fueron reemplazados en el pasado, aunque Bruce Power está corriendo un grave riesgo, otorgándole prioridad a las ganancias en detrimento de la seguridad , afirmando que el reemplazo completo de los tubos de combustible no es necesario en los reactores 3 y 4 de Bruce.
Bruce Power asumió esta polémica postura a pesar de que solo se inspeccionó un 7% de las tuberías. El recambio completo de la tubería de los reactores costará más del doble del costo de reinicio estimado en CAN$ 550 millones, y probablemente se necesitará prolongar el período de cierre.
Otros reactores
Además de los reactores situados en Ontario, Canadá posee dos centrales nucleares más – una operada por Hydro Québec (Gentilly-2) y otra operada por New Brunswick Power (Point Lepreau). Ambas centrales nucleares tienen una sola unidad cada una, consistente en un reactor CANDU-6 de 635 MW, diseñados por Atomic Energy of Canada Limited (AECL). Ambos reactores alcanzaron la criticidad en 1982, y, luego de veinte años de antigüedad, necesitan un acondicionamiento a gran escala para seguir funcionando.
Point Lepreau
New Brunswick Power es el propietario y operador de la central nuclear Point Lepreau, diseñada por AECL. Como otros reactores del período, el reactor de Point Lepreau fue diseñado para funcionar por 40 años, sin embargo, antes de que transcurran 20 años, tuvo graves problemas de seguridad y rendimiento funcional. En 1998, un asesor de New Brunswick Power señaló que el reactor necesitaría un recambio total de los 380 tubos de combustible entre 2006 y 2008. En enero de 2001, como primera fase del plan de recambio de tuberías y acondicionamiento de Point Lepreau, New Brunswick Power contrató a AECL para realizar una evaluación del proyecto durante dos años, a un costo de CAN$ 40 millones.
Según el programa original propuesto por AECL, los trabajos debían empezar en febrero de 2003. La planta sería cerrada durante 18 meses a partir de abril de 2006, y el proyecto sería concluido en septiembre de 2007. El costo total del proyecto ascendería a CAN$ 845 millones.
En enero de 2002, New Brunswick Power presentó una solicitud ante la Junta de empresas eléctricas públicas (PUB) de New Brunswick, para celebrar una audiencia pública sobre el acondicionamiento de la central nuclear Point Lepreau. PUB publicó su decisión el 24 de septiembre de 2002.
Dicha junta señaló que la evaluación había sido realizada desde una perspectiva económica, aunque teniendo en cuenta los intereses del público. La decisión fue un rotundo rechazo a la propuesta de acondicionamiento de AECL presentada por New Brunswick Power.
"La Junta [] considera que no existe una ventaja económica importante en el proyecto de acondicionamiento propuesto. Además, la Junta cree que existen otros aspectos significativos de la opción de acondicionamiento que no benefician los intereses públicos. Por esta razón, esta Junta le recomienda a la junta directiva de New Brunswick Power no proceder con el acondicionamiento de Point Lepreau".
En noviembre de 2002, New Brunswick Power contrató a una firma consultora para buscar a un comprador o accionista para Point Lepreau. El gobierno de New Brunswick y la empresa New Brunswick Power también pidieron apoyo federal para el proyecto de acondicionamiento. Todavía no se tomó ninguna decisión para proceder con el acondicionamiento.
Gentilly-2
Hydro Québec firmó un acuerdo en 1973 con el gobierno federal para construir Gentilly-2 – el reactor CANDU-6 estándar diseñado por AECL, que fue construido en Bécancour, cerca de Trois Rivières. El gobierno federal acordó financiar el 50% del costo de inversión de Gentilly-2, estimado en CAN$ 302 millones, a una baja tasa de interés.
No obstante, Hydro Québec fue la única responsable por el sobrecosto de mil millones de dólares que hizo que el costo de inversión se eleve a CAN$ 1,36 mil millones, cuando el reactor alcanzó la criticidad en septiembre de 1982 – cuadruplicando el costo original. En 1978, el gobierno de Québec declaró una moratoria a la construcción de la planta nuclear.
En el año fiscal 2001-2002, AECL firmó un contrato con Hydro Québec por el trabajo de ingeniería previo de acondicionamiento para Gentilly-2. En febrero de 2002, Hydro Québec le entregó al Ministerio de Medio Ambiente de Québec un "aviso de proyecto" correspondiente al acondicionamiento de Gentilly-2. Este año se espera que la junta directiva de Hydro Québec tome una decisión, luego de presentar un estudio de impacto ambiental en otoño [boreal] de 2003, el cual permitirá que tengan lugar los trabajos de ingeniería en el 2005.
La ampliación de la instalación de almacenamiento de desechos radioactivos tendrá lugar entre 2006 y 2007, y la planta será cerrada por 18 meses, desde abril de 2008 hasta septiembre de 2009, para que se realice el acondicionamiento.
Dado que la Junta de empresas eléctricas de New Brunswick se opone al acondicionamiento de la central nuclear Point Lepreau, sería lógico que la provincia de Québec reconsidere su compromiso de acondicionar Gentilly-2.
Las plantas nucleares Point Lepreau y Gentilly-2 son prácticamente copias, construidas al mismo tiempo y con la misma tecnología.
Fuente y contacto: Campaña nuclear de Sierra Club of Canada, Dave Martin, Asesor de políticas, c/o P.O. Box 104 Uxbridge, Ontario, Canadá L9P 1M6
Tel/Fax: +1-905-852-0571
e-mail: nucaware@web.ca
Web: www.sierraclub.ca/national
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