publicado por El Monitor Nuclear de WISE/NIRS el 14 de noviembre de 2003
4. Programas de energía nuclear de los futuros estados miembros |
4.1 Bulgaria |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 4 | 2.722 | 1 | 1000 | 20,22 | 47 |
Bulgaria posee una central nuclear en funcionamiento, Kozloduy, compuesta de 6 unidades, cuatro VVER 440-230 y dos VVER 1000-320. Ambos tipos son de diseño soviético; el primero de ellos fue desarrollado durante la década de 1960. La primera unidad se puso en marcha en 1974. Las demás se conectaron a la red eléctrica en 1975, 1980, 1982, 1988 y 1993, respectivamente.
Como parte de la estrategia para mantener en funcionamiento las unidades 3 y 4 después de 2006, el organismo regulador del país otorgó licencias a largo plazo para la operación de dichos reactores, concretamente por un período de 8 y 10 años, respectivamente. Antes de que se otorgaran estas licencias, los reactores operaban sobre la base de permisos anuales.
El 31 de diciembre de 2002, se cerraron las unidades 1 y 2. Esto se llevó a cabo según un acuerdo entre Bulgaria y la UE en el que se estipuló el cierre de las unidades 1 a 4. La decisión formal de cierre la tomó el Consejo de Ministros el 19 de diciembre de 2002. El cierre de los próximos dos reactores (3 y 4) se prevé para el año 2006. No obstante, es posible que las autoridades búlgaras rompan este acuerdo valiéndose de justificaciones legales y técnicas. Se supone que el proceso de decomisionamiento contará con la ayuda financiera de dos fondos existentes: el fondo búlgaro para el cierre de las instalaciones nucleares y el Fondo Internacional de Apoyo al Decomisionamiento, establecido por la UE y administrado por el BERD. La central nuclear Kozloduy deberá utilizar, además, sus propios recursos financieros.
Pese a los acuerdos internacionales y a las medidas prácticas y financieras que se tomaron en dirección al decomisionamiento, existe un consenso político en contra del cierre. Desde hace más de un año, diferentes partidos políticos - tanto los que integran el Parlamento como los que no, aquellos que ocupan el poder así como la oposición - promovieron medidas para "defender" las unidades del cierre y manifestaron que dicho cierre sería una "traición nacional". Poco tiempo atrás, el presidente de la Comisión Parlamentaria sobre Energía volvió a declarar que la "lucha para salvar a las unidades 3 y 4 de la central nuclear Kozloduy es una prioridad nacional".
Para cumplir con este objetivo, la central nuclear Kozloduy implementó un programa de mejoras de seguridad en los reactores 3 y 4. Este programa incluye la construcción de un sistema especial, denominado "condensador torbellino de mezcla", diseñado para activarse en eventuales accidentes en los que se libere radioactividad. Se espera que la modernización de las unidades 5 y 6, financiada con préstamos de Euratom, Estados Unidos y Rusia, concluya antes de fines de 2006.
El combustible de los reactores se importa de Rusia sobre la base de un acuerdo marco. La necesidad anual promedio de combustible es de 210 elementos combustibles para los reactores VVER 440 y 110 para los VVER 1000. En 2002, el número de elementos combustibles importados fue de 306 en total, 116 para el diseño VVER 1000 y 190 para el VVER 440. Existe una planta que procesa desechos radioactivos de nivel bajo e intermedio que produce residuos sólidos.
La gestión de desechos radioactivos y combustible agotado se basa en tres documentos legales: La Convención sobre la seguridad en la gestión del combustible gastado y los desechos radioactivos, la Ley del Uso de la Energía Atómica para Fines Pacíficos y la Estrategia Nacional para la gestión segura del combustible gastado y los desechos radioactivos. Los desechos radioactivos de Kozloduy se dividen en residuos de nivel bajo e intermedio (en forma líquida y sólida) y en residuos de alto nivel (combustible gastado). Según la legislación nacional, el combustible gastado no entra en la definición de "desechos".
El combustible gastado se almacena en Kozloduy en dos tipos de instalaciones. Luego de permanecer almacenado entre 3 y 5 años en la pileta (depósitos de combustible refrigerante o BOC) en la planta nuclear, es transportado a la instalación de almacenamiento de combustible gastado (FSF).
| Depósito | BOC 1 | BOC 2 | BOC 3 | BOC 4 | BOC 5 | BOC 6 | FSF |
| Capacidad (elementos combustibles) | 704 | 727 | 728 | 726 | 610 | 610 | 168 |
| Combustible gastado (elementos combustibles) | 325 | 357 | 376 | 324 | 402 | 320 | 140 (126+14) |
Para aumentar la capacidad, el combustible gastado se almacena compactado, violando claramente las normas de seguridad.
El ex presidente de la Comisión del Uso de la Energía Atómica para Fines Pacíficos (actualmente la Agencia de Regulación Nuclear) negó durante su mandato que había otorgado una licencia para la operación de la instalación de almacenamiento de combustible gastado (FSF). En ese entonces, la FSF funcionaba sobre la base de un permiso anual provisional. El actual presidente de dicha agencia otorgó en 2001 una licencia de este tipo, luego de que las autoridades correspondientes aceptaran ciertas medidas de estabilidad sísmica que posteriormente fueron implementadas en la FSF. Una vez más, se tomaron medidas para incrementar la capacidad (almacenamiento compacto) que hicieron cuestionar si la seguridad era el principio fundamental en la operación de la FSF.
La exportación de combustible gastado a Rusia, sin costo alguno, consistió en una práctica regular hasta 1988. Dicha exportación fue suspendida luego de los cambios políticos que acontecieron en 1989. En el período 1998-2002, Kozloduy exportó combustible gastado a Rusia al menos en tres oportunidades, conforme a acuerdos marco entre Bulgaria, Rumania, Ucrania y Rusia. Los envíos de los que se tiene registro son: 1998 - 8 contenedores de combustible gastado de reactores VVER 440; 2001 - 8 contenedores de reactores VVER 1000; y 2002 - 8 contenedores con 96 elementos de combustible gastado de reactores VVER 1000.
La exportación del combustible gastado es una de las cuestiones menos transparentes de todas. Hoy en día, bajo el lema de la "lucha contra el terrorismo", el secreto se acentuó aún más.
Problemas:
Como parte de su plan consistente en "compensar" el cierre y el decomisionamiento de las unidades en Kozloduy, las autoridades búlgaras proponen reactivar la construcción de la central nuclear Belene. La construcción de Belene se detuvo en 1990, tras masivas protestas de ciudadanos de la ciudad vecina de Svishtov y del movimiento ecologista Ecoglasnost. Sin embargo, la construcción fue suspendida únicamente a raíz de una moratoria. Luego de que se impuso la moratoria, los equipos entregados fueron almacenados en la central nuclear Belene, donde además se les hizo mantenimiento. Directivos señalaron que sería posible utilizar una gran parte de los equipos para continuar las obras.
Los directivos y los representantes de la industria nuclear declararon que ya había sido concretado un 40 % de la primera unidad (VVER de diseño soviético de 1000 MW) y que se habían destinado a la construcción más de US$ 1 mil millones. Con todo, no se dispone de documentos oficiales con fecha anterior a enero de 1990 para verificar estas cifras. Por otro lado, parte de las obras realizadas incluyen infraestructura adicional como conexiones ferroviarias, edificios de apartamentos, y un hospital. Dichas obras podrían eventualmente ser utilizadas para muchos otros proyectos, no exclusivamente para la central nuclear.
La decisión de reactivar el proyecto la tomó el gobierno en diciembre de 2002. La selección de las empresas contratistas y los inversores está programada para la primera mitad de 2004, después de que se realicen estudios técnicos y económicos que determinen el tipo de reactor a utilizar.
Cinco empresas ya les notificaron a las autoridades búlgaras su interés en participar en el proyecto: Skoda (República Checa); AECL (Canadá), Framatome (Francia), Atomenergoexport (Rusia) y Westinghouse (Estados Unidos). AECL propuso un reactor CANDU de 700 megavatios. Aunque todavía no se lo mencionó, el banco canadiense involucrado está dispuesto a otorgar un crédito para el reactor CANDU. Skoda propuso formar una empresa conjunta con la empresa eléctrica nacional y sugirió que bancos checos podrían otorgar una línea de crédito a la exportación. Atomenergoexport quiere construir la primera unidad siguiendo el esquema de diseño inicial y ofreció además la construcción de 3 o 4 reactores más. Tanto Skoda como Atomenergoexport mencionaron el año 2008 como fecha inicial. Westinghouse busca establecer una empresa conjunta con el estado búlgaro y un proveedor de combustible nuclear.
Según el ministro de Energía, Milko Kovatchev, la tecnología seleccionada deberá garantizar que la unidad funcione al menos durante 40 años. En septiembre de 2003, el Ministerio de Agua y Medio Ambiente notificó al gobierno rumano respecto al inicio del proceso del EIA para la central Belene.
Funcionarios búlgaros declararon, además, que no abandonarán la central nuclear Belene "sin importar qué decisiones políticas se tomen en torno a Kozloduy 3 y 4".
4.2 República Checa |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 6 | 3.468 | - | - | 18,74 | 25 |
En la República Checa existen actualmente en funcionamiento cuatro reactores VVER 440-213, en la planta nuclear Dukovany, Moravia del Sur. Además de estos reactores hay dos VVER 1000 en funcionamiento en la central nuclear Temelin, Bohemia del Sur. Ambas centrales nucleares son propiedad de la empresa eléctrica checa CEZ, la cual tiene una participación estatal mayoritaria del 67%. La privatización de CEZ se detuvo luego de dos rondas de negociaciones, debido a que las ofertas no fueron lo suficientemente amplias y las incertidumbres en torno al estado de Temelin suscitaron aún más preocupación. La próxima ronda de negociaciones recién tendrá lugar después de 2003, en la cual participarán compradores interesadas de Francia, Alemania, Reino Unido, Italia, Bélgica y Estados Unidos. Con todo, se calcula que el comprador será EdF o E.On. Desde fines de 2000, CEZ retuvo una participación mayoritaria en el operador de la red de transmisión REAS y en seis de las ocho empresas de servicio y distribución eléctrica regional que suministran y distribuyen electricidad a los consumidores finales. A mediados de 2002, estas compañías de distribución fueron incorporadas a CEZ, mientras que el estado volvió a comprarle su parte a REAS. La participación mayoritaria de las otras dos empresas eléctricas (de Moravia del Sur y Bohemia del Sur) pertenece a E.On y a la compañía austriaca Energie A.G.
Relacionados con otros reactores de diseño soviético, los VVER 440-213 tienen un buen historial operativo, y la central Dukovany no es la excepción. Desde los primeros días de su puesta en marcha, los reactores se convirtieron en el centro de atención internacional. Entre 1984 y 1986, la empresa alemana Siemens suministró los equipos para todas las unidades. En 1990 se propuso reemplazar la tecnología de control y la instrumentación original por tecnología fabricada por Siemens/KWU. Aunque se produjeron demoras, todavía se espera que esto sea llevado a cabo. En 1998, CEZ anunció que, antes de 2005, se implementaría un importante programa de modernización por 35 mil millones de coronas checas (€ 750 millones). El programa de mejoras está orientado a extender la vida de los reactores de 30 a 40 años. Esto permitirá que el último reactor de la central sea cerrado en 2027.
En 1980, se propuso construir en Temelin cuatro reactores VVER 1000. Los reactores fueron encargados a los soviéticos en 1982. Luego de los cambios políticos que se produjeron en noviembre de 1989, se analizó la situación y, en 1990, el proyecto quedó reducido a dos reactores. En un principio se esperaba que cada reactor sea construido en 60 meses, y que el primer permiso de construcción sea otorgado en noviembre de 1986, sobre un presupuesto total de aproximadamente 28 mil millones de coronas checas.
En marzo de 1994, el Export-Import Bank de Estados Unidos aprobó la decisión de avalar un préstamo por US$ 317 millones para las obras llevadas a cabo por Westinghouse. No obstante, recién a fines de octubre de 1996 el gobierno checo finalmente aprobó la garantía estatal. Citibank Internacional otorgó un préstamo por US$ 280 millones, mientras que el resto de la financiación estuvo a cargo de la entidad de crédito belga Générale de Banque. Citibank recibió una garantía de crédito del Export-Import Bank. Asimismo, la agencia de crédito a la exportación belga Office National du Ducroire también otorgó una garantía de crédito. Las demás inversiones quedaron cubiertas por reservas de CEZ, liberadas por créditos del Deutsche Bank, Bayerische Landesbank y el Banco Mundial entre otros, por reducción de emisiones de centrales eléctricas de carbón.
El proyecto de finalización de la central nuclear Temelin tuvo importantes demoras y sobrecostos. Estos problemas fueron causados por los cambios políticos, sociales y económicos en la República Checa, los procedimientos de oferta y la garantización de la financiación, aunque recientemente se debieron a problemas técnicos que surgieron como consecuencia de los cambios de diseño. La construcción comenzó en 1983, en espera de que la puesta en marcha sea en 1991. Los problemas de sobrecostos y demoras aumentaron considerablemente a partir de 1993, cuando CEZ contrató a Westinghouse para implementar ciertas mejoras de seguridad. Los graves e inesperados inconvenientes técnicos que se produjeron a raíz de la combinación de diferentes componentes y tecnologías de Rusia y Estados Unidos estancaron el proyecto durante los '90. Los retrasos acumulados ascienden actualmente a 5 años y los sobrecostos son de 30 mil millones de coronas checas (€ 900 millones). La AIEA calcula que el presupuesto total asciende a alrededor de 110 mil millones de coronas checas. El cambio de ruta y el reequipamiento del sistema de cableado, necesario para cumplir con las normas occidentales, demostró ser uno de los problemas continuos más costosos e importantes en la central Temelin. Los cálculos de la cantidad de cableado necesaria para la reinstalación aumentaron continuamente incluso durante breves períodos de tiempo. En la estructura de concreto existente deben hacerse 300 orificios más para el cableado, lo cual acrecienta los costos y demoras.
La unidad 1 de la central nuclear Temelin alcanzó la reacción en cadena a nivel constante en octubre de 2000. Sin embargo, incluso en esta etapa, salieron a la luz problemas relacionados con malas prácticas de construcción y defectos de equipos. Se dijo que dichos problemas fueron ignorados por la presión política y comercial que se ejerció para mantener a Temelin en funcionamiento. En enero de 2001, se detectaron problemas en la turbina de la unidad 1, que siguieron empeorando hasta que se decidió poner a punto toda la instalación de la turbina en mayo de 2001. El reactor volvería a operar en julio de 2001, y entraría en servicio comercial en septiembre, aunque nuevamente hubo una demora de un mes. En ese entonces comenzó una nueva fase de prueba de la turbina, que sufrió más demoras debido a problemas en la turbina y en las válvulas del circuito secundario. CEZ soporta actualmente la presión de sus clientes internacionales, ya que la empresa es un importante exportador de electricidad a la UE. No obstante, dos de sus clientes clave, E.On y RWE, abandonaron a CEZ por presiones políticas y de mercado interno en Alemania. CEZ intentó compensar esta pérdida de exportación vendiendo electricidad a Serbia. No obstante, las exportaciones en el año 2001 y la primera mitad de 2002 fueron inferiores a lo planeado. A principios de 2002, se completó y fue puesta en marcha la segunda unidad de Temelin. Desde su inicio, ambos reactores de Temelin tuvieron que ser cerrados parcialmente debido a problemas técnicos. Temelin 1 ya fue escenario de 51 incidentes.
Todo el combustible agotado se almacena actualmente en las centrales nucleares. Se prevé la inauguración de un repositorio geológico profundo para desechos de alto nivel en el año 2065.
4.3 Hungría |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 4 | 1.755 | - | - | 12,78 | 36 |
Hungría posee cuatro reactores VVER 440-213 en funcionamiento en la central nuclear Paks, cerca del Danubio, en el centro del país al sur de Budapest. La construcción de los reactores comenzó entre 1974 y 1979, y los reactores fueron puestos en marcha entre 1983 y 1987. Los gobiernos de la Unión Soviética y de Hungría alcanzaron un acuerdo sobre la construcción de una planta nuclear en Hungría en 1966. Una de las principales motivaciones del proyecto fue utilizar los yacimientos de uranio húngaros, para así depender menos de la importación de energía. Sin embargo, Hungría nunca desarrolló su propia planta de enriquecimiento de uranio y tuvo que depender de la Unión Soviética y luego de Rusia para la fabricación y disposición de su combustible. Paks es propiedad de la empresa estatal Paks Nuclear Power Plant Ltd. La empresa estatal Magyar Villamos Muvek (MVM) es propietaria del 99% de las acciones, mientras que las acciones restantes son propiedad de las autoridades locales.
En julio de 1998, MVM declaró que contemplaba la posibilidad de solicitar una prórroga de 20 años para la vida operativa de los reactores, sobre los 30 años que estipulaba el diseño original. Esto permitiría que los reactores operen hasta el año 2032-2037. Las licencias para Paks las otorga el organismo regulador HAEA por períodos de diez años. La HAEA otorgó permisos operativos por períodos de diez años a las unidades 1 y 2 de Paks en 1997, y a las unidades 3 y 4 en el año 2000.
Durante toda la vida operativa de los reactores de Paks, las mejoras y programas de capacitación estuvieron a cargo de firmas de Occidente. Entre estas empresas se encuentra IVO (actualmente Fortum), de Finlandia, la compañía española Tecnatom y Siemens. En septiembre de 1996, Siemens ganó un contrató por € 20 millones para la instalación de nuevo instrumental computarizado y equipos de control, que serían instalados en cada reactor entre 1999 y 2002. Este contrato forma parte de un plan de inversión por 60 mil millones de florines húngaros (€ 250 millones) propuesto por MVM. Se espera que este programa incremente entre un 10 y un 15% la potencia generada por la central nuclear. Según la HAEA, gran parte de este proyecto está relacionado con la seguridad, aunque también se espera que incremente la potencia y extienda la longevidad de los reactores.
A fines de febrero de 1999, la compañía estatal Magyar Villamos Muvek (MVM) anunció que se habían elegido dos centrales eléctricas de gas más pequeñas, en lugar de favorecer la ampliación de Paks, para satisfacer las necesidades de demanda a mediano plazo. Las centrales de gas eran una central con turbinas de gas de ciclo combinado de 191 megavatios y una planta de cogeneración de 110 megavatios. Paks presentó en un principio tres ofertas de construcción de reactores de diseño VVER 640, Westinghouse AP 600 y CANDU 6, (éste último propuesto por AECL).
El 10 de abril de 2003, ocurrió un grave incidente durante la limpieza de elementos combustibles en la segunda unidad de Paks. A raíz de medidas inadecuadas y una supervisión insuficiente, la mayoría de los 30 elementos combustibles que estaban en una máquina "lavadora"sufrieron grandes daños y, como consecuencia, se liberó radioactividad al medio ambiente. En ese momento, la grúa necesaria para extraer los elementos combustibles no estaba disponible y, por ende, la temperatura siguió ascendiendo. El incidente fue descubierto cuando se detectó un repentino incremento de criptón 85 dentro del equipo de limpieza y en la sala del reactor. Por consiguiente, se activaron los sistemas de ventilación y los gases nobles fueron liberados al medio ambiente a través de los conductos de ventilación. Más tarde se intentó abrir la tapa del contenedor de limpieza, pero se rompió una de las poleas de la grúa y la tapa quedó semiabierta. El incidente fue clasificado en un primer momento como de nivel 2 ("incidente"), conforme a la Escala Internacional de Accidentes Nucleares (INES), aunque más tarde se reclasificó como de nivel 3 ("incidente grave").
El 16 de abril, un equipo pudo quitar la tapa y, mediante inspecciones visuales, determinó que el daño era mucho más grave de lo que se pensaba. Aunque la cámara pudo inspeccionar solamente la parte superior del contenedor, inspecciones posteriores por video revelaron que la mayoría de los elementos combustibles estaban dañados. La gravedad del daño a los elementos combustibles motivó la reclasificación al nivel 3 de la escala INES.
En junio de 2003, se hicieron públicos los resultados de una inspección de la Agencia Internacional de Energía Atómica (AIEA). La AIEA llegó a la conclusión de que las autoridades de seguridad húngaras habían menospreciado la importancia de la seguridad del sistema de limpieza de combustible y que, por lo tanto, habían otorgado una licencia sin realizar suficientes evaluaciones e inspecciones. Asimismo, el equipo contratado que realizaba el trabajo lo hizo sin supervisión, no contaba con suficiente capacitación, y no se implementaron todos los procedimientos de emergencia. El reactor todavía continúa fuera de servicio a seis meses del accidente.
El combustible nuclear agotado ya no se envía a Rusia para su reprocesamiento y, por ende, se almacena en Paks. En la actualidad no existen propuestas para crear un repositorio de desechos de alto nivel.
4.4 Lituania |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 2 | 2.370 | - | - | 12,90 | 80 |
La central nuclear Ignalina posee dos reactores RBMK-1500. La unidad 1 de Ignalina fue encargada el 31 de diciembre de 1983 y la unidad 2 el 31 de agosto de 1987.
El RBMK es un reactor de agua en ebullición moderado con grafito. El RBMK es reactor canalizado - el reactor tiene un núcleo de bloques de grafito de 11,8 m de diámetro y 7 m de altura, penetrado por 2052 canales, de los cuales 1661 son tubos de presión. Los restantes canales del núcleo contienen barras de control o diversos tipos de instrumentos. Cada canal de combustible contiene un conducto de dos haces de combustible. Los conjuntos de combustible nuclear del reactor RBMK son cambiados sin cerrar el reactor. Esto es posible únicamente en los reactores de tipo canalizado. Es posible desconectar del sistema de refrigeración del reactor un canal por vez, cambiar el conjunto combustible y luego reconectar el canal.
La potencia de diseño del RBMK es de 1500 megavatios. No obstante, luego del accidente en Chernobil, la potencia de la central nuclear Ignalina fue reducida por motivos de seguridad. Los dos reactores de Ignalina operan en la actualidad a una potencia máxima de 1250 MW.
La longevidad de diseño del RBMK-1500 es de 30 años, y todos los canales de combustible deben ser reemplazados luego de 15 años. Según las especificaciones de diseño, las unidades 1 y 2 de Ignalina podrán operar hasta el año 2014 y 2017, respectivamente. Sin embargo, luego del accidente en Chernobil, la comunidad internacional centró su atención en los reactores RBMK y, a principios de la década de 1990, fueron considerados sumamente peligrosos por expertos internacionales.
Con el fin de apoyar el cierre prematuro de estas peligrosas unidades, la CE y el G7 establecieron la Cuenta de Seguridad Nuclear (NSA), administrada por el Banco Europeo para la Reconstrucción y el Desarrollo (BERD). En febrero de 1994, el gobierno de Lituania firmó el acuerdo de la NSA, por el cual se comprometió a no prorrogar la longevidad de ninguno de los reactores de Ignalina más allá del período en el que sus canales de combustible deberían ser reemplazados. Posteriormente, durante negociaciones de acceso a la UE, se acordaron las fechas de cierre de estas unidades nucleares - 2005 para la unidad 1 y 2009 para la unidad 2.
La central nuclear Ignalina formó parte del plan del sistema integrado de energía noroccidental soviético y, probablemente, cumplió una función en el complejo militar soviético (producción de plutonio). La potencia planeada de la planta era de 6000 MW (4 unidades de 1500 MW cada una). Sin embargo, solamente se encargaron dos. La construcción de la tercera unidad fue suspendida en 1989 debido a la oposición pública. Los reactores RBMK han sido construidos exclusivamente sobre territorio de la ex Unión Soviética (aunque los VVER fueron exportados a otros estados satélites soviéticos) debido a su capacidad para producir plutonio enriquecido mediante el reprocesamiento del combustible. Queda claro que el ciclo de combustible durante la era soviética (desde la extracción del uranio al reprocesamiento del combustible nuclear agotado) era una parte integral de los intereses estratégicos soviéticos. Desde luego, toda la información relacionada con la industria nuclear era confidencial. Después de que Lituania se hizo independiente, recibió como herencia la central nuclear Ignalina, pero perdió todo contacto con la industria nuclear y militar soviética a excepción del suministro de combustible.
El combustible utilizado en Ignalina es importado de la sociedad por acciones rusa TVEL. La empresa pertenece al complejo nuclear del Ministerio de Energía Atómica de la Federación Rusa. TVEL es un monopolio estatal que fabrica y provee combustible nuclear a reactores nucleares de Rusia y todo el mundo.
Una vez que se extraen los conjuntos de combustible agotado del reactor, son colocados en piletas especiales bajo una capa de agua, ubicadas en la misma edificación de los reactores. Actualmente, la unidad uno tienen acumulados alrededor de 7.600 conjuntos de combustible agotado, y la unidad dos 5.000.
Prácticamente todos los desechos radioactivos de Lituania son generados por la central nuclear Ignalina. La medicina, la industria y la agricultura producen tan sólo unos pocos metros cúbicos de residuos radioactivos de bajo nivel por año. Los desechos radioactivos de Ignalina son sólidos y líquidos. Aproximadamente el 99% de la radioactividad en los residuos está contenida en el combustible agotado. Todos los desechos nucleares son almacenados en las instalaciones correspondientes en el interior de Ignalina: tanques de almacenamiento de desechos radioactivos de corta vida, de desechos de vida media, de desechos nucleares de larga vida y tanques de almacenamiento de residuos radioactivos líquidos. Para garantizar un decomisionamiento seguro de Ignalina, es necesario gestionar todos los desechos radioactivos de todos los niveles. Con el apoyo financiero de la UE y el G-7, se prepararon algunos proyectos de pre-decomisionamiento para la unidad 1. Algunos de estos proyectos ya han sido implementados, mientras que otros están previstos para un futuro próximo.
Proyectos de pre-decomisionamiento relacionados con la gestión de desechos nucleares en la unidad 1 de la central nuclear Ignalina:
La implementación de una instalación de almacenamiento de combustible nuclear agotado ya se ha puesto en marcha. En 1993, se anunció que se realizaría una licitación internacional para la construcción de instalaciones de almacenamiento de combustible nuclear gastado a mediano plazo. La empresa alemana GNB ganó la licitación y se firmó un contrato para la entrega de 20 contenedores de acero Castor y 40 contenedores Constor para el almacenamiento provisional del combustible gastado. El primer contenedor Castor fue construido en mayo de 1999. Los 19 Castor restantes fueron colocados uno a uno en la central con posterioridad. Una parte del combustible gastado ya había sido colocada en contenedores disponibles.
Estos contenedores no resolverán el problema del almacenamiento del combustible agotado. Una de las medidas más importantes vinculadas con el futuro decomisionamiento de la unidad 1 de Ignalina es la descarga y ubicación del combustible gastado. Para garantizar la manipulación segura del combustible gastado en Ignalina, es necesario construir una instalación de almacenamiento para un total de 17.850 conjuntos de combustible agotado. Según estipula el plan de pre-decomisionamiento, el almacenamiento debería comenzar en 2006.
El combustible gastado puede quedar almacenado en los contenedores Castor o Constor por un período de 50 años. No existen propuestas respecto a qué hacer luego de este plazo de tiempo.
Durante los últimos años en Lituania, las decisiones sobre las plantas nucleares han sido tomadas según un plan de generación eléctrica al menor costo implementado por el Ministerio de Economía. El actual plan de generación eléctrica al menor costo fue implementado en 1999, para evaluar las decisiones respecto al cierre de la unidad 1 de Ignalina. Éste demuestra que, a diferencia de las suposiciones del pasado, no será necesaria una nueva capacidad generadora hasta el año 2010, y que el acondicionamiento de la potencia existente en la central térmica Elektrenai y en las plantas de cogeneración de energías eléctrica y térmica Vilnius y Kaunas es más económica para satisfacer las demandas existentes que construir una nueva planta. Estudios actuales demuestran que no será necesaria ninguna planta generadora hasta el año 2010, época en la que aproximadamente deberá cerrarse la unidad 2, según la UE. Estudios recientes realizados por la Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo (OECD) también demuestran que construir una nueva planta nuclear sería la opción más costosa comparada con el gas o el petróleo.
4.5 Rumania |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 1 | 655 | 1 | 655 | 5,11 | 10 |
Rumania posee sólo una central nuclear en funcionamiento: Cernavoda, con un reactor CANDU 6. En 1979, la agencia de crédito a la exportación de Canadá Export Development Corporation (EDC) le otorgó a Rumania un préstamo por US$ 1 mil millones para la construcción de una central nuclear. La construcción comenzó en 1980. En esos momentos, el dictador rumano Ceaucescu aspiraba a construir cinco o más reactores, pero estos planes fracasaron por falta de fondos. Recién fue a fines de 1996 cuando el reactor entró en servicio comercial.
La tecnología CANDU que eligió el dictador rumano no se basó en fundamentos técnicos y económicos, sino en motivos políticos, para evitar que Rumania dependa de otros países para importar combustible de uranio enriquecido. Este tipo de combustible no es necesario en los reactores CANDU, los cuales pueden utilizar combustible de uranio natural proveniente de las minas rumanas. Por consiguiente, Ceaucescu permitió que se establezca una estrecha sociedad con la industria nuclear canadiense desde los '80. Desde entonces, las normas y procedimientos canadienses fueron tomados como referencia para la nueva industria nuclear rumana.
Desde la década de 1990, Rumania atraviesa un proceso de descentralización de su sector energético y de creación de un mercado abierto. La central nuclear es operada por la empresa Nuclearelectrica, creada en 1998 como consecuencia de las importantes medidas de reestructuración que tomó el gobierno rumano. Conforme a la Decisión Nº 365/1998 del gobierno de Rumania, se reestructuró la administración de electricidad rumana RENEL y se crearon las siguientes entidades:
En la empresa nuclear nacional Nuclearelectrica se crearon tres divisiones para compartir las responsabilidades de la compañía:
La central nuclear Cernavoda se mantuvo funcionando a un ritmo constante desde fines de 1996, cuando comenzó a operar comercialmente. La unidad ha demostrado un factor de carga superior al 85%, el cual constituye un coeficiente alto, aunque debe recordarse que las características técnicas de los reactores CANDU permiten la recarga de combustible sin parar el reactor. Durante los últimos años, Cernavoda produjo alrededor del 10% de la electricidad total generada y también abasteció de energía térmica a la ciudad de Cernavoda. Al mismo tiempo, disminuyó la demanda eléctrica en Rumania hasta el año pasado, cuando se estabilizó dejando al país con un exceso de potencia de 11.700 MW (prácticamente la mitad de la potencia instalada).
La mayor parada del reactor de Cernavoda tuvo lugar en agosto de 2003, debido a una sequía sin precedentes que provocó que no haya suficiente agua para refrigerarlo. El reactor estuvo fuera de servicio hasta el 17 septiembre, cuando las aguas del Danubio crecieron hasta un nivel suficiente.
La elección rumana de la tecnología CANDU se basó en la concepción de obtener un ciclo de combustible cerrado, para garantizar la independencia del país. Rumania posee una serie de minas de uranio, algunas cerradas o con un cierre programado.
Los haces de combustible para el reactor CANDU-6 son fabricados en la planta de fabricación de combustible FCN Pitesti, inaugurada en 1985 con una capacidad de 90 toneladas/año. Según Nuclearelectrica, dicha planta puede duplicar la producción haciendo inversiones menores.
La empresa "PROMAG-PROD" produce agua pesada para reactores CANDU y otras aplicaciones. Con una capacidad de producción superior a las 180 toneladas/año, PROMAG-PROD se encuentra entre los mayores productores del mundo y también exporta su producción.
Cada año, la unidad 1 de Cernavoda produce 6.000 haces de combustible agotado, que son almacenados en la pileta de combustible agotado in situ. En el año 2002, se firmó con la empresa canadiense AECL un contrato para construir una instalación de almacenamiento en seco, a mediano plazo, de combustible agotado. Dicha instalación acumulará hasta 300.000 haces de combustible por un período de 50 años.
Conforme a las disposiciones de la Ley 111/1996 sobre gestión segura de las actividades nucleares, se elaboró una ley sobre gestión de desechos radioactivos y decomisionamiento. El borrador de la ley, titulado "Ley sobre la gestión del combustible nuclear agotado y los desechos radioactivos, en vista de su disposición definitiva", fue preparado y se encuentra en el proceso de aprobación. El borrador propone establecer un organismo de competencia nacional para la gestión del combustible gastado y los desechos radioactivos. Dicho organismo sería responsable de todas las decisiones relevantes en cuanto al lugar, el diseño y la construcción de los depósitos de desechos nucleares.
Rumania se encuentra en el proceso de decidir su política sobre la disposición definitiva de los desechos nucleares. Se emprendieron investigaciones especiales para evaluar las posibles opciones. La disposición geológica ha sido considerada la solución más eficaz, y gran parte de las investigaciones están centradas en encontrar un lugar apropiado. La exportación de residuos nucleares a Rusia para su disposición definitiva también está siendo contemplada. Sin embargo, teniendo en cuenta que Rumania intentó ser independiente en materia de energía nuclear, es de esperar que la disposición geológica profunda sea la opción favorecida.
El estado planea hacer mejoras en el repositorio Baita-Bihor de fuentes agotadas y desechos de nivel bajo e intermedio de corta vida, y analiza la posibilidad de prorrogar la vida del repositorio, para alojar todos los residuos decomisionados de los reactores de investigación.
Rumania considera estratégicamente importante el desarrollo del sector nuclear. La finalización de la unidad dos de Cernavoda se consideró una prioridad en la "Estrategia Nacional para el desarrollo del sector energético de Rumania a mediano plazo 2001-2004". No obstante, el documento fue duramente criticado por la Comisión Europea, en el capítulo de energía del informe regular sobre Rumania de noviembre de 2001, debido a la falta de una prioridad realista y clara y la absoluta ausencia de una visión estratégica.
La construcción de los cinco reactores en Cernavoda comenzó a principios de los '80. Oficialmente, la unidad 2 de encuentra en construcción y las unidades 3 y 5 en mantenimiento. El gobierno rumano aprobó la financiación de Cernavoda-2 y otorgó una contra garantía financiera sobre riesgos políticos y comerciales para los inversores extranjeros, prestamistas públicos y aseguradores que participan en el proyecto. El paquete completo fue ratificado por el Parlamento rumano a principios de enero de 2002. Se espera que la financiación del proyecto provenga de Euratom y las agencias de crédito a la exportación de Canadá, Italia, Francia y los Estados Unidos. Se calcula que la finalización de Cernavoda-2 costará US$ 750 millones (€ 650 millones).
Las condiciones financieras impuestas para la unidad 1 también serán aplicadas a la unidad 2. Esto significa que el gobierno rumano les comprará equipos y material solamente a empresas canadienses e italianas, las cuales ofrecerán, además, asistencia técnica. Concretamente, la empresa italiana Ansaldo Energia está a cargo del equilibrio eléctrico de la planta (abastecimiento de componentes auxiliares del sistema eléctrico). El equipo administrativo está integrado por representantes de la empresa estatal SNN Nuclearelectrica, AECL y Ansaldo.
| Agencia de crédito a la exportación | Monto | ||
| EDC (Canadá) |
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| SACE (Italia) |
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| COFACE (Francia) |
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| Eximbank (Estados Unidos) |
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| Romanian Development Bank |
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| Credit Lyonnais |
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| Euratom |
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Cernavoda 2 es el último proyecto que puede beneficiarse de la asistencia financiera de Euratom antes de que se extienda el límite máximo de préstamos de dicho organismo. De hecho, Euratom contempla la posibilidad de otorgarle a Rumania un préstamo por € 223 millones, monto de dinero exacto que queda y no está asignado al tesoro de Euratom.
4.6 Eslovaquia |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 6 | 2.408 | 2 | 776 | 17,95 | 55 |
Eslovaquia posee dos centrales nucleares, Jaslovske Bohunice y Mochovce. Bohunice tiene cuatro reactores nucleares en funcionamiento y Mochovce dos.
Fuera de Rusia, Bohunice fue la primera central nuclear en Europa Oriental y en los nuevos estados independientes de la ex Unión Soviética. En 1958 comenzó la construcción del reactor A-1. Dicha unidad era un reactor de agua pesada refrigerado con gas, que entró en servicio comercial en 1972, aunque en 1977 fue cerrado luego de que se fusionara parcialmente el núcleo. En la década de 1990 comenzó el decomisionamiento de la planta, el cual, según estimaciones, costará 12 mil millones de coronas eslovacas (€ 270 millones).
Los dos reactores V-1 (VVER 440-230) tienen una vida nominal de diseño de 30 años y, por lo tanto, su cierre está programado para el año 2008-12. Según información del organismo regulador nuclear UJD SR, los V-1 se pusieron en marcha en 1980. Ese año, el UJD declaró que la longevidad de los V-1 era de 30 años, es decir, que operarían hasta el año 2010. Este diseño de reactores está clasificado como de primera generación y, por este motivo, la comunidad internacional propugna su cierre prematuro. Como parte de los acuerdos de la financiación para completar la central nuclear Mochovce (ver abajo para más información), el gobierno eslovaco firmó un decreto en mayo de 1994. Esta disposición comprometió a Eslovaquia a cerrar los reactores V-1 apenas Mochovce entre en servicio comercial, o a más tardar antes del año 2000. No obstante, en abril de 1999, el gobierno anunció formalmente que el plazo de cierre estipulado para el año 2000 había sido cancelado y que los reactores operarían mientras continuasen siendo seguros. No se ideó ningún plan alternativo de cierre. El gobierno señaló además que el incremento de la demanda eléctrica en Eslovaquia hizo que el cierre de los reactores sea inviable. En realidad, no obstante, en el año 2000 Eslovaquia comenzó a exportar electricidad, principalmente a la República Checa y Hungría, y las exportaciones aumentaron considerablemente en el 2001.
Entre 1991 y 1993, los V-1 fueron sometidos a lo que se denominó un programa menor de reajuste. Este programa consistió en la implementación de 81 medidas de seguridad y costó alrededor de 2 mil millones de coronas eslovacas (€ 45 millones). Dicho programa pasó continuamente al programa mayor de reajuste (denominado de reconstrucción gradual), el cual empezó en 1993 y finalizó en junio de 2000. La reconstrucción estuvo a cargo del consorcio de Siemens y VUJE (instituto de investigación nuclear eslovaco). Sus costos se incrementaron un 30% y finalmente ascendieron a 8,5 mil millones de coronas eslovacas (€ 200 millones). Como parte del proceso de acceso a la UE, negociado en el período previo a la Cumbre de la UE en Helsinki en 1999, se alcanzó un acuerdo respecto al cierre los reactores V-1 de Bohunice. El reactor 1 sería cerrado antes de 2006 y el reactor 2 antes de 2008. Sin embargo, incluso estas fechas parecen inciertas. En julio de 2001, el organismo regulador nuclear de Eslovaquia aceptó que los reactores V-1 continúen operando una vez que concluya el programa mayor de reajuste, declarando que la seguridad operativa de los V-1 es "buena en comparación con las unidades nucleares de la misma época que operan en los países desarrollados europeos". En el 2001, el organismo regulador otorgó una licencia operativa por diez años para la primera unidad de los V-1, a diferencia de las licencias anuales que venía otorgando. La AIEA ha llevado a cabo diversas misiones y consultas a Bohunice durante el período 2000-01 y apoyó al gobierno eslovaco en su decisión de mantener los reactores en funcionamiento.
Los dos reactores V-2 de Bohunice (VVER 440-312) fueron puestos en marcha en 1984 y 1985.
La construcción de Mochovce comenzó en 1982, pero menguó gradualmente hasta que en 1990 fue suspendida por falta de fondos, dejando cuatro reactores en construcción. En 1991, el gobierno checoslovaco le pidió al BERD que considere financiar la finalización de las unidades 1 y 2 (VVER 440-213). En 1992, Electricité de France (EdF) comenzó a realizar una exhaustiva inspección de los equipos e infraestructura existentes de la planta, junto con la empresa eléctrica eslovaca SE (anteriormente SEP). Bayernwerk AG también se unió al proyecto y propuso proveer fondos, conocimiento y experiencia, y garantizó además que Mochovce sería concluida conforme a las normas de seguridad internacionales.
En mayo de 1994, los patrocinadores del proyecto les solicitaron formalmente al BERD y a uno de los posibles cofinanciadores, Euratom, que consideren otorgar créditos para la finalización de las unidades 1 y 2. Uno de los patrocinadores del proyecto era la empresa EMO, propiedad conjunta de SE y EdF. EdF poseía el 51% de la acciones de esta empresa. Posteriormente se propuso que EMO incluya al Ministerio de Energía Atómica ruso (Minatom) y a Bayernwerk. EMO devolvería el préstamo dándole a SE los reactores en alquiler, con opción de compra, una vez que el proyecto culminara. Las estimaciones de costo para este proyecto ascendían a € 700 millones. Se esperaba que el proyecto fuera financiado por diversos organismos y agencias nacionales e internacionales, como el BERD/Euratom, agencias de crédito a la exportación alemanas y francesas y el gobierno eslovaco. Pese a la oposición externa e interna que se manifestaba en el BERD, la junta directiva de dicha entidad crediticia programó discutir el proyecto y realizar una votación en marzo de 1995. Se esperaba que una serie de países, encabezados por Austria, votaran en contra del proyecto. Con todo, una semana antes de la discusión de la junta, el gobierno de Eslovaquia exigió que el proyecto fuera cancelado. El proyecto fue descartado por el BERD el 5 de septiembre de 1996. El gobierno eslovaco lo retiró porque consideró "inaceptables" las condiciones impuestas por el BERD y los demás organismos de financiación, y aclaró que podían suscribirse contratos más ventajosos.
Hacia fines de 1995, se formó otro consorcio financiero y de empresas constructoras que posteriormente culminarían las obras en Mochovce. Según se informó, el nuevo consorcio pudo concretar el proyecto por € 560 millones, monto 30% inferior a los cálculos previos. El nuevo consorcio estaba integrado por bancos franceses, alemanes y eslovacos, e incluía garantías de crédito a la exportación de sus respectivos gobiernos. La principal empresa contratista del proyecto fue la checa Skoda, mientras que Siemens y Framatome se encargaron de proveer los equipos de seguridad. En junio de 1996, EdF firmó un acuerdo de cooperación y asistencia técnica con Mochovce. A pesar de las estimaciones de costo iniciales, la planta fue terminada a un costo mínimo de 35 mil millones de coronas eslovacas (aproximadamente € 820 millones).
En abril de 1998, se realizó la primera carga de combustible en la unidad 1 de Mochovce. SE señaló que el nivel de seguridad del reactor estaba basado en análisis de la AIEA, el instituto francés de seguridad y protección nuclear IPSN, el organismo alemán de seguridad de reactores GRS y la alianza de los organismos reguladores nucleares francés y alemán Riskaudit, y que el 70% de las medidas recomendadas habían sido implementadas. El reactor fue puesto en marcha en agosto de 1998. La segunda unidad sería completada en abril de 1999, pero hubo demoras y recién entró en servicio en enero de 2000.
En noviembre de 1998, el ministro de Economía Ludovit Cernak visitó Mochovce y dijo que los reactores tercero y cuarto de Mochovce no deberían ser terminados. Tras arduas luchas dentro del país (entre el gobierno, los partidos políticos, los lobbies económico-políticos y las ONGs), en abril de 2000, el gobierno eslovaco aprobó la resolución/decreto que estipulaba que el estado no otorgaría de ninguna forma una garantía para la finalización de Mochovce 3 y 4. Dada la situación financiera de SE, esto significó prácticamente la cancelación del proyecto.
Eslovaquia será el único país de la UE que, en mayo de 2004, posea reactores en construcción, no obstante, resulta poco probable que dichos reactores continúen construyéndose sin interrupciones. La actual reestructuración y privatización parcial de SE tendrá un impacto en la finalización de los reactores 3 y 4.
4.7 Eslovenia |
| Reactores en funcionamiento | Reactores en construcción | Electricidad producida en 2002 (TWh) | % de electricidad total producida | ||
| Número | Potencia instalada (MW) | Número | Potencia instalada (MW) | ||
| 1 | 676 | - | - | 5,31 | 41 |
Eslovenia posee un reactor Westinghouse de 632 megavatios, situado a orillas del río Sava, a 75 km de Ljubljana, en Krsko. El reactor se encuentra bajo condiciones excepcionales, ya que es propiedad conjunta de dos países, Eslovenia y Croacia, cada uno con una participación del 50% y el derecho a recibir la mitad de la electricidad producida. En 1974, Elektroprivreda de Croacia y Savskega elektrarne de Eslovenia firmaron un acuerdo, por el cual cada socio tendría derecho a recibir el 50% de la electricidad generada, y en el cual figuraban disposiciones legales en caso de que uno de los socios se retirara o causara demoras en la construcción. En diciembre de 1974, Tito puso la primera parte simbólica de los cimientos. Pese a que el reactor alcanzó la reacción en cadena en septiembre de 1981, no se logró la operación comercial hasta 1983, debido a problemas técnicos y de regulación.
Desde la puesta en marcha, se realizaron en la planta dos importantes inspecciones de seguridad. La primera estuvo a cargo de la Comisión Internacional de Análisis de Seguridad de Nuklearna Electrarna Krsko (NEK), operador y propietario del reactor. La Comisión era paga por los gobiernos de Austria, Italia y Eslovenia, y publicó su informe en 1993. Dicho informe hizo 74 recomendaciones sobre cambios técnicos y de procedimiento, necesarios para incrementar la operación segura de la planta, que las autoridades eslovenas hicieron obligatorios. A fines de 1995, se detectó una pérdida de calidad funcional en los dos generadores de vapor y se decidió reemplazarlos. La entrega de las unidades de recambio Siemens/Framatome tuvo lugar en el año 2000, a un costo de € 105 millones. Además de cambiar los generadores de vapor, NEK realizó una mejora de potencia del 6% (45 MW).
El gobierno esloveno tiene una política de eliminación de electricidad nuclear a largo plazo y, por ende, no se prevé la construcción de más centrales nucleares. En octubre de 1995, se rechazó una propuesta en la Asamblea Nacional que exigía un plebiscito sobre el cierre de Krsko, tras lo cual el partido Democracia Liberal de Eslovenia retiró su apoyo.
En 1998, hubo una disputa en torno al no pago de cuentas - particularmente el recargo por decomisionamiento y disposición de residuos - y NEK cargó los aranceles en la cuenta de la empresa eléctrica croata. Esto hizo que, a principios de agosto, NEK recortara los 300 MW de suministro a Croacia y se exportara electricidad de Eslovenia a Italia. Sin embargo, la disputa en torno a los acuerdos comerciales fue sólo una pequeña parte de todo lo que entró en discusión. En julio de 1998, NEK anunció que planeaba financiar por sí sola el recambio de los generadores de vapor y declaró que la empresa eléctrica croata no era dueña de la mitad de Krsko. Sin embargo, en julio de 2001, se alcanzó un acuerdo por el cual se confirmó la división 50:50 de la participación, realizando una división similar de los costos y la producción y estableciendo una nueva empresa: Elesgen. Con todo, la estrategia oficial de decomisionamiento, con la parte croata en disputa, no fue incluida en este acuerdo y resulta improbable que se tome una decisión al respecto antes del cierre de la planta.
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