«Las próximas centrales nucleares: ¡a licitación!»: Héctor Golán

18 noviembre 2020, 05:50

multiplanta nuclear en Ontario, Canadá — La enorme multiplanta nuclear de Bruce, Ontario, Canadá, hoy con 8 reactores CANDU

AgendAR continúa con la segunda parte de la exposición del Ing. Golán, quien trabajó en Atucha I, fue jefe del Proyecto Atucha II hasta 1987 y participo en la terminación y extensión de vida de las centrales CANDU de), Cernavoda (Rumania), y Bruce y Pickering (Canadá). La primera parte está aquí.

Tipo de reactor

No cabe ninguna duda que el CANDU 6 es un reactor con factores de disponibilidad excelentes. He trabajado en ellos gran parte de mi vida profesional en Canadá y Rumania.

Sin embargo, debese reconocerse que un CANDU 6 sale penalizado al compararlo con un reactor de uranio enriquecido de última generación. Este último tiene 60 años de vida útil por diseño, mientras que el CANDU, también por diseño, necesita de un re-tubado alrededor de los 30 treinta años de operación.

Esto significa de 2 a 3 años de indisponibilidad a lo largo de su vida útil total, aunque ésta luego llegue a los 60 años. En la comparación también lo penaliza el costo del agua pesada, que debe adicionarse al valor del contrato.

Efectuado el cálculo del costo del kilovatio hora nivelado, herramienta que la ingeniería tiene a su disposición, éste permite una comparación más precisa entre ambos reactores y muestra bien la incidencia de los mayores costos: el del uranio enriquecido en un caso, y el del agua pesada más el del el re-tubado, en el otro. De carecerse de este cálculo, se puede recurrir a comparar las cifras del kilovatio instalado. Éstas dan una diferencia de U$ 3.060 en favor del uranio enriquecido.

En el caso del CANDU local es relevante conocer de costos. La extrapolación mecánica de los valores chinos a nuestro mercado no es necesariamente válida. Un CANDU local puede costar bastante menos que los U$ 8.000 M que saldría un CANDU chino. Pero también bastante más.

En términos del kilovatio hora nivelado coincido con el Dr. Alfredo Caro, que explicó en este mismo portal (artículo, aquí) que hasta que no se penalice económicamente la emisión de CO2, el costo del Kwh nuclear será bastante mayor que el de las centrales convencionales.

La necesidad del retubado no es una cuestión baladí. Los reactores que pasaron por extensiones de vida lo hicieron porque las respectivas administraciones aceptaron trasladar mayores tarifas al consumidor. Así las cosas, cuando desapareció el incentivo para reactores nuevos en la provincia de Ontario, Canadá, se cancelaron los 4 reactores previstos para la central nuclear Bruce C y los 2 reactores adicionales para la central de Darlington, cuando la licitación del año 2009.

Para aquella licitación fueron invitados a cotizar AECL Westinghouse y Areva. Sin embargo, finalmente fue declarada desierta por el alto precio de las ofertas recibidas.

Ontario Power Generation (OPG), propietario y operador, invitó a Areva y Westinghouse para la ampliación de Darlington y mostró así que respeta su compromiso con el usuario: proveerle un kilovatio hora lo más económico posible, independientemente del tipo de reactor. CANDU, como marca, ya era sólo una tecnología, no un símbolo del país.

Esto, sucedido en 2009, fue un “first timer”: la generación nucleoeléctrica, en Canadá, había sido dominio de la empresa nacional, AECL y de la provincial Ontario Hydro, y por ende del diseño CANDU y el uranio natural. Luego de esto, en el 2013, el AP 1000 de Westinghouse, obviamente de uranio enriquecido, pasó con éxito la fase 2 del proceso de revisión de pre-proyecto de la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear. Esto le asegura una más rápida obtención de la licencia de construcción en caso de ganar alguna futura licitación.

Los reactores CANDU que habrán salido de servicio en Canadá en 2024 son 6: hay 2 en Pickering A y otros 4 en Pickering B. Como bien señala el doctor Caro, el mercado CANDU –en el que he trabajado desde 1974- tiende a desaparecer, salvo en nichos, aunque estos pueden ser significativos.

El caso muy particular de la India, con importantes reservas de torio.
El de China, interesada en la utilización de elementos combustibles mixtos, para en el futuro quemar el plutonio producido en su flota de reactores y que cuenta con un acuerdo con CANDU Energy al respecto.
El de Inglaterra, interesada en el quemado de su inventario de plutonio, para el cual, en el 2012, CANDU Energy presento su proyecto de dos reactores avanzados con agua pesada como moderador y agua liviana como refrigerante.

Salvedades necesarias en estos nichos: CNNC, el fabricante del Hualong-1, dice en sus presentaciones que este reactor permite quemar plutonio reciclado por diseño, aunque debera verse en la práctica (el primer Hualong-1 concluido todavía no se conectó a la línea). CANDU, en cambio, pasó con éxito por la prueba práctica de quemar combustibles de óxidos mixtos con plutonio reprocesado.

En Inglaterra, para el quemado de las 139 toneladas de plutonio generadas desde inicios por las flotas anteriores de centrales, de las que las de 2da generación tienen cierre inminente, el cliente indicó su preferencia por el muy innovador PRISM de GE-HITACHI refrigerado a sodio líquido sobre el CANDU, aunque este reactor todavía no tenga siquiera un prototipo. Como sea, las negociaciones todavía no han llegado a término.

Conclusión:

En el escenario de los reactores de potencia la utilización de reactores de tubo de presión, moderados y refrigerados con D2O, con excepción de nichos geográficos y técnicos del mercado, tiende a ser cada vez más reducida. Incluso dentro del reducto de “quemador de plutonio”, este tipo de máquina empieza a sufrir el asedio de nuevas tecnologías. Las posibilidades argentinas de participar en esos mercados –sumamente reservados- son escasas, salvedad hecha de los componentes específicos, que están sujetos a compulsa de precios. De ambos reactores en discusión debería seleccionarse el que ofrece el menor impacto en la tarifa al usuario. En ausencia de un valor del Kwh nivelado debería adjudicarse al que ofrece el menor costo por Kw instalado.

Agua Pesada (y elementos combustibles)

La PIAP, la Fábrica Industrial de Agua Pesada en Neuquén.

Canadá dejó de producir agua pesada hace muchos años y desmanteló su planta. Lo hizo cuando la realidad del mercado para los reactores CANDU demostró que no se ajustaba a la planificación original. Se vio entonces la conveniencia de destinar la enorme cantidad de energía que consumía la fabricación de agua pesada al consumo público. Posteriormente OPG concesionó los ocho reactores de Bruce A y B, todos los cuales abastecían mayormente la planta de agua pesada, por 99 años.

En términos de la posibilidad de utilización de agua pesada de fabricación local en el reactor de fusión ITER, ya quedo sentado con su fundamentos técnicos y económicos porque esta cuestión (deuterio/ tritio) no se corresponde con la realidad, como indicó el Dr. Caro.

Cabe agregar que el consumo para un reactor Tokamak de 1000 Mw está estimado en 250 kg de combustible por año, mitad deuterio, mitad tritio. Así lo indica el sitio ITER.org. El deuterio gaseoso necesario se extrae del agua del mar, y el tritio se genera en el propio ITER: esto está dentro de los objetivos iniciales de este Tokamak multinacional.

Obtener el tritio de un reactor comercial en operación requiere una planta especial de de-tritiado con un costo estimado del orden de los 250 / 300 millones de dólares (2013), como se le exige a la central nuclear de Cernavoda por disposición de las autoridades nucleares rumanas.

Como elemento de comparación, hay estudios que sugieren que 2 reactores CANDU 6 podrían producir 6,2 Kg de tritio por año a lo largo de 20 años. El ITER consumirá 125 Kg por año. Claramente no alcanzaría con la flota mundial de CANDU y similares para abastecerlo, máxime cuando son pocos los que tienen planta de de-tritiado.

Rumania dejó de producir agua pesada para sus reactores hace también varios años. En 2013 dejó un inventario de alrededor de 1100 toneladas para las futuras unidades 3 y 4 de Cernavoda, cuyo completamiento fue licitado el 2012.

Hace apenas unos días el consorcio chino de inversores que querían completar Cernavoda 3 y 4, después de más de 6 años de negociaciones, se retiró del proyecto. Por ello, el gobierno rumano procedió a anular el MOU (Memorando de Entendimiento) con los chinos y llamó a un nuevo estudio de factibilidad.

Rumania contó con, entre otros, el asesoramiento de la Argentina para el establecimiento de su fábrica de elementos combustibles. Los fabricó hasta 2017, cuando el operador de Cernavoda 1 y 2 llamó a licitación y ganó una firma canadiense, por costos.

Fue la necesidad de competir con las energías renovables, sumamente subsidiadas, la que llevó al operador de Cernavoda a esta decisión bastante lamentada en Rumania.

Por el lado positivo los ahorros permitieron generar nuevos puestos de trabajo en el reactor ALFRED (Advanced Lead Fast Reactor European Demostrator) para el cual se firmó un acuerdo de construcción de un prototipo.

Esto permite ver que la tecnología no se detiene. El agua pesada y los elementos combustibles asociados de uranio natural van siendo sustituidos en las nuevas generaciones de reactores. Así, si se tomara una decisión en favor del reactor chino de uranio enriquecido, CONUAR deberá producir (y puede hacerlo) los elementos combustibles para ese tipo de reactores y encarar los necesarios ajustes.

Sin acceso al (los) contrato(s), cabe notar que la información disponible en el sitio de la WNA habla de la predisposición del fabricante a la transferencia de tecnología para componentes y elementos combustibles.

La pregunta es: ¿contra costo? En una licitación pública, como dijo el Dr. Carlos Aráoz en este portal (ver el artículo aquí), la transferencia sin costo estaría asegurada desde pliegos.

Conclusión:

En consonancia con la reducción del mercado mundial para los reactores de tubos de presión, el del agua pesada y los combustibles CANDU tiende a hacerse cada vez más reducido.

En el contexto actual no se visualiza un mercado para el agua pesada argentina en el exterior, salvo alguna venta esporádica. La venta de componentes para centrales CANDU en nichos del mercado mundial resultará de compulsas de precios.

Cronograma y dinamización de la industria nacional

En su artículo sobre el futuro de nuestro programa nuclear, mis colegas AKB indican la conveniencia del CANDU por sobre otros reactores en un cronograma de construcción “normal”. Pero donde se han construido CANDU últimamente, la India y China, los límites de la normalidad son muy distintos, y no parecen inherentes al tipo de planta sino a usos, costumbres y posibilidades de cada país.

En el caso de los centrales indias mencionados por AKB, el sitio del reactor Gujarat Kakrapar 3, o KAPP3, quedó a disposición del constructor en el año 2010. Pero el reactor entró en servicio días atrás: su construcción demandó en el orden de 10 años.

En comparación, Qhinshan III unidades 1 y 2 con sus dos reactores CANDU 6 fue construida en un tiempo récord de 5 años y meses. Contrato llave en mano, un gerenciamiento de primera línea y, por último y de suma importancia para la construcción, algo que nunca debe dejar de enfatizarse: una legislación laboral que permitía a los contratistas ajustarse a los requerimientos del proyecto. Esos fueron los factores del éxito.

Para el CANDU 6 estos tiempos de construcción hoy día son imposibles de alcanzar, y no sólo porque las leyes laborales chinas aquí son diferentes. Se mencionó que el camino crítico para los reactores de tubos de presión pasa por un componente de gran tamaño: la calandria.

El plazo de fabricación de una calandria en los tiempos de Quinshan III era de aproximadamente 24 meses, hoy es del orden de los 40 o más. En el caso de un CANDU local con seguridad excederá esos valores. Solo la calificación del proveedor demandara más de un año.

Un muy buen tiempo de ejecución para el CANDU chino en Argentina sería 7 años, y uno tal vez más realista el de 8 años como lo indico la Sra. Presidente de la Nación el 19 de julio de 2014[1], en el marco de la declaración conjunta firmada con la República popular China sobre asociación estratégica integral con Argentina.

La dinamización de la industria nacional debe verse en consonancia con el cronograma de la central. En el caso de un CANDU local o con participación China, previa la calificación del proveedor, las primeras órdenes de compras serían para los fabricantes de los componentes en el camino crítico, tales como IMPSA, INVAP y CONUAR.

Las PyMEs locales recién empezarían a recibir órdenes de compra entre los 24 y los 30 meses de firmado un contrato, aprobada la financiación y teniendo en la mano la licencia de construcción de la ARN, la Autoridad Regulatoria Nuclear Argentina.

Es importante enfatizar la necesidad de contar con el cronograma respectivo para el CANDU local, para compararlo con estas presunciones.

Conclusión:

De firmarse un contrato ya, la dinamización de las PyMEs más pequeñas se logrará, tanto en la versión CANDU china como la CANDU local, como fecha más temprana, hacia mediados/fines del 2023. Naturalmente, la obra civil sería la primera dinamizadora en el ámbito de la construcción; su comienzo ocurriría a partir de los 12 y 18 meses de obtenida la licencia de construcción de la ARN, que añade sus propios e inevitables tiempos.

CAREM

El prototipo del CAREM de 27 MWe, proyecto “de bandera” que la CNEA recibió en 2006, cuyos cimientos empezó a cavar recién en 2011, que se fue frenando desde 2016, se paró totalmente en 2019.

Diseño argentino de un reactor de potencia, calificado dentro de los reactores modulares de pequeñas y medianas potencias (SMR) cuya historia se remonta a 1984. Un proyecto pionero en el mundo. Se menciona el 2006 como el año del completamiento de la ingeniería. El prototipo se comenzó oficialmente el 8 de febrero del 2014, aunque la excavación de los cimientos es de 2011. Una foto del 19 de agosto 2020 muestra el edificio del reactor con la base para el recipiente de presión, en proceso de fabricación en las instalaciones de IMPSA.

Artículos periodísticos recientes indicaban qué podría quedar listo en el 2021. En realidad, mediados del 2023 parecería una fecha más probable. Financiación mediante, se piensa en la exportación del reactor comercial.

El historial (2006 a 2014 – 2020) pareciera indicar o bien falta crónica de presupuesto y/o financiación, pero también que el involucramiento de la CNEA en el gerenciamiento del proyecto no resultó acorde con lo esperado. Y es inentendible que la obra haya quedado a cargo de la CNEA, cuando INVAP antes de 2006 era el diseñador, y en otras obras, especialmente en el exterior, había probado sus quilates como arquitecto ingeniero, con remarcable éxito.

En el ínterin la lista de potenciales proveedores de reactores de potencias pequeñas y medianas continúa engrosándose casi exponencialmente. Un ejemplo el reactor ALFRED mencionado. Otros ejemplos: siguiendo con Canadá, a la fecha diez proyectos acordados y dos en desarrollo estan en la lista de evaluación de pre-proyectos de la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear.

Y la lista no se detiene. En Estados Unidos la Comisión Regulatoria Nuclear (RNC) acaba de aprobar la revisión del diseño del reactor NuScale. En consonancia dias atrás se anunció una decisión de suma importancia geopolítica: los Estados Unidos derogaron la prohibición de financiar proyectos nucleares en el exterior.

Recientes noticias indican que el Department of Energy (DOE) de los EEUU acordó con Nuclerelectrica de Rumania un paquete de U$ 8000 M para completar las unidades 3 y 4 de la central de Cernavoda, así como el re-tubado de la unidad 1, que está a 5 años del término de su primera vida útil. El Eximbank firmó un crédito adicional por U$ 7000 M para ello con el Ministerio de Economía de Rumania.

EEUU hoy se propone no como tanto como arquitecto ingeniero sino como financista, y hace alianzas con otros oferentes como Areva y CANDU Energy. Su evidente propósito es disputarle terreno a CNNC y Rosatom. Al hacer esto, determinó una sobreoferta de grandes oferentes en el mercado nucleoeléctrico, que sigue siendo chico para empresas tan grandes. Una razón más para tener en cuenta la necesidad de licitar las próximas grandes centrales argentinas.

Demoras y hechos como los mencionados hacen sumamente necesaria una auditoría independiente del proyecto CAREM a fines de determinar la viabilidad de su inserción en el mercado internacional. Hacen falta los costos reales y el cronograma del proyecto, y eso para poder estimar un valor del Kw instalado y de allí el del Kwh. Sin estos, hablar del potencial de venta y financiación del CAREM en el exterior carece de sentido.

Una auditoria como la que se propone tiene sus antecedentes en Embalse. Fue a consecuencia de una auditoría que el final de obra se acortó casi el 10 %, lo que permitió ajustar las necesidades de financiación de la obra y el plazo de entrega.

Conclusión:

El CAREM tiene por delante un potencial mercado internacional interesante, pero se han desperdiciados años en su concreción. Terminar la construcción en el más corto tiempo posible, validar los criterios de diseño con la realidad y escalarlo a nivel comercial, hoy es lo vital para el proyecto.

La oportunidad del CAREM es ya. Dos años más sin terminarlo por falta de recursos, de interés o de visión, o por el causal que fuere, y el CAREM pasará a engrosar la lista, ya bastante larga, de las frustraciones de la CNEA, entre ellas:

la planta piloto de agua pesada,
la planta de reprocesamiento de plutonio,
la empresa ENACE y su reactor ARGOS etc.

Es impensable conseguir financiación del exterior para el CAREM en sus condiciones actuales del progreso de la obra.

Termino aquí mi propuesta para asegurar el desarrollo de las futuras centrales de potencia en la Argentina:

Cada uno de los 8 ítems que examiné (soberanía energética, tipo de contratación, financiación, participación nacional, tipo de reactor, agua pesada, elementos combustibles, nuestra posibilidad de abastecer el proyecto ITER, nuestra gestión del proyecto nacional CAREM) se cierra con una conclusión.

Con esas 8 conclusiones parciales “in mente” y en el contexto actual (deuda externa e interna, cuarentena por pandemia y la escasa disponibilidad de recursos), insisto en estas dos ideas:

En lo inmediato: seguir la propuesta del Ing. Bernal Castro relativa al CAREM, con la que coincide también el Ing. Gustavo Barbarán, publicado en este mismo portal aquí. Y es dedicar los pocos recursos disponibles a la prosecución de los trabajos en el prototipo y su posicionamiento internacional.

En lo mediato: dejar para un futuro cercano (tres, cuatro años) un llamado a licitación para el (los) módulo(s) de Atucha III, naturalmente de acuerdo a las necesidades del sistema de generación.