El papel de la energía nuclear en el
menú energético
Claudio Aranzadi
Pamplona. Marzo 2.009
Ciclo histórico energía nuclear
 Años 60/70 del S. XX: Fuerte impulso energía nuclear países
industrializados
 Años 80/90 del S. XX: Cambio radical en el signo de la evolución.
 No se encargaron nuevos proyectos centrales nucleares en países
industrializados (excepto en Francia).
 Causas:
• Rechazo de la opinión pública.
 Accidentes: Three Mile Island (1.979). Chernobil (1.986)
• Factores económicos:
 Quince últimos años S. XX bajos precios hidrocarburos (Media: 20
$/barril).
 Desarrollo tecnología gas/ciclo combinado.
 Costes medios de generación eléctrica nuevo entrante esperados
inferiores a 40 €/Mw.h (36 €/Mw.h estimado para C.T.C.).
 Comienzo del S. XXI: ¿”Renacimiento” nuclear?.
Situación actual
Mundo
E.E.U.U.
Europa
Francia
España
Nº reactores
442
103
152
59
8
Potencia (Gw.)
368
98
134
63
7,5
Porcentaje producción
eléctrica (%)
16
19
31
78
20


Síntomas de cambio ciclo.

28 nuevos reactores en construcción (esencialmente en Asia).

Nuevos reactores en Europa occidental (Filandia, Francia).

Luz verde Gobierno Reino Unido.

Apoyos Energy Policy Act 2.005 en E.E.U.U.
Posibles causas del “renacimiento” nuclear.

Cambio en expectativas a medio/largo plazo de precios hidrocarburos.

Creciente sensibilidad ante cambio climático/emisiones de CO2.

Mayor eficiencia y seguridad esperadas de los reactores de III Generación.
Competitividad energía nuclear. Reactores en
funcionamiento

Alargamiento de la vida de las centrales. Fundamentación económica:
 Si el coste operativo medio de generación (operación, mantenimiento y
combustible) de la central en funcionamiento más el coste anualizado de la
inversión exigida por razones de seguridad para el alargamiento de vida es
inferior al coste total medio de una nueva central.
 Inversión requerida puede aumentar capacidad/eficiencia.
 Coste operativo medio: 15/20 €/Mw.h.
 Coste de la inversión ya realizada (sunk cost) es irrelevante para la decisión.

Alargamiento de la vida de las centrales.
 E.E.U.U.:
•
Aproximadamente la mitad de las centrales en operación han recibido la extensión
de sus licencias en 20 años (hasta 60 años).
 España:
•
•
•
Decisión subordinada a autorización C.S.N. (y a inversión requerida).
Probable justificación económica alargamiento.
Permitiría además:
 Preservar emplazamientos y know-how de ingeniería y gestión
 Preservar diversificación y reducción emisiones de CO2.
Competitividad energía nuclear. Nuevos reactores
Coste medio (€/Mw.h.). Proyección para 2.020
Precios combustibles bajos (1)
Precios combustibles altos (2)
•Ciclo combinado gas
65/75
105/115
•Carbón pulverizado
65/80
80/95
•Nuclear
45/80
55/90
(1)
Barril de crudo: 54,5 $/ de 2.005 en 2.007, 61$ en 2.020, 63$ en 2.030
(2)
Barril de crudo: 54,5 $ de 2.005 en 2.007, 100 $ en 2.020, 119 $ en 2.030
Estructura de costes de generación (%)
Inversión
Operación y Mantenimiento
Combustible
•Ciclo combinado gas
17
7
76
•Carbón
42
17
41
•Nuclear
59
26
15 (uranio ~ 5)
(Fuente: NEA/IEA)
Competitividad energía nuclear. Nuevos
reactores
 Energía nuclear competitiva en escenario precios elevados
combustible.
 Competitividad nuclear mejora si se incluyen sobrecostes
emisión CO2.
 Impacto en costes de generación.
• Gas ~ 7,5 (10 €/Tm. CO2).
• Carbón ~ 3,5 (10 €/Tm. CO2).
 Alternativamente: Coste de captura/transporte/confinamiento de CO2
• Coste ccs ~ 35$/60$ por tonelada de CO2 en 2.030 (AIE).
 Fuerte variabilidad costes estimados generación nuclear.
 Función de hipótesis sobre costes de inversión.
Determinante costes de inversión en centrales
nucleares

“Overnight costs” (2.000/3.000 €/Kw.)
 Tendencia al alza si existe “renacimiento” nuclear.
•
•
Escasez personal cualificado.
Inflación coste de materiales.
 Desplazamiento al alza en reactores “firsts of a kind” (III Generación).
 Tendencia a la baja en programas amplios y estandarizados.

Duración de la inversión “lead time” ~ 10 años (~ 5 años de inversión).
 Desplazamiento al alza en “first of a kind” (III Generación).
 Tendencia a la baja en programas amplios y estandarizados.
 Fuerte dependencia de dilaciones regulatorias.

Coste de capital.
 Estructura financiación (apalancamiento)/prima de riesgo.
•
Dependiente de cobertura de riesgo de construcción/riesgo de mercado.
 Olkiluoto 3:
– Riesgo de construcción asumido por el “vendor”.
– Riesgo operacional (disponibilidad) asumido por el “vendor”.
– Contrato de venta a largo plazo con propietarios.
•
•
Dependiente de avance en curva de aprendizaje.
Dependiente del tipo de financiación.
 Nivel general de tipos de interés y prima de riesgo.
Otros factores determinantes de la inversión en
nucleares

Marco regulatorio.
 Nuevos marcos liberalizados.
•
Riesgo inversión asumido por empresas de generación.
 Impacto en el coste de capital

Riesgo regulatorio.
 Cambios regulatorios en E.E.U.U. provocaron sobrecostes en reactores de II
Generación.
 Posibles nuevos requerimientos/inversiones en seguridad, gestión de
residuos, etc.

Estimación del valor de las externalidades negativas e internalización
de su coste.

Percepción del riesgo nuclear (externalidades negativas) por la opinión
pública.

Ausencia de “natural hedge” frente a variabilidad precios combustibles
fósiles y derechos CO2.
Externalidades nucleares

Positivas:
 Prácticamente nula emisión de CO2.
•
Reflejada en sobrecoste generación eléctrica combustibles fósiles (precio de
emisiones CO2)
 Contribución a diversificación energética:
•
•
Dependiente de mix de generación.
Posibles restricciones de política energética.
 Aumento seguridad suministro energético (origen
diversificado y procedente de países más estables).

combustible
más
Negativas:
 Gastos I+D/Cobertura de costes “first of a kind”, asumidos por el Estado.
 Costes de gestión del ciclo de combustible no internalizados por empresas
generadoras.
 Costes externos en sentido estricto.
•
•
Riesgos radiológicos de la gestión rutinaria del combustible nuclear.
Riesgos de accidente en núcleo reactor.
Evolución costes externos: Estudio “ExternE”
(U.E.)

Costes externos asociados a los riesgos radiológicos de gestión
rutinaria del combustible nuclear.
 Francia: 2,5 €/Mw.h (Tipo de descuento: 0%).
 Estimación otros países europeos más elevada (hasta ~ 7 €/Mw.h).

Costes externos asociados al riesgo de accidente en núcleo de reactor
nuclear.
 Estimación ExternE: 0,12 €/Mw.h.
 Hipótesis:
•
•
•
Probabilidad fusión núcleo reactor: 1 por 100.000 reactores/años.
Probabilidad emisión: 1 por 10.
Multiplicador 1,24 por efectos indirectos y 20 por aversión al riesgo.
Estimación riesgo accidente serio núcleo reactor

Dificultad estimación cuantía del daño.
 Responsabilidad civil limitada (Convenios internacionales).
 Parte responsabilidad civil asumida por los Estados.
 Internalización coste a través de seguros.

Problemas estimación probabilidad de accidente.
 E.E.U.U.:
•
•
Estimado por frecuencia: 1 en 2.679 reactor/años.
Estimado por “Probabilistic Risk Assessment ”: 1 en 10.000 reactor/años.
 Implicaría 4 accidentes en medio siglo con la actual tecnología (Hipótesis M.I.T. de 40.000
reactor/años en el período 2.005-2.055).
 Con un solo accidente serio en núcleo reactor (probabilidad no es nula).
•
Revisión probabilidad estimada.
 Probabilidad “ExternE”: 1 en 100.000 reactor/años.
 Avances
seguridad pasiva/seguridad intrínseca
Generación).
(III
Generación/IV
Problemas aceptación opinión pública

Divorcio entre estimación costes externos expertos y percepción riesgo
opinión pública.
 Costes externos estimados (ExternE) representan un pequeño porcentaje del
coste de generación nuclear.
 Eurobarómetro (2.007).
•
53% de los europeos piensan que los riesgos de la generación eléctrica nuclear
superan sus ventajas (33% opinan lo contrario).
• En España los porcentajes son 55% y 23%.

Posibles explicaciones del divorcio:
 Aversión a las catástrofes (además de aversión al riesgo).
•
Para igual coste contingente:
 Mayor percepción riesgo si el daño es catastrófico.
 Mayor percepción riesgo si el daño se concreta en menor número de acontecimientos.
 Poca visibilidad de los beneficios obtenidos con la asunción de riesgo
(riesgos industriales).
 Miedo a daño infrecuente y desconocido.
 Asociación con el armamento nuclear.
Otros riesgos nucleares

Proliferación.
 Gestión internacional del riesgo de proliferación (Tratado).
 Problemas geopolíticos para gestionar la proliferación (Irán).

Utilización terrorista.

Gestión de residuos.
 No existe en operación almacenamiento definitivo para residuos de alta
actividad y larga vida.
 Tecnologías de partición y transmutación.
 Tecnologías de IV Generación.
•
Ciclos cerrados de tecnología avanzada (reactores rápidos).
 Reducción volumen y actividad.
 Utilización más eficiente combustible.
 Desarrollo tecnológico/coste.
Papel futuro energía nuclear. Diferentes
posiciones

Retirada programada energía nuclear (Suecia/Alemania/Bélgica).

Política proactiva de apoyo:
 E.E.U.U. (Energy Policy Act 2.005):
•
Incentivos por los primeros 6 Gw. (lógica de ayuda de sobrecostes “first of a kind”).
 Desgravaciones fiscales.
 Cobertura riesgo dilaciones regulatorias.
 Garantía financiación ajena.
 Francia.
•
•
Apoyo I+D
Empresa pública asociado a riesgo construcción (lógica de ayuda sobrecostes first
of a kind).

Autorización sin política proactiva (Reino Unido).
 Luz verde.
 Empresas asumen todos los costes a ellas imputables.
Situación España

Balance beneficios/costes.

Opinión pública española no desea ser consultada y prefiere delegar en las
autoridades las decisiones sobre política energética (y nuclear). (Eurobarómetro
2.007).
 Solo a un 22% le gustaría ser consultado (un 21% en Europa).
 Un 40% (31% en Europa) dejaría que sean las autoridades quienes decidan
exclusivamente sobre estas materias.

Prolongación vida reactores en funcionamiento.
 Dependiente del dictamen C.S.N.
 Probable atractivo económico del alargamiento.
 Preservaría:
•
•
•
Menor emisión CO2.
Diversificación y seguridad suministro combustible.
Know-how de ingeniería y gestión.
 Precedentes en otros países (E.E.U.U.).

Nuevos reactores.
 Mantener




abierta
la
opción
desarrollo
III
y
IV
tecnológica/Autorizaciones).
Libertad decisión empresas (marco regulatorio liberalizado).
Empresas internalizan todos los costes y asumen los riesgos.
Política energética no proactiva.
Política energética minimiza riesgo regulatorio.
Generación
(Política
Impacto política energética europea

No existe posición común en relación al papel energía nuclear.
 Posiciones divergentes entre estados miembros.
 Situación particularmente absurda.
 Externalidades negativas tiene carácter transfronterizo
 Problemas como la proliferación, utilización terrorista etc. son independientes de la
decisión de un país individual (tienen carácter global).

Objetivos 20/20/20 para 2.020.
 Especialmente exigentes en requerimiento renovables.
 Objetivo reducción de emisiones CO2 favorece energía nuclear.

Objetivos generales (competitividad/seguridad/sostenibilidad).
 Competitividad: Dependiente de precios combustibles/Curva de aprendizaje
II Generación/Avances tecnológicos.
 Seguridad suministro: Diversificación tecnologías/combustible y geográfica.
Estabilidad países suministradores.
 Sostenibilidad: Avances tecnológicos gestión de residuos/Ciclos cerrados IV
Generación.
Mix generación. España peninsular 2.008
Potencia (%)
Producción (%)
2.009 (Hasta 10-03)
Hidráulica
18,5
7,6
11,6
Nuclear
8,6
21,1
21,7
Carbón
12,6
16,6
17,1
Fuel-Gas
4,9
0,9
0,7
Ciclo Combinado
24,1
33,0
22,9
Régimen Especial
31,3
23,9
28,9
(89,9 Gw)
(278.677 Gw.h)
(53.905 Gw.h)
Total
Fuente: Red Eléctrica
Evolución futura mix de generación en marco
liberalizado


Libre decisión de empresas (con excepción de la restricción energías
renovables).
Renovables: (40%) exigido por cumplimiento objetivos 2.020.
 Renovables (intermitente) no es sustitutivo de nuclear.
 Límites de generación con renovables.
•
•
•


Problemas de regulación sistema (intermitencia/aleatoriedad).
Necesidad de potencia de apoyo (gas).
Cuantía de las primas.
Gas/Carbón: Expectativa precios combustibles/precios derechos de emisión
CO2/costes de c.c.s.
Nuclear: (Hipótesis alargamiento vida y autorización nuevas inversiones).
 Nuevos reactores en operación (lead-time ~ 10 años) casi al final de la vida de las
actuales centrales.
 Empresas podrían invertir sí:
•
Riesgo regulatorio cubierto.
 Estabilidad regulación seguridad/gestión residuos/responsabilidad civil.
 Alternativamente: Límites riesgo.
•
Cobertura riesgo de construcción.
 Asunción por el “vendor”
 Alternativamente: Avance en la curva de aprendizaje.
•
Cobertura riesgo de mercado.
 Contratos de venta largo plazo.
 Portfolio diversificado de generación.
•
Contexto financiero estable.
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