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. Rechazo de la opinión pública. Accidentes: Three Mile Island (1.979). Chernobil (1.986) Accidentes: Three Mile Island (1.979). Chernobil (1.986) Factores económicos: Factores económicos: Quince últimos años S. XX bajos precios hidrocarburos (Media: 20 $/barril). Quince últimos años S. XX bajos precios hidrocarburos (Media: 20 $/barril). Desarrollo tecnología gas/ciclo combinado. 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.). 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 MundoE.E.U.U.EuropaFranciaEspaña Nº reactores Potencia (Gw.) ,5 Porcentaje producción eléctrica (%)  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 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 CO 2.  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). 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). Decisión subordinada a autorización C.S.N. (y a inversión requerida). Probable justificación económica alargamiento. Probable justificación económica alargamiento. Permitiría además: Permitiría además: Preservar emplazamientos y know-how de ingeniería y gestión Preservar emplazamientos y know-how de ingeniería y gestión Preservar diversificación y reducción emisiones de CO 2. Preservar diversificación y reducción emisiones de CO 2.

Competitividad energía nuclear. Nuevos reactores Coste medio (€/Mw.h.). Proyección para Precios combustibles bajos (1) Precios combustibles altos (2) Ciclo combinado gasCiclo combinado gas65/75105/115 Carbón pulverizadoCarbón pulverizado65/8080/95 NuclearNuclear45/8055/90 (1)Barril de crudo: 54,5 $/ de en 2.007, 61$ en 2.020, 63$ en (2)Barril de crudo: 54,5 $ de en 2.007, 100 $ en 2.020, 119 $ en Estructura de costes de generación (%) Inversión Operación y Mantenimiento Combustible Ciclo combinado gasCiclo combinado gas17776 CarbónCarbón NuclearNuclear (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 CO 2.  Impacto en costes de generación. Gas ~ 7,5 (10 €/Tm. CO 2 ). Gas ~ 7,5 (10 €/Tm. CO 2 ). Carbón ~ 3,5 (10 €/Tm. CO 2 ). Carbón ~ 3,5 (10 €/Tm. CO 2 ).  Alternativamente: Coste de captura/transporte/confinamiento de CO 2 Coste ccs ~ 35$/60$ por tonelada de CO 2 en (AIE). Coste ccs ~ 35$/60$ por tonelada de CO 2 en (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. Escasez personal cualificado. Inflación coste de materiales. 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. Dependiente de cobertura de riesgo de construcción/riesgo de mercado. Olkiluoto 3: 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 de avance en curva de aprendizaje. Dependiente del tipo de financiación. 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. 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 CO 2.

Externalidades nucleares  Positivas:  Prácticamente nula emisión de CO 2. Reflejada en sobrecoste generación eléctrica combustibles fósiles (precio de emisiones CO 2) Reflejada en sobrecoste generación eléctrica combustibles fósiles (precio de emisiones CO 2)  Contribución a diversificación energética: Dependiente de mix de generación. Dependiente de mix de generación. Posibles restricciones de política energética. Posibles restricciones de política energética.  Aumento seguridad suministro energético (origen combustible más diversificado y procedente de países más estables).  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 radiológicos de la gestión rutinaria del combustible nuclear. Riesgos de accidente en núcleo reactor. 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 reactores/años. Probabilidad fusión núcleo reactor: 1 por reactores/años. Probabilidad emisión: 1 por 10. Probabilidad emisión: 1 por 10. Multiplicador 1,24 por efectos indirectos y 20 por aversión al riesgo. 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 reactor/años. Estimado por frecuencia: 1 en reactor/años. Estimado por “Probabilistic Risk Assessment ”: 1 en reactor/años. Estimado por “Probabilistic Risk Assessment ”: 1 en reactor/años. Implicaría 4 accidentes en medio siglo con la actual tecnología (Hipótesis M.I.T. de reactor/años en el período ). Implicaría 4 accidentes en medio siglo con la actual tecnología (Hipótesis M.I.T. de reactor/años en el período ).  Con un solo accidente serio en núcleo reactor (probabilidad no es nula). Revisión probabilidad estimada. Revisión probabilidad estimada.  Probabilidad “ExternE”: 1 en reactor/años.  Avances seguridad pasiva/seguridad intrínseca (III Generación/IV Generación).

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). 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%. 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: Para igual coste contingente: Mayor percepción riesgo si el daño es catastrófico. Mayor percepción riesgo si el daño es catastrófico. Mayor percepción riesgo si el daño se concreta en menor número de acontecimientos. 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). Ciclos cerrados de tecnología avanzada (reactores rápidos). Reducción volumen y actividad. Reducción volumen y actividad. Utilización más eficiente combustible. 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”). Incentivos por los primeros 6 Gw. (lógica de ayuda de sobrecostes “first of a kind”). Desgravaciones fiscales. Desgravaciones fiscales. Cobertura riesgo dilaciones regulatorias. Cobertura riesgo dilaciones regulatorias. Garantía financiación ajena. Garantía financiación ajena.  Francia. Apoyo I+D Apoyo I+D Empresa pública asociado a riesgo construcción (lógica de ayuda sobrecostes first of a kind). 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 ).  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 CO 2. Menor emisión CO 2. Diversificación y seguridad suministro combustible. Diversificación y seguridad suministro combustible. Know-how de ingeniería y gestión. Know-how de ingeniería y gestión.  Precedentes en otros países (E.E.U.U.).  Nuevos reactores.  Mantener abierta la opción desarrollo III y IV Generación (Política 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.

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 Externalidades negativas tiene carácter transfronterizo Problemas como la proliferación, utilización terrorista etc. son independientes de la decisión de un país individual (tienen carácter global). Problemas como la proliferación, utilización terrorista etc. son independientes de la decisión de un país individual (tienen carácter global).  Objetivos 20/20/20 para  Especialmente exigentes en requerimiento renovables.  Objetivo reducción de emisiones CO 2 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 Potencia (%) Producción (%) (Hasta 10-03) Hidráulica18,57,611,6 Nuclear8,621,121,7 Carbón12,616,617,1 Fuel-Gas4,90,90,7 Ciclo Combinado 24,133,022,9 Régimen Especial 31,323,928,9 Total(89,9 Gw)( Gw.h)( Gw.h) 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  Renovables (intermitente) no es sustitutivo de nuclear.  Límites de generación con renovables. Problemas de regulación sistema (intermitencia/aleatoriedad). Problemas de regulación sistema (intermitencia/aleatoriedad). Necesidad de potencia de apoyo (gas). Necesidad de potencia de apoyo (gas). Cuantía de las primas. Cuantía de las primas.  Gas/Carbón: Expectativa precios combustibles/precios derechos de emisión CO 2 /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. Riesgo regulatorio cubierto. Estabilidad regulación seguridad/gestión residuos/responsabilidad civil. Estabilidad regulación seguridad/gestión residuos/responsabilidad civil. Alternativamente: Límites riesgo. Alternativamente: Límites riesgo. Cobertura riesgo de construcción. Cobertura riesgo de construcción. Asunción por el “vendor” Asunción por el “vendor” Alternativamente: Avance en la curva de aprendizaje. Alternativamente: Avance en la curva de aprendizaje. Cobertura riesgo de mercado. Cobertura riesgo de mercado. Contratos de venta largo plazo. Contratos de venta largo plazo. Portfolio diversificado de generación. Portfolio diversificado de generación. Contexto financiero estable. Contexto financiero estable.