Una razonable expectativa de crecimiento del nivel de vida en la Argentina implica, entre otros factores, un aumento del consumo eléctrico per cápita que hoy se ubica en la mitad del consumo per cápita de la Unión Europea y menos de la cuarta parte del correspondiente para América del Norte. A esta presión por el aumento de la demanda de energía eléctrica se suman: la clara tendencia a la electrificación del transporte, la conversión eléctrica domiciliaria a expensas del gas y el aumento de la población. En contra juega el mayor uso eficiente y racional de la energía debido principalmente a los avances tecnológicos y una política tarifaria que desaliente el derroche de energía. Estos factores encontrados dificultan una estimación de la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad que distintos organismos evalúan entre el 2% y el 4% que implica una disminución significativa del 4,2% de crecimiento anual histórico de la Argentina. El ingeniero Carlos Rey, asesor de la Subsecretaría Nuclear, toma una tasa de 3% para proyectar la demanda hasta el 2040 y extrae conclusiones que son utilizadas en el presente trabajo.

Bajo la hipótesis de que se mantenga constante el perfil de la demanda eléctrica actual, es decir, el factor de carga global del sistema, se puede asumir que la tasa de crecimiento indicada es válida tanto para la demanda de energía como de potencia. Este último factor es fundamental para la seguridad energética en los picos de demanda que deben cubrirse independientemente de que haya o no viento o sol. La intermitencia de las energías renovables y la falta de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica a costos razonables impiden que sean tenidas en cuenta en el cálculo de la potencia instalada necesaria para cubrir los picos de demanda. Queda claro que las energías renovables son fundamentales para disminuir el consumo de combustibles fósiles y constituyen un importante aporte a la generación eléctrica que permite disminuir el consumo de combustibles fósiles cuya contribución en el parque eléctrico argentino alcanza el 66%, pero requieren un respaldo de fuentes energéticas que puedan gestionarse en función de la demanda y en forma independiente a los factores meteorológicos. Estas fuentes son tres: térmicas, hidráulicas y nucleares.

Para el año 2040 las proyecciones, con la tasa de crecimiento indicada, sostienen que la capacidad eléctrica instalada debería incrementarse al doble de la actual, es decir que se deberían agregar 35 mil MW eléctricos adicionales de fuentes gestionables. Por lo expuesto solo caben tres alternativas o una combinación de ellas: térmica, hidráulica y nuclear. De las tres la más económica en términos de costos y tiempos de instalación son las distintas variantes térmicas, pero con costos de operación altos e impredeciblemente variables. La capacidad potencial hidroeléctrica en la Argentina depende fuertemente de los proyectos binacionales de difícil gestión, salvo los relacionados con Yacyretá. Con un alto grado de optimismo se podría pensar en 10 mil MWe instalados para 2040 de origen hidráulico. Es decir que se impone la instalación de centrales nucleares en una escala importante si realmente se desea no aumentar, aún más, la participación de las máquinas térmicas en la matriz de generación eléctrica.

Dicho en otras palabras, habría que instalar el equivalente de una central nuclear de mil MWe cada dos años de aquí al 2040. Este es el real desafío que enfrenta el país y el sector nuclear en particular. Esto implica que hay que hacer competitiva la energía nuclear en términos de costos, lo que obliga a una elección racional de tecnologías y a una gestión eficiente y transparente de los proyectos.

Hay otra variable que es imprescindible incluir en la programación energética: el cambio climático. El calentamiento global, o más apropiadamente llamado «cambio climático global», es producto de la emisión antropogénica de gases de efecto invernadero (GEI) que el Acuerdo de París de 2015 intenta reducir imponiendo objetivos a los países adherentes. Los compromisos a los que adhieren los países firmantes del Acuerdo de París se llaman Contribuciones Previstas y Determinadas a Nivel Nacional (Intended Nationally Determined Contributions, INDC).

Argentina asumió compromisos en el año 2015 a través del INDC presentado en la Conference of Parties (COP) de París del 2015. El compromiso propuesto es una reducción de emisiones para el año 2030 de 15% con respecto a las emisiones proyectadas en su BAU (Business as Usual) el mismo año en forma incondicional con la posibilidad de hasta un 30% condicionado a que se cumplan ciertas condiciones favorables que pueden o no darse. Este compromiso establece metas globales pero no sectoriales, pero razonablemente debería ser aplicado a todos los sectores responsables de emisión.

La contribución en la emisión de GEI debido a la generación eléctrica en la Argentina es de 11% del total de las emisiones, pero esta contribución se incrementará significativamente con el proceso de electrificación del transporte y consumo energético residencial ya mencionado. Es en este proceso de reducción de los GEI donde juega un rol fundamental, en el corto plazo, la generación eléctrica vía fuentes renovables, eólicas y solares, de fuerte crecimiento en los últimos tiempos, a la que se sumarán a mediano plazo las nuevas fuentes energéticas renovables hidráulicas y nucleares.

Estos compromisos afectan a la generación, pero no necesariamente a la matriz instalada aunque, obviamente, mayor energía nuclear implica menores GEI. Sin embargo, el aceleramiento del cambio climático y sus consecuencias, de las que la Argentina es también víctima, implica que la comunidad internacional esté evaluando escenarios más drásticos de estabilización de la concentración de GEI en la atmósfera mediante políticas llamadas de descarbonización profunda (The Future of Nuclear Energy in a Carbon Constrained World, MIT). Las consecuencias que estos escenarios tienen sobre la matriz caen fuera del marco de este trabajo, pero se puede mencionar que requieren una drástica disminución del parque térmico, cuyo reemplazo más económico resulta la energía nuclear frente a otros métodos de descarbonización. Este escenario no es improbable y es para tener en cuenta.

Planteada la necesidad de la incorporación en cantidades significativas en el mediano plazo de energía nuclear en la matriz de generación eléctrica se requiere un plan nuclear que apunte a desarrollar una capacidad autónoma de autoabastecimiento y de exportación de centrales nucleares competitivas en términos tecnológicos y económicos.

Hoy la única alternativa con cierta probabilidad de éxito para alcanzar el objetivo mencionado es aprovechar la experiencia del reactor CAREM, en avanzado estado de construcción, que le da a la Argentina una importante ventaja competitiva frente a los proyectos similares que proliferan en el mundo llamados SMR (Small Modular Reactor) y que, dicho sea de paso, prácticamente todos son copias del CAREM. El siguiente paso es escalar el diseño a potencias mayores de manera de conformar unidades que en conjunto o individualmente ofrezcan centrales del orden de 300 a 400 MWe con el objetivo de que mediante un proceso de fabricación en serie, principalmente en fábrica, pueda obtenerse una disminución sustantiva de costos y el afianzamiento de una industria nacional sustentable y con actividad continua en el tiempo. Sobra la literatura sobre las ventajas de los SMR, sobre todo en términos de seguridad, como para extendernos en el tema.

El desarrollo de un SMR comercial, tal como lo plantea la Subsecretaría Nuclear es el objetivo principal del sector nuclear argentino, donde deben converger los recursos humanos y financieros disponibles. Cualquier otro gasto no estrictamente necesario en el área nuclear atenta contra este objetivo principal.

Es claro que en tanto se disponga del SMR comercial la Argentina requiere la incorporación de energía nuclear en su matriz como plantea este trabajo. Ese suministro depende de importaciones mayoritariamente de origen externo que deben negociarse con tecnologías seguras, menor precio posible, menor tiempo de instalación, máxima incorporación de industria nacional y mínimos riesgos.

Seguramente esta fue la intención cuando, en septiembre de 2014, NA-SA y China National Nuclear Corporation (CNNC) firmaron un contrato marco por el suministro de un CANDU tomando como referencia los CANDU 6 fase 3 instalados en Qinshan, puestos en operación en 2002 y 2003. Este contrato, a su vez, obligó a NA-SA a firmar acuerdos con CANDU ENERGY y con China Zhongyuan Engineering Corporation (CZEC), subsidiaria de CNNC. Este difícil esquema contractual, donde toda la responsabilidad recae en NA-SA, se complica mucho más por las diversas condiciones provenientes de los acuerdos financieros, entre ellas, la instalación de la V Central, un PWR de agua liviana y uranio enriquecido tipo Hualong One. Las condiciones de financiación y los límites mínimos de participación china llevan casi al absurdo la organización contractual, en particular, el de la IV central.

La decisión de hacer una central PWR tomada por la administración anterior y ratificada por la actual marca un claro quiebre con la tecnología de agua pesada que el país adoptó en un marco político internacional totalmente diferente a partir de que el país firmó el Tratado de No Proliferación en 1994. La inclusión del CANDU, en el acuerdo con China, se presume que solo se debió a darle continuidad temporal a los equipos técnicos armados durante la terminación de Atucha II, dando, a su vez, tiempo para absorber la nueva tecnología. Sin embargo, no se logró el rápido comienzo de las obras debido a las negociaciones contractuales anteriormente mencionadas y a la inclusión de las modificaciones al diseño del CANDU chino.

En realidad, este contrato marco se basó en varias cartas de intención y memorándum de entendimiento firmados entre diversos organismos públicos argentinos y chinos que arrancan en 2010 y en particular en el Acuerdo País-País firmado por ambos presidentes en julio de 2014 y ratificado por ley 27122 en donde uno de los acuerdo específicos incluyó la construcción de un reactor de agua pesada con tubos de presión. Es decir, el contrato no fue resultado de una generación espontánea sino de compromisos previos, lo cual explica parcialmente su inercia y permanencia en el tiempo, aun cuando las dificultades en su implementación se veían día a día más claramente.

LA SSEN, NA-SA y CNNC realizaron ingentes esfuerzos y negociaciones durante 2016 y 2017 con el resultado de que se mejoraron sustancialmente los términos contractuales. Pero no se pudo superar el hecho de que en definitiva NA-SA se quedaba con toda la responsabilidad y en ambos lados del mostrador, gerenciando y ejecutando contratos con una enorme cantidad de interfaces, cada una con potencial fuente de conflictos, adicionales y riesgos invaluables. Es decir, no estaban dadas las condiciones para que no sea un contrato ruinoso para el Estado argentino.

Otro factor que gravitó en contra, que probablemente haya sido subestimado en el contrato marco original, fueron las modificaciones al diseño de la central CANDU china surgidas del stress test que se llevó a cabo en todos los diseños de centrales nucleares luego del accidente de Fukushima y a las modificaciones ordenadas por la Autoridad Regulatoria Nuclear argentina, además de las modificaciones para adaptar la central al sitio. Se definieron decenas de cambios mayores que prácticamente implicaban un rediseño de la central con un costo que NA-SA debía absorber de entre 800 a 1000 millones de dólares. Ese costo no recurrente se aplica solo a la IV CN, dado que no existen, actualmente, planes de hacer otro CANDU en la Argentina ni en ningún otro país, incluyendo Canadá, salvo la India, por mucho tiempo aislada tecnológicamente luego de la detonación nuclear de 1974, que, sea dicho de paso, obligó, en aquel momento, a la Argentina a abandonar la línea CANDU, para volver a la línea de recipientes de presión tipo Atucha I con la compra de Atucha II; ambas son las únicas centrales de agua pesada y recipiente de presión del mundo.

Las escasísimas expectativas comerciales para los CANDU, que, pese a las mejoras, nunca dejaron de clasificarse como de segunda generación, determinaron que el gobierno canadiense redujera el plantel CANDU de AECL y privatizara el restante, proceso que también sufrió el sector industrial asociado. Chalk River pasó a ser gerenciado por un consorcio privado.

Todos los proyectos conceptuales para modernizar los CANDU fueron discontinuados. Sin embargo, la Argentina, con un PBI menor a la cuarta parte de Canadá y sin ser la dueña original del diseño, estaba dispuesta a gastar de 800 a 1000 millones de dólares en la modernización del diseño CANDU.

A los efectos comparativos con el Hualong One, conviene tener en cuenta que el presupuesto over night por el CANDU de 740 MWe era de alrededor de seis mil millones de dólares, a los que hay que agregar una mayor tasa de interés ofrecida por los chinos para este reactor en relación con la central china (originalmente 2%, pero sujeta a negociación) y muy estimativamente alrededor de 1500 millones de dólares para la extensión de vida a los 30 años (la extensión de vida de embalse lleva más 2400 MUSD gastados pero con cambio de generadores de vapor) y de esa manera nivelar para comparar con el Hualong One de 1100 MWe y vida útil de 60 años, con un presupuesto estimado en el entorno de 7500 millones de dólares.

Las razones por las que la actual administración decidió dar de baja la IV Central no fueron explicitadas pero estos tres factores, anteriormente descritos, son suficientes para justificarla: el alto riesgo de superar el presupuesto original, un diseño sin posibilidades reales de replicarse ni en la Argentina ni en el mundo y el alto costo de capital del MWe instalado, al menos, respecto al Hualong.

La necesidad de desarrollar tecnologías de enriquecimiento de uranio a costos aceptables, y en cuales la CNEA está trabajando, es compartida en todo el sector nuclear, pero debe ser más claramente impulsada y los recursos aplicados deben ser optimizados. En la construcción y la operación de centrales nucleares existen muchos otros componentes de suministro crítico que tornan una quimera la total autonomía del sector nuclear, si es que se la quiere hacer compatible con el crecimiento del bienestar de la población.

La apuesta de desarrollo tecnológico nuclear autónomo no está en el CANDU. Está en el SMR derivado del CAREM.

 

El autor es físico. Actualmente se desempeña como asesor en la Subsecretaría Nuclear.

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