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SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA

N º 3 3 9 • A B R I L / A P R I L 2 0 1 3

Las centrales nucleares españolasSpanish Nuclear Power Plants

Nuclear España

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il 2013

Francisco LÓPEZ GARCÍAPresidente de la SNEPresident of the SNE

Reactores nucleares en el mundo en 2012/ World’s Nuclear Reactors in 2012

2012

LA REVISTA DE LOS PROFESIONALES DEL SECTOR NUCLEAR

NÚMERO 339. ABRIL 2013

Edita SENDA EDITORIAL, S.A.

Directora: MATILDE PELEGRÍ Consejero de Redacción: COMISIÓN DE PUBLICACIONES DE LA SNE - Traducciones Inglés: SARA L. SMITH Diseño y Maqueta: CLARA TRIGO y JOSÉ RIBERA - Administración y suscripciones: LOLA PATIÑO c/ Isla de Saipán, 47. 28035 MADRIDPhone: (34) 91 373 47 50 • Fax: (34) 91 316 91 77 • e mail: [email protected] Suscripción: España: 113€ + IVA - Europa: 221€ Otros: 226€

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COMISIÓN DE PROGRAMASPresidente: Jesús FORNIELES REYES.Vocales: Alberto ABÁNADES VELASCO, Rodrigo CUESTA PÉREZ, Almudena DÍAZ MONTESINOS, Antonio GONZÁLEZ JIMÉNEZ, Ángel LOPERA, Adrián LÓPEZ MADRONES, Santiago LUCAS SORIANO, Andrés MUÑOZ CERVANTES, Manuel PRIETO URBANO, Alfonso VINUESA CARRETERO y José Mª ZAMARRÓN CASINELLO.

COMISIÓN DE REDACCIÓN DE LA REVISTAPresidente: José Luis MANSILLA LÓPEZ-SAMANIEGO.Vicepresidenta: Ángela CORTÉS MARTÍN.Vocales: José Luis BUTRAGUEÑO CASADO, Daniel DE LORENZO MANZANO, Pedro Luis GONZÁLEZ ARJONA, Gonzalo JIMÉNEZ VARAS, Miguel MILLÁN LÓPEZ, Matilde PELEGRÍ TORRES, José César QUERAL SALAZAR, José RIBERA MORENO, Miguel Ángel RODRÍGUEZ GÓMEZ, Carmen ROIG BARREDA, Miguel SÁNCHEZ LÓPEZ y Carmen VALLEJO DESVIAT.

COMISIÓN DE COMUNICACIÓNPresidente: Eugeni VIVES LAFLOR.Vocales: Almudena DÍAZ MONTESINOS, Jesús CRUZ HERAS, Montse GODALL VIUDEZ, Isabel GÓMEZ BERNAL, José Luis MANSILLA LÓPEZ-SAMANIEGO, Piluca NÚÑEZ LÓPEZ y Matilde PELEGRÍ TORRES.

COMISIÓN JÓVENES NUCLEARESPresidente: Raquel OCHOA VALERO.Vicepresidenta: Alfonso VINUESA CARRETERO.Vocales: Alfonso BARBAS ESPA, Almudena DÍAZ MONTESINOS, Alberto FORONDA, Gonzalo JIMÉNEZ VARAS, José GARCIA, Nuria MORAL, Silvia ORTEGA LES, Sara PÉREZ MARTÍN, Patricia RUBIO OVIEDO y Javier SÁENZ DE SANTA MARÍA

COMISIÓN DE TERMINOLOGÍAPresidente: Luis PALACIOS SÚNICO.Vocales: Agustín ALONSO SANTOS, Leopoldo ANTOLÍN ÁLVAREZ, Eugeni BARANDALLA CORRONS, Miguel BARRACHINA GÓMEZ, José Luis BUTRAGUEÑO CASADO, José COBIÁN ROA, Alfonso DE LA TORRE FERNÁNDEZ DEL POZO y Ramón REVUELTA LAPIQUE.

COMISIÓN WINPresidenta: Isabel GÓMEZ BERNAL.Vicepresidenta: Mª Luisa GONZÁLEZ GONZÁLEZ.Vocales: Carolina AHNERT IGLESIAS, Inés GALLEGO CABEZÓN, Magdalena GÁLVEZ MORROS, Ma Teresa LÓPEZ CARBONELL, Aurora MARTÍNEZ ESPARZA, Matilde PELEGRÍ TORRES, Trinidad PÉREZ ALCAÑIZ, Ma Luisa PÉREZ-GRIFFO COCHO, Ma Luz TEJEDA ARROYO y Concepción TOCA GARRIDO.

COMITÉ ORGANIZADOR 39 REUNIÓN ANUALPresidenta: Montserrat GODALL VIUDEZ.Secretario: Pío CARMENA SERVERT. Tesorero: Gonzalo ARMENGOL GARCÍA.Presidenta del Comité Técnico: Pilar LÓPEZ FERNÁNDEZ.Vocales: Julio BELINCHÓN VERGARA, Mariano CARRETER ULECIA, José Luis ELVIRO PEÑA, Manuel FERNÁNDEZ ORDOÑEZ, Maribel GÁLVEZ PALERO, Antonio GONZÁLEZ JIMÉNEZ, Andrés MUÑOZ CERVANTES, Raquel OCHOA VALERO, Enrique PASTOR CALVO, Matilde PELEGRÍ TORRES, Pilar SÁNCHEZ BARRENO, Teresa SÁNCHEZ SANTAMARÍA, Francisco Javier VILLAR VERA y Eugeni VIVES LAFLOR.

COMITÉ TÉCNICO 39 REUNIÓN ANUALPresidenta: Pilar LÓPEZ FERNÁNDEZ.Secretaria Técnica: Lola PATIÑO RAMOS.Vocales: Juan B. BLÁZQUEZ MARTÍNEZ, Alfredo BRUN JAÉN, Eva María CELMA GONZÁLEZ-NICOLÁS, Elena DE LA FUENTE ARIAS, Alberto ESCRIBÁ CASTELLS, Laura GALA DELGADO, Francisco GARCÍA ACOSTA, Andrés GÓMEZ NAVARRO, Marisa GONZÁLEZ GONZÁLEZ, Carlos LAGE PÉREZ, Ricardo MORENO ESCUDERO, Silvia ORTEGA LES, Juan José REGIDOR IPIÑA, Rafael RUBIO MONTAÑA y Marta VÁZQUEZ CABEZUDO

SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA

ENT IDAD DE UT I L IDAD PÚBL ICA

Nuclear EspañaLA REVISTA DE LOS PROFESIONALES

DEL SECTOR NUCLEAR

SUMARIO

2 EDITORIAL

3 INTRODUCCIÓN / INTRUDUCTION

5 ENTREVISTA / INTERVIEW Francisco LÓPEZ GARCÍA. Presidente de la Sociedad Nuclear Española. / President of the Spanish Nuclear Society

13 CENTRALES NUCLEARES ESPAÑOLAS 2012 / SPANISH NUCLEAR POWER PLANTS 2O12 13 Apertura / Opening Session 27 Sesión Especial / Special Session: LA NUEVA FISCALIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO NUCLEAR / NEW TAXATION IN THE ELECTRICITY/NUCLEAR SECTOR

33 Primera Sesión / First Sesion. ASCÓ, VANDELLÓS II 39 Segunda Sesión / Second Sesion. COFRENTES, SANTA MARÍA DE GAROÑA

49 Tercera Sesión / Third Sesion. ALMARAZ, TRILLO

55 Clausura / Closing Session

57 ARTÍCULO / ARTICLE Impact of New Generator Circuit-Breaker Technologies on Nuclear Power Station Protection, Availability and Profitability. M. Palazzo & G. Cavaliere

LAS MEJORES PONENCIAS DE LA 38ª REUNIÓN ANUAL DE LA SNE 62 COMBUSTIBLE: Cálculos del blindaje de contenedores de combustible irradiado con MAVRIC (SCALE 6.1) Isabel Patricia Rubio Oviedo, Carlos Casado Sánchez y Javier Sabater Llevot

68 NUEVOS REACTORES: Proyectos de Iberdrola Ingeniería y Construcción en el EPR de Flamanville 3 Javier Zornoza, Henri Dumas, José Luis Sesma, Begoña Cubián y José Ignacio Díaz

71 REACTORES NUCLEARES EN EL MUNDO 2012

78 SECCIONES FIJAS

EDITORIALDurante el año 2012 la produc-

ción bruta de energía eléctri-ca en España ha supuesto un

1,5 % de aumento con respecto a la del año 2011, aunque en términos de consumo interno ha descendido del orden del 1,3 % situándolo a niveles inferiores al año 2005. La causa bá-sica de este aumento de producción a pesar del descenso de consumo en nuestro país, se debe a un aumen-to importante en la exportación de electricidad, especialmente a Portu-gal. La tendencia del consumo son una muestra de la enorme crisis que nuestro país está sufriendo.

Dentro de este marco, el 63,2 % lo han generado las instalaciones del denominado régimen ordinario y el 36,8 % restante se corresponde con las instalaciones acogidas al régi-men especial. Entre todas las dife-rentes fuentes de energía eléctrica, la producida por el parque nuclear español ha sido de nuevo la que más electricidad ha aportado. Según los datos de Unesa, ha contribuido con un 20,6 % y una potencia eléctrica instalada del 7,4 %. Si tenemos en cuenta solamente el territorio pe-ninsular, según REE, el porcentaje de aportación nuclear se incrementa hasta un 22 %. Estas cifras significa que las centrales nucleares españo-las han permanecido acopladas a la red eléctrica un gran número de horas durante el año 2012.

Para ver un poco el contexto general de aportación eléctrica a través de otras fuentes, a la energía nuclear, le sigue la producción a través de car-bón con un 19,3%, la eólica con un 16,5%, el ciclo combinado 14.2%, la cogeneración y tratamiento de resi-duos 13 %, la hidráulica tanto de ré-gimen general como especial con un 8 %, resto de renovables con un 5,8% y el fuel con un 2,8 %. De todas estas cifras se destaca con respecto al año anterior la reducción de un 29,5 % en la generación hidroeléctrica de-bido a una hidraulicidad inferior a la media histórica, una disminución

de un 23 % en la producción con gas natural, un aumento de producción con carbón del 23,8 %, y un aumen-to de la producción nuclear en un 6,4 %. En su conjunto la producción del régimen especial se incrementó en un 10,4 %.

No obstante la dinámica de las cifras del año 2012, durante estos primeros meses del año en curso se han visto alteradas por las excepcionales llu-vias, el viento de la borrasca y la ba-jada de la demanda durante el mes de abril que ha obligado a reducir casi un 20 % la potencia de las cen-trales nucleares durante el periodo de Semana Santa. También en mayo la necesidad de desembalsar panta-nos ha afectado al parque eólico que entre noviembre y abril ha soporta-do un 25 % de la producción total. El desplome de la demanda, provoca situaciones insólitas nunca vistas en anteriores escenarios.

Entre los hechos más relevantes du-rante el año 2012 ha sido la retirada de 1.313 MW en centrales térmicas de carbón y fuel de régimen ordi-nario que han finalizado su vida útil, el aumento de 758 MW de ge-neración eólica que representa una ralentización respecto al año 2011 y una ampliación de potencia de cen-trales de 197 MW, un aumento de las emisiones de CO2 en un 9,5% y las nuevas medidas aprobadas a finales de 2012 y principios de 2013 para que no se genere déficit de tarifa.

La situación económico-financiera está caracterizada por la persistente crisis económica y por los desajus-tes que el sistema eléctrico mantie-ne, un abultado déficit que acumula una deuda del orden del 2,5 % del PIB, aproximadamente 25.500 millo-nes de euros viéndose agravado por la disminución del consumo eléc-trico. Según el sector eléctrico, es importante que en el 2013 el déficit sea atajado y comience a reducirse. Además, las inversiones realizadas en distribución deben ser recono-cidas íntegramente por el sistema

al igual que en otros países de la Unión Europea, pero a pesar de ello el déficit tarifario para el año 2012 puede ser algo superior a los 5.500 millones de euros que supera el valor de 1.500 millones de euros preestablecido. El control artificial del precio de la electricidad en los últimos 15 años es el principal res-ponsable de la generación del déficit así como su evolución por debajo del resto de productos energéticos, lo que ha provocado una insuficiencia de ingresos derivada del control del precio de la electricidad.

Por otro lado, la publicación el 27 de diciembre de 2012 de la ley de medidas fiscales para la sostenibi-lidad energética aprueba una serie de impuestos que irán destinados a corregir el déficit tarifario y aplica un tributo del 7 % del valor de la producción de la energía eléctrica, además de imponer cargas adiciona-les a las centrales hidráulicas y nu-cleares, afectando negativamente a la rentabilidad de estos productores.

Como siempre, la Sociedad Nuclear Española entiende la energía nu-clear como una fuente de generación eléctrica que pivota sobre los ejes de: sostenibilidad, gracias a sus carac-terísticas de tecnología sin emisio-nes de gases de efecto invernadero, seguridad de suministro tal como demuestran las cifras indicadas an-teriormente, proporcionando una estabilidad al consumo y a la red, competitiva ya que los precios de generación son abordables y crean puestos de trabajo. Pero el sector nuclear necesita una planificación energética a largo plazo adecuada, abordando todas las necesidades energéticas primarias así como una estabilidad regulatoria sostenible y predecible para poder entregar a la sociedad española las ventajas de su producción nuclear.

Junta Directiva ■

LA PRODUCIÓN NUCLEAR Y EL SISTEMA ELECTRICO

INTRODUCCIÓN

NUCLEAR ESPAÑA abril 2013 3

Este año la SNE no ha faltado a su cita anual con la sociedad para presentar las experiencias operativas de las centrales nucleares españolas en 2012. La jornada se ha celebró el 19

de febrero de 2013 en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la UPM, organizada por la SNE y patrocinada por Unesa.

Tras la apertura de la jornada por la presidenta de la SNE, Lola Morales, y la consejera del CSN, Rosario Velasco, y el director de la Escuela, Jesús Félez; Eduardo Montes, presidente de Unesa hi-zo un balance del sector eléctrico en 2012 y presentó las perspec-tivas para 2013. Describió los hechos más relevantes del sector en 2012, haciendo hincapié en los efectos de la crisis económica en el sector eléctrico reflejado sobre todo en la caída del consumo eléc-trico. Del mismo modo, se puso sobre la mesa el problema del déficit de tarifa y las medidas adoptadas para reducirla.

Montes presentó las perspectivas para 2013 con la mirada puesta en la liberación del sector eléctrico y puso de manifiesto la difícil situación en el ámbito nuclear, agravada por la carga impositiva elevada y la creciente presión reguladora, que ponen en peligro la viabilidad económica del sector.

En el mismo sentido se desarrolló la sesión especial, dedicada a la nueva fiscalidad del sector eléctrico, y más concretamente el nuclear, en la que el director de regulación de Iberdrola, Carlos Sallé, hizo un recorrido completo por las consecuencias sobre las empresas del marco regulador actual. Entre las sugerencias, pro-puso usar como referencia la experiencia de otros países en este ámbito. Por su parte, Luis María Cazorla, catedrático de Derecho Tributario y Financiero de la Universidad Rey Juan Carlos, hizo un análisis de la nueva fiscalidad desde la perspectiva legal.

Cada director de central expuso los aspectos principales de su explotación durante 2012. Como se recogía en el programa de la jornada, el año 2012 ha estado “...marcado por el aprendizaje y aplicación de las lecciones extraídas del accidente de Fukushi-ma...”, las pruebas de resistencia o stress tests y las revisiones por pares o peer reviews.

Es de destacar la presentación del director de CN Santa María de Garoña, que incluyó las actividades que llevarán a la construc-ción del ATI para el combustible gastado que está almacenado en la piscina de la central y a la parada de la planta, describiendo el proceso de adaptación de la organización a esta nueva etapa.

Lola Morales, como presidenta de la SNE y Francisco López como vicepresidente, clausuraron la jornada.

En esta edición de la revista se describe de manera exhaustiva la jornada y las principales conclusiones de la misma.

EXPERIENCIAS OPERATIVAS 2012

Comité de redacción de la Revista ■

This year, the SNE has not missed its annual date with society to present the operating experiences of the Spanish nuclear power plants in 2012. The meeting, organized by the SNE and sponsored by UNESA, was held on February 19, 2013 in the Industrial Engineering School (ETSII) of the Madrid Polytechnic University.

After the meeting was inaugurated by SNE presi-dent Lola Morales, CSN Councilor Rosario Velasco and ETSII director Jesus Félez, Eduardo Montes, president of UNESA, evaluated the results of the electricity sector in 2012 and presented the pros-pects for 2013. He described the most relevant events of the electricity sector in 2012, stressing the effects of the economic crisis on the sector, which above all are noticeable in the drop in elec-tricity consumption. He also addressed the problem of the tariff deficit and the measures taken to re-duce it.

Montes described the prospects for 2013 with his sights set on liberalization of the electricity sec-tor and he stressed the difficult situation in nuclear, aggravated by the high tax burden and a growing regulatory pressure, which endanger the sector’s economic viability.

The subject of the special session was also along these lines, as it focused on the new taxation system in the electricity sector, and more specifi-cally in nuclear. The head of regulation in Iberdrola, Carlos Sallé, discussed the impact of the current regulatory framework on the sector companies. One of his suggestions was to use the experience of other countries in this area as a reference. Luis M. Cazorla, Professor of Tax and Financial Law of the Rey Juan Carlos University, analyzed the new taxa-tion system from a legal perspective.

The nuclear power plant directors explained the main operating features of 2012. As indicated in the meeting program, 2012 has been a year “...marked by the learning and application of the les-sons learned from the Fukushima accident...”, the stress tests and the peer reviews.

Of note is the presentation by the director of Santa María de Garoña NPP, who described the activities that will lead to construction of the indi-vidual temporary repository (ATI) for the spent fuel that is stored in the plant pool and to shutdown of the plant. He described the organization’s process of adaptation to this stage.

Lola Morales, as president of the SNE, and Fran-cisco Lopez, as vice president, adjourned the meet-ing.

This issue of the magazine provides a complete description of the meeting and its main conclu-sions.

OPERATING EXPERIENCES 2012


FRANCISCO LÓPEZ GARCÍA

THE SNEIn 2014, the Spanish Nuclear Society will celebrate its 40th anniversary. In the words of its president, this fact in itself “is syn-onymous with success. The Society is a living entity comprised of more than 1000 members, the large majority of whom joined many years ago. Its participation in multiple activities and the close relationship with technological associations and institutes in our country and abroad make it a refer-ence”.

In addition, I would like to acknowledge the work of the various Boards of Directors

which year after year have defined the Society’s strate-gies with unquestionable success”.

The Committees, the Society’s BackboneAccording to Francisco Lopez, one of the keys to the Society’s continuity is the way it operates through Work Committees, which he qualifies as “the backbone of the Society. The Board of Directors is the head and is in charge of management, but it is really the Committees that continually interact with members, pilot programs and propose interesting activities”.

In the little time that has elapsed since it took office, the new Board of Directors has already had the opportu-nity to analyze how the Society functions and to propose improvements. “The Committee chairpersons have ex-pressed an interest in working in a more coordinated way. Although steps have already been taken in this direction, e.g. the SNE stand in the Annual Meeting that was a shared space to present the activities to all members, we want to go even further”.

To this end, the Board of Directors will promote peri-odic meetings between the committee chairpersons and will support a crossover program of initiatives.

Constant ActivityThe Spanish Nuclear Society is a very dynamic organiza-tion. Francisco Lopez qualifies it as a “very active as-sociation which, over 40 years of existence, has always been able to adapt to the needs of the nuclear sector and its members”.

“A good example of this is the Annual Meeting, which is a reference point not only for the Spanish nuclear sector

ENTREVISTA / INTERVIEW

PRESIDENTE DE LA SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLAPRESIDENT OF THE SPANISH NUCLEAR SOCIETY

Francisco López asume la presidencia de la Sociedad Nuclear Española en un momento especialmente intenso.Los cambios en la legislación sobre medidas fiscales y su efecto en la opera-ción de las centrales nucleares españolas, el previsible cierre de Santa María de Garoña o la implantación de las mejoras surgidas a raíz de las pruebas de resistencia son los retos más importantes a los que se enfrenta el sector.En este contexto, el nuevo presidente es optimista sobre el futuro de esta fuente energética, y de la propia SNE. Para ello, apuesta por una Sociedad cada día más vital y cercana a sus socios. La participación de los jóvenes y la divulgación de la ciencia y la tecnología nuclear a través de los medios digita-les son algunas de sus apuestas para la legislatura que comienza.

LA SNELa Sociedad Nuclear Española cum-plirá en 2014 su 40o aniversario. En palabras del presidente, este hecho por sí mismo “es sinónimo de éxito. La Sociedad es una entidad viva, consti-tuida por más de 1.000 asociados, la inmensa mayoría afiliados desde hace ya muchos años. Su participación en múltiples actividades, y la estrecha re-lación con asociaciones e instituciones tecnológicas en nuestro país y en el contexto internacional, la convierten en referente”.

“Además, quiero reconocer la labor de las diferentes Juntas Directivas, que año

tras año han marcado las estrategias de la Sociedad, con un acierto indudable”.

Las Comisiones, columna vertebral de la SociedadPara Francisco López, una de las claves de la continuidad de la Sociedad es su funcionamiento a través de las Comi-siones de Trabajo, que califica como “la columna vertebral de la Sociedad. La Junta Directiva es la cabeza, y asume la dirección, pero realmente son las Comisiones las que están continua-mente interaccionando con los socios, pilotando programas y proponiendo actividades de interés”.

Francisco López has taken over as president of the Spanish Nuclear Society at a particu-larly intense moment.

The changes in the legislation on tax measures and their impact on the opera-tion of the Spanish nuclear power plants, the foreseeable closure of Santa Maria de Garoña NPP and the implementation of the improvements stemming from the stress tests are the most important challenges be-ing faced by the sector.

In this context, the new president is opti-mistic about the future of this energy source and of the SNE itself. To take on these chal-lenges, he aims to have an increasingly vital Society that reaches out to its members. Some of the objectives for the term he is be-ginning are the participation of young peo-ple and the dissemination of nuclear science and technology through digital media.

6 NUCLEAR ESPAÑA abril 2013

Siendo de gran relevancia el papel de estos eventos como herramientas para la divulgación de la tecnología nuclear, el presidente de la SNE destaca tam-bién su papel clave para “establecer un punto de encuentro entre los socios y profesionales del sector en general, con el objetivo de actualizar e intercambiar información que mejore el desempeño de sus actividades en los diferentes campos donde la energía nuclear tiene presencia, además de que nos permi-ten hacer partícipe a la sociedad de nuestras iniciativas y logros”.

Los objetivos de una legislaturaEl Plan Estratégico aprobado en 2009 representó un punto de inflexión en la definición de la misión, visión y valores de la Sociedad. A lo largo de los últimos años, este Plan ha evolu-cionado y “se ha materializado gracias a la labor de los presidentes. Yo recojo el testigo y el compromiso para seguir la implantación, desarrollo y mejora, con la misma ilusión que todos los participantes hemos mostrado”, afir-ma Francisco López.

Pero los retos son permanentes, y así lo entiende en nuevo presidente. “Dada la buena percepción que se tie-ne de la Sociedad, los objetivos de esta Junta Directiva se centran en conti-nuar con las actividades que actual-mente se vienen desarrollando. No obstante, en la primera reunión, cele-brada el 19 de marzo, se ha creado un grupo de trabajo ad hoc para avanzar en el Plan Estratégico a medio plazo, en el que se tendrá en cuenta, entre otros asuntos, la celebración del 40o aniversario de la SNE en 2014 y, por supuesto, la actual situación del sector energético en nuestro país”.

En el poco espacio de tiempo trans-currido desde la toma de posesión, la nueva Junta Directiva ya ha tenido oportunidad de analizar la forma de funcionamiento de la Sociedad, y pro-poner mejoras. “Los presidentes de las Comisiones nos han expresado su in-terés en funcionar de una manera más coordinada. Aunque ya se han dado pasos en ese sentido, como el stand de la SNE en la Reunión Anual, que ha permitido compartir el desarrollo de ese espacio para presentar las activi-dades a todos los socios, queremos ir más allá”.

Para ello, la Junta Directiva promo-verá reuniones periódicas entre los presidentes de las comisiones, y apo-yará un programa cruzado de inicia-tivas.

Una actividad constanteLa Sociedad Nuclear Española man-tiene un alto nivel de dinamismo. Así lo entiende Francisco López, que la califica como una asociación “muy activa, que a lo largo de sus casi 40 años de existencia siempre ha sabido adaptarse a las necesidades del sector nuclear y de sus socios”.

“Claro ejemplo de ello es la Reunión Anual, que es un referente no sólo pa-ra el sector nuclear español sino tam-bién para nuestros colegas europeos. En este encuentro se ponen de relieve los proyectos que se han desarrollado en el año y se fomenta el debate sobre los temas de actualidad”.

“También la jornada de experiencias operativas de las centrales nucleares españolas es una cita imprescindible, en la que las plantas transmiten los principales proyectos y resultados de producción”.

but also for our European colleagues. This meeting is a good forum to discuss the projects that have been carried out during the year and to debate current issues”.

“The Spanish nuclear power plant operating experienc-es meeting is also a key event where the plants present their main projects and production results”.

While the role these events play is very relevant as tools to disseminate nuclear technology, the president of the SNE also stresses their key role to “establish a meeting point between members and sector profession-als in general, for the purpose of updating and exchang-ing information and improving the performance of their activities in the different fields where nuclear power has a presence, as well as informing society of our initiatives and accomplishments”.

The Objectives of a LegislatureThe Strategic Plan approved in 2009 represented an in-flection point in the definition of the Society’s mission, vision and values. Over the last few years, this Plan has evolved and “has materialized thanks to the work of the presidents. I have now received the baton and have com-mitted to carry on with its implementation, development and improvement with the same enthusiasm that all the participants have shown”, says Francisco López.

But the challenges are ongoing, as the new president is well aware. “In view of the good perception of the Society, the objectives of this Board of Directors focus on continuation of the activities that are currently being carried out. However, in the first meeting held on March 19, an ad hoc work group has been created to move forward with the Strategic Plan in the medium term and, among other affairs, it will be taking into consideration the celebration of the SNE’s 40th anniversary and of course the current situation of the energy sector in our country”.

The president also refers to two goals that the Board of Directors has set from the very beginning: encourage the participation of young people and involve a greater number of members in the Society’s activities.

Young People in the SNE

In the president’s opinion, generational changeover is essential and “to achieve it, the participation and involve-ment of young people is a priority. In this respect, Nu-clear Youth, which is tremendously active, is integrated into the Society’s organization and with the operating structure of a Committee. Their active involvement is demonstrated by the fact that it has been selected to or-ganize the international young generation congress, which will take place in Burgos in June 2014”.

However, in spite of this close relationship, Francisco López acknowledges that other steps must be taken to appeal to young people. “Although it is true that the sector has a large number of young professionals, many of them have not made the effort to join the SNE. Fur-thermore, some of the members of Nuclear Youth do not belong to the Society”.

“Therefore, we are analyzing how we can offer added value to them, both in their work and in their relation-ships with other sector professionals. In this respect, we want to encourage their membership in different work committees”.

One of the initiatives that the Board of Directors will promote is the possibility for students who apply for the scholarships and are candidates for the graduation project prize to join without paying the first year fee.

A More Accessible Society

The second immediate objective indicated by the presi-dent was already addressed in the previous Strategic Plan: support the activities in the different Autonomous Communities. “We want to promote all those initiatives that our members want to organize in their regions, as

LAS CENTRALES NUCLEARES EN 2012 / NUCLEAR POWER PLANTS IN 2012

Francisco López García es Ingeniero Industrial por la Escuela Técnica Superior de Ingenieros del ICAI y Máster en Dirección de Operaciones del IE, habiendo cursado posgrados de Dirección General del IESE y de Esade. Ingresó en Iberdrola en 1983, empresa en la que ha desarrollado acti-vidades de ingeniería para Cofrentes, y para otras centrales nucleares y térmicas. Entre 1997 y 2002 fue Director de Central en Cofrentes, asumiendo posteriormente la Dirección de la División de Generación Nuclear de Iberdrola Ingeniería y Construcción, siendo el responsable de desarrollo de proyectos energéticos en Europa y Latinoamérica. Desde 2012 es Director Nuclear del Grupo Iberdrola, Consejero de Nuclenor y de Tecnatom. Francisco López es vocal del Consejo de Dirección de Foro de la Industria Nuclear Española, y vocal de las Juntas de Administradores de Trillo-Almaraz y Ascó-Vandellós. Desde 2013 es Director General de Iberdrola Generación Nuclear. En febrero de 2013 asume la Presidencia de la Sociedad Nuclear Española.

PERFIL

Dando un paso más, el presidente hace referencia a dos objetivos que se ha marcado la Junta Directiva desde el primer momento: potenciar la par-ticipación de los jóvenes, y acercar las actividades de la Sociedad a un mayor número de asociados.

Los jóvenes en la SNEEn opinión del presidente, el cambio generacional es fundamental, “y para eso la participación e involucración de los jóvenes es prioritaria. En este sentido, en la propia organización de la Sociedad, y con la estructura operativa de una Comisión, se integra a la asocia-ción Jóvenes Nucleares, que es tremen-damente activa. Así lo demuestra el hecho de que ha sido seleccionada para organizar el congreso internacional de jóvenes nucleares, que tendrá lugar en junio de 2014 en Burgos”.

Sin embargo, y a pesar de esta cer-canía, Francisco López reconoce que es necesario dar pasos que acerquen a los jóvenes. “Si bien es cierto que el sector cuenta con un alto número de profesionales jóvenes, muchos de ellos no han dado el paso de incorporarse a la SNE. Aún más, algunos de los miembros de Jóvenes Nucleares no son pertenecen a la Sociedad”.

“Por ello, estamos analizando de qué manera podemos aportarles valor añadido, tanto a su trabajo como a sus relaciones con otros profesionales del sector. En este sentido, queremos fomentar su incorporación a las dife-rentes Comisiones de trabajo”.

Una de las iniciativas que promove-rá la Junta Directiva es la posibilidad de hacer socios a los estudiantes que se presenten a las becas y al premio al proyecto fin de carrera sin pagar la cuota del primer año.

Una Sociedad más cercanaEl segundo objetivo inmediato que destaca el presidente estaba ya consi-derado en el Plan Estratégico anterior: apoyar las actividades en diferentes Comunidades Autónomas. “Queremos potenciar todas aquellas iniciativas que nuestros socios quieran organizar en su entorno, además de llevar las actividades propias de la Sociedad a diversas ciudades”, apunta Francisco López.

Una de las actividades que ya cuen-ta con una amplia tradición es el ciclo de conferencias enmarcado en “Los Jueves Nucleares”. Manteniendo esta iniciativa, que tiene una gran acepta-ción por parte de los socios, la nueva Junta Directiva se plantea organizar estas conferencias en distintas ciuda-des o en instalaciones nucleares.

well as extend the Society’s own activities to different cit-ies”, says Francisco López.

One activity that already has a long tradition is the cy-cle of lectures called “Nuclear Thursdays”. This initiative, which is very well received by the members, is not only being maintained, but the new Board of Directors also plans to organize the lectures in different cities or nuclear facilities.

The cultural visits which are being so successful will also be maintained and expanded. “It is another way to provide our members with added value and to accomplish our mission of serving as a meeting point”.

“It must be remembered – says the president – that each of the activities organized by the Society requires a considerable effort, and many of them are held only once. Therefore, we are studying the possibility of repeating most of these actions and not only to make their organi-zation more profitable, but also to give a larger number of members in different cities the chance to enjoy them”.

The Challenge of GrowthThe Spanish Nuclear Society currently has nearly 1000 members. One of the challenges faced by the new Board of Directors is to increase that number.

Although it is true that the fees paid by the members are modest, Francisco López recognizes that “spending cuts oblige us to make Society membership as profit-able as possible. To this end, we are working on some initiatives such as applying a discount to the membership fee during the first year. We want to make it possible for professionals to become members for practically free the first year and later that membership will compensate for what they pay”.

This new course of action defined by the Board of Directors has two fundamental goals, as indicated by the president. “One one hand, it aims to build loyalty among current members, promoting the activities that are al-ready being carried out and implementing new initiatives and, on the other, to establish a strategy that helps to recruit new members for our Society. This is not an easy

Además, se mantendrán y poten-ciarán las visitas culturales, que tanto éxito de convocatoria están teniendo. “Es una forma más de dar servicio a los socio, con un valor añadido, cum-pliendo nuestra misión de servir de punto de encuentro”.

“Hay que tener en cuenta –indica el presidente- que cada una de las ac-tividades que organiza la Sociedad requiere de un importante esfuerzo, y muchas de ellas sólo se celebran una vez. Por ello, estamos estudiando la posibilidad de repetir la mayoría de estas acciones, y no sólo para rentabili-zar más su organización, sino también para dar la posibilidad de disfrutarlas a un número más amplio de socios en distintas ciudades”.

El reto del crecimientoLa Sociedad Nuclear Española cuenta en la actualidad con una cifra cercana a los 1.000 socios. Uno de los retos que se ha marcado la nueva Junta Directi-va es incrementar ese número.

Si bien es cierto que las cuotas que aportan los socios son modestas, reco-noce Francisco López que “el recorte en los gastos nos obliga a rentabilizar al máximo la pertenencia a la Socie-dad. Para ello, estamos trabajando en algunas iniciativas como aplicar un descuento en la cuota durante el pri-mer año. Queremos conseguir que los profesionales se hagan socios prácti-camente gratis el primer año, y luego que les compense lo que aportan”.

Esta nueva línea de actuación defi-nida por la Junta Directiva tiene dos objetivos fundamentales, como indica el presidente. “Por un lado, pretende fidelizar al actual socio, potencian-do las actividades que hasta ahora se llevan a cabo e implantando nuevas iniciativas. Por otro, establecer una estrategia que capte nuevas incorpo-raciones a nuestra Sociedad. Este reto no es fácil pero con ilusión y trabajo a buen seguro que lo conseguiremos”.

La comunicación como elemento clave“Para entender la energía nuclear es necesario contar con todos los agentes posibles y, entre ellos, figura la SNE, que dispone de más de 1.000 socios profesionales que representan una excelente muestra del conocimiento existente en el sector”, indica el nuevo presidente, quien reitera su interés en potenciar la comunicación como un elemento clave.

El Plan Estratégico de 2009 dio un paso importante en este sentido, al definir la creación de la Comisión de Comunicación y establecer la figura


Francisco López García has an Industrial Engineer-ing Degree from the ICAI School of Engineering and a Master’s degree in Operations Management from the IE Business School, and he has taken post-grad courses in General Management in the IESE and ESADE . He joined Iberdrola in 1983, where he worked on engineering activities for Cofrentes and other nu-clear and thermal power plants. Between 1997 and 2002, he was Cofrentes Plant Director and later took over the management of the Nuclear Generation Division of Iberdrola Ingeni-ería y Construcción, with responsibilities for energy project development in Europe and Latin America. Since 2012, he is Nuclear Director of the Ibed-rola Group and Board Member of Nuclenor and Tecnatom. Francisco López is a member of the Management Council of the Spanish Nuclear Industry Forum and member of the Boards of Directors of Trillo-Almaraz and Ascó-Vandellós. In 2013 he became General Director of Iberdrola Generación Nuclear. In Feb-ruary 2013 he became President of the Spanish Nuclear Society.

PROFILE

del portavoz. A partir de ahí, se ha realizado una labor continuada de atención a los medios, elaboración de notas de prensa, organización de rue-das de prensa y planes de comunica-ción, “de manera que la Sociedad se ha ido introduciendo en los medios de comunicación, manteniendo como pi-lar básico el conocimiento científico y tecnológico de la energía nuclear por parte de la SNE”.

El valor de los medios propiosPara el presidente, la Sociedad cuenta con dos elementos propios de gran relevancia para abordar el importante papel de la comunicación.

“En primer lugar, tenemos la revista Nuclear España como vehículo pri-mordial para comunicar y divulgar los distintos desarrollos que lleva a cabo la industria nuclear. Su trayectoria, que ha superado los 30 años, la convierte en un claro referente. Además, a través del editorial pretendemos reflejar el punto de vista de la Junta Directiva con relación a los temas de actualidad”.

Un segundo vehículo de comunica-ción, esencial para la Sociedad, es la página web. “Una de las actividades principales que vamos a acometer en breve es la modernización de nuestra web, haciéndola más accesible y po-tenciando su actualización permanen-te, con el objetivo de que se convierta en una herramienta útil para los so-cios, y también en una fuente de con-sulta para la sociedad en su conjunto”.

En esta línea de la información a través de la red, el presidente recono-ce la importancia de las redes socia-les. “Hemos creado ya un grupo de Linkedin y una cuenta de Twitter, y se está aumentando progresivamente el número de socios y seguidores, res-pectivamente. Pero reconocemos que tenemos que dar pasos importantes en este sentido, y para ello queremos contar con el apoyo de los jóvenes”.

Para el mejor desarrollo de estas ini-ciativas en materia de comunicación será clave la coordinación entre las co-misiones de trabajo. “Desde la de Re-

goal but I’m sure that with enthusiasm and hard work we will achieve it”.

Communication as a Key Element“To understand nuclear power, it is necessary to count on all possible agents, including the SNE which has more than 1000 professional members who represent an excel-lent sampling of the know-how existing in the sector”, says the new president, who repeats his interest in sup-porting communication as a key element.

The 2009 Strategic Plan took an important step for-ward in this direction by defining the creation of a Com-munications Committee and establishing the figure of spokesperson. Since then, a constant effort has been made to attend to the media, prepare press releases, organize press conferences and draw up communication plans, “so that the Society has been gradually introduc-ing itself to the communication media, maintaining as its basic support the SNE’s scientific and technological knowledge of nuclear power”.

The Value of One’s Own MediaAccording to the president, the Society has two elements of great relevance to undertake the important role of com-munication.

“First of all, we have the Nuclear España magazine as the primary vehicle for communicating and reporting on the various developments in the nuclear industry. Now more than 30 years old, it has become an obvious benchmark. In addition, we use the editorial to reflect the point of view of the Board of Directors in relation to cur-rent issues”.

A second essential vehicle of communication is the Website. “One of the main activities that we are going to undertake shortly is the upgrading of our Web to make it more accessible and to support permanent updating, so that it will be a useful tool for the members and also a source of consultation for society as a whole”.

In this area of network-based information, the presi-dent acknowledges the importance of the social media. “We have already created a Linkedin group and a Twit-ter account, and the number of members and followers, respectively, is progressively increasing. But we recognize that we have to take further steps in this direction and to do so we want to be able to count on the support of young people”.

Coordination between the work committees will be key for better developing these communication initia-tives. “From the magazine’s editorial department and the editorials of the Board of Directors, which give an opinion on current issues, to the Technical Committee with its technical notes and meetings that shed light on subjects that are hard for the general public to understand and the Programs Committee that, apart from organizing periodic meetings, provides continuity to the debate on topics of interest to our members and anyone interested in nuclear power, the various committees play a fundamental role in the Society’s communications”, says the president.

The SNE and its SurroundingsThe mission and objectives of the Spanish Nuclear So-ciety include the advancement of nuclear science and technology by supporting research and the dissemination of scientific and technical information. In this respect, its president says that “collaboration with public institu-tions such as the Nuclear Safety Council, the CIEMAT and universities is truly necessary. In fact, the latter two are represented on the Board of Directors. In addition, we particularly want to foster relations with the universities, as we consider them as strategic”.

As for international relations, the president says that “the Spanish Nuclear Society is a founding member of the European Nuclear Society and it has cooperation agreements with the American and the Mexican Nuclear



dacción de la revista y los editoriales de la Junta Directiva, que proporciona una opinión de los temas de actuali-dad; la Técnica, con sus reuniones y notas técnicas que aportan luz frente temas difíciles de entender por la so-ciedad en general, y la de Programas, que, aparte de la organización de las reuniones periódicas, da continuidad al debate de temas interesantes para nuestros socios y todos aquellos que estén interesados en la energía nu-clear, las distintas comisiones tienen un papel fundamental en el objetivo de comunicación de la Sociedad”, con-cluye el presidente.

La SNE y su entornoLa Sociedad Nuclear Española estable-ce en su misión y objetivos promover el avance de la ciencia y tecnología nuclear mediante el apoyo a la inves-tigación y la difusión de información científica y técnica. En este sentido, su presidente entiende que “la colabora-ción con instituciones públicas como son el Consejo de Seguridad Nuclear, el CIEMAT y las Universidades, es una verdadera necesidad. De hecho, estos dos últimos tienen representación en la Junta Directiva. Además, nos he-mos propuesto fomentar las relaciones especialmente con las universidades, que consideramos estratégicas”.

En cuanto a las relaciones interna-cionales, indica el presidente que “la Sociedad Nuclear Española es socio fundador de la Sociedad Nuclear Eu-ropea, y mantiene acuerdos de coope-ración con la Sociedad Nuclear Ame-ricana y la Mexicana. Asimismo, en la actualidad estudia la posibilidad de firmar un convenio con la Sociedad Nuclear Argentina. Además, estamos revisando los acuerdos existentes, pa-ra conocer su alcance y potenciarlos”.

Para Francisco López, “estas colabo-raciones posibilitan que nuestros socios individuales, y los más de 50 socios co-lectivos, enriquezcan sus experiencias profesionales en el ámbito internacio-nal, lo que sin duda les resulta de utili-dad para el desarrollo de los proyectos en los que están inmersos”.

El interés de la SNE no se centra sólo en asociaciones nucleares. Para

Francisco López, “está entre nuestros planes estrechar aún más las relacio-nes con la Sociedad Española de Pro-tección Radiológica, con la que com-partimos muchos fines y objetivos, y también con la Sociedad de Física Mé-dica y la de Medicina Nuclear”.

LA ACTUALIDAD DEL SECTORLa actualidad del sector pasa por la Ley de medidas fiscales y sostenibili-dad energética, que entró en vigor el 1 de enero de este año, que ha marcado un punto de inflexión en el panorama nuclear español.

En opinión del presidente, “la Socie-dad Nuclear Española es una asocia-ción de profesionales y no representa a las empresas eléctricas ni a las del sec-tor, por lo que no es su objetivo valorar o dar a conocer las decisiones empre-sariales. Lo que sí hace es, por ejemplo, manifestar públicamente su posición sobre asuntos clave como la aproba-ción de la Ley de Economía Sostenible, los resultados de las pruebas de resis-tencia o la aprobación del ATC”.

“En el caso concreto de la Ley sobre medidas fiscales para la sostenibili-dad energética, dada su importancia así como por los efectos colaterales que ésta pueda tener para el sector nu-clear donde ejercen profesionalmente nuestros socios, la SNE ha promovido una sesión especial, en el marco de la Jornada de Experiencias Operativas al que se dedica este número especial de Nuclear España, para dar a conocer los detalles de la nueva normativa, brin-dando también a los presentes la opor-tunidad de debatir sobre este tema que tanto interés genera”.

“Además, se ha querido hacer ex-tensivas las implicaciones a todos los socios, posibilitando la consulta de las conferencias en la web de la Socie-dad. Entendemos que nuestros afilia-dos deben tener conocimiento de las repercusiones que las nuevas normati-vas puedan tener para el desarrollo de sus actividades profesionales”, señala Francisco López.

Garoña y sus profesionalesLa aplicación de la Ley mencionada anteriormente ha afectado, de manera

La nueva Junta Directiva pondrá en marcha iniciativas para incorporar nuevos socios, como:• Aplicar un descuento a la cuota de socio durante el primer año.• Promocionar las actividades de la Sociedad en las instalaciones nucleares.• Programar más actividades con valor añadido.• Hacer socios, con una cuota gratuita el primer año, a los estudiantes que se pre-

senten a las becas y al premio al proyecto fin de carrera.• Promover la incorporación a la SNE de los miembros de Jóvenes Nucleares.

Societies. In addition, it is currently studying the possibil-ity of signing an agreement with the Argentina Nuclear Society, and it is reviewing existing agreements to ascer-tain their scope and promote them”.

According to Francisco López, “these collaborations enable our individual members and the more than 50 col-lective members to enrich their professional experiences in the international arena, which is certainly useful for developing the projects in which they are involved”.

The SNE is not only interested in nuclear associa-tions. According to Francisco López, “our plans include establishing even closer relationships with the Spanish Society for Radiological Protection, with which we share many purposes and objectives, and also with the Society of Medical Physics and Nuclear Medicine”.

CURRENT SITUATION IN THE SECTORThe current situation in the sector is marked by the tax measures and energy sustainability law, which took effect on January 1 of this year and has been a point of inflec-tion in the Spanish nuclear panorama.

In the president’s opinion, “the Spanish Nuclear So-ciety is an association of professionals and does not represent the electric utilities or the sector companies, and therefore it is not its mission to evaluate or report on business decisions. What it does do, for example, is to publically manifest its position regarding key issues such as passage of the Sustainable Economy Act, the results of the stress tests or approval of the ATC”.

“In the specific case of the law on tax measures for energy sustainability, given its importance and also the collateral effects that it may have on the nuclear sector where our members practice their professions, the SNE has organized a special session, as part of the Operating Experiences Meeting to which this special issue of Nu-clear España is devoted, to make known the details of the new legislation and give those present the opportunity to debate this topic of such great interest”.

“Furthermore, we have wanted to help all the members understand the implications by posting the conferences on the Society Website. We believe that our members should be aware of the repercussions that the new regula-tions could have on their professional activities”, says Francisco López.

Garoña and its ProfessionalsThe enactment of the above mentioned law has directly affected the continuity of the Santa Maria de Garoña nuclear power plant. As our interviewee says, “Nuclenor, in view of the final text of the law, ratified the cessation of plant operation because the tax burden at the rate of 7 percent on generation and the corresponding tax on irra-diated fuel amounted to 153 million Euros, which makes plant operation economically unviable. If these circum-stances changed and operation of the facility was again profitable, I am sure that the owner would reconsider resuming operation of the plant”.

The new Board of Directors will launch initiatives to recruit new members, such as the following:

• Apply a discount to the membership fee during the first year.

• Promote Society activities in the nuclear facili-ties.

• Program more value added activities.• Allow students who apply for scholarships and

are candidates for the graduation project prize to become members for free during the first year.

• Encourage members of Nuclear Youth to join the SNE.


“directa, la continuidad de la central de Santa María de Garoña. Como in-dica nuestro entrevistado, “Nuclenor, a la vista de la redacción final de la Ley, ratificó el cese de su actividad, dado que las cargas fiscales por la ta-sa del siete por ciento a la generación y adicionalmente, la correspondiente al combustible irradiado que por la descarga completa del reactor está gravada con un impuesto de 153 mi-llones de euros, hacen inviable eco-nómicamente la gestión de la planta. Si estas circunstancias cambiasen, estoy convencido que la empresa pro-pietaria se plantearía nuevamente el funcionamiento de la instalación”.

Pero el presidente quiere transmitir un mensaje especial a los profesionales de Nuclenor, que en su opinión “han demostrado tener una gran responsa-bilidad y una capacidad de adaptación y de flexibilidad enormes, porque han continuado tanto en situación de ope-ración como ahora en parada, mante-niendo unos márgenes de seguridad y de funcionamiento excelentes”.

“Sin duda, son unos grandes profe-sionales, que se han sabido adaptar a las circunstancias. Están en una posi-ción privilegiada, porque han tenido acceso a una formación y a una ex-periencia muy valiosas para el sector nuclear, y estoy seguro de que serían bienvenidos en cualquier empresa si ello fuera necesario”.

La opinión del expertoAdemás de presidente de la Sociedad Nuclear Española, Francisco López es máximo responsable de una de las empresas responsables de la genera-ción nuclear en nuestro país.

Por ello, queremos conocer su opi-nión sobre los efectos del conjunto de medidas fiscales puesto en marcha en este año. Al respecto, afirma que la Ley “no acomete la regulación que el sector eléctrico español necesita, ya que sólo trata de atajar el déficit de tarifa acumulado en base al diseño de instrumentos recaudatorios, estable-ciendo impuestos por tecnologías y distorsionando las decisiones de pro-ducción y las inversiones a realizar”.

“En este marco, la energía nuclear sale fuertemente perjudicada, como

antes comentaba en lo referido a la central nuclear de Garoña, al gravar la generación de electricidad con un siete por ciento y la generación y el al-macenamiento de los residuos que, por cierto, ya lo estaban con anterioridad. Dependiendo de la producción eléctri-ca de cada planta nuclear, los precios que arroje el mercado, los costes de funcionamiento y las inversiones que acometa cada instalación, los nuevos impuestos podrían llevar a un resulta-do anual negativo en alguna central”.

Una mirada optimista al futuroA pesar de esta realidad, Francisco López se muestra optimista cuando le preguntamos su opinión sobre el futu-ro a medio y largo plazo de la energía nuclear en España y Europa.

“Con una primera y significativa consideración, al afirmar que la energía nuclear es una fuente de energía im-prescindible para satisfacer la creciente demanda de electricidad en el mundo, creo que queda bastante encauzada la respuesta. Ésta, además, se complemen-ta con los atributos que caracterizan a la generación nuclear que, aunque sea un tópico y conocido por todos, no deja de ser tremendamente concluyente: es sostenible, limpia, segura, competitiva y respetuosa con el medioambiente”.

“Partiendo de esta premisa, es ne-cesario indicar que, dadas las caracte-rísticas de producción de las centrales nucleares existentes y la intensidad de capital que representa la construcción de una nueva, es fundamental que exista una política energética acordada entre todos los agentes y el Gobierno, dentro de un marco regulatorio estable y, sobre todo, predecible a largo plazo”.

Francisco López expone datos que reafirman su opinión. “Hoy, cerca de 440 plantas nucleares en todo el mundo aportan un 17 por ciento de la electricidad mundial, y hay casi 70 nuevas centrales en construcción. Esta garantía de suministro eléctrico, junto a los objetivos de la Unión Europea y la Agencia Internacional de la Energía, de reducción de las emisiones de CO2 para 2050, hacen imprescindible en la hoja de ruta contar con la energía nuclear, tanto en un futuro inmediato como a largo plazo”.

But the president wants to convey a special message to the Nuclenor professionals, who in his opinion “have demonstrated a great responsibility and a tremendous ability to adapt and be flexible because they have contin-ued to maintain, both in operating conditions and now in shutdown, excellent safety and operating margins”.

“Without a doubt, they are excellent professionals who have known how to adapt to the circumstances. They are in a privileged position because that have had access to very valuable training and experience for the nuclear sec-tor, and I’m sure they would be welcome in any company if that becomes necessary”.

Expert OpinionIn addition to president of the Spanish Nuclear Society, Francisco López is the senior executive of one of the com-panies responsible for nuclear generation in our country.

Therefore, we want to know his opinion about the ef-fects of the series of tax measures implemented this year. He says that “they do not address the regulation that the Spanish electric power sector needs, as the aim is only to try to contain the accrued tariff deficit by designing tax collection instruments, levying taxes by technologies and distorting the decisions concerning production and the investments to be made”.

“In this framework, the law is particularly detrimental to nuclear power, as I commented earlier in relation to the Garoña nuclear power plant, as a 7 percent tax is levied on electricity generation and on waste storage, which by the way were already taxed previously. Depending on the electric production of each nuclear power plant, the mar-ket prices and the investments made by each facility, the new taxes could lead to annual losses in some plants”.

Optimistically Looking to the FutureIn spite of this reality, Francisco López is optimistic when we ask him his opinion about the medium- and long-term future of nuclear power in Spain and Europe.

“With the first important consideration that nuclear en-ergy is an essential energy source to satisfy the growing demand for electricity in the world, I believe the answer is quite clear. This is also complemented by the attributes that characterize nuclear generation which, although they are now commonplace facts that everyone is aware of, are still tremendously conclusive: it is a sustainable, clean, safe, profitable and environmentally friendly source”.

“Based on this premise and given the production fea-tures of the existing nuclear power plants and the capital-intensive conditions represented by the construction of a new one, it is essential to have a pact between the lead-ing agents that defines an energy policy within a stable and above all a predictable regulatory framework”.

Francisco López provides data that support his opin-ion. “Today, nearly 440 nuclear power plants around the world contribute 17 percent of the world’s electricity, and there are almost 70 new plants under construction. This security of the electric power supply, together with the targets of the European Union and the International Energy Agency for reduction of CO2 emissions by 2050, make it absolutely necessary to include nuclear energy in the roadmap for both the immediate future and in the long run”.

La Ley de medidas fiscales no acomete la regulación que el sector eléctrico español necesita. Sólo trata de atajar el déficit de tarifa estableciendo impuestos por tecnologías y distorsionando las decisiones de producción y las inversiones a realizar

The tax measures law does not address the regulation that the Spanish electric power sector needs. It only tries to contain the tariff deficit by levying taxes by technologies and distorting the decisions concerning production and the investments to be made

“10 NUCLEAR ESPAÑA abril 2013


Permítanme darles la bienvenida a esta Jornada que organiza la Socie-

dad Nuclear Española y como director de la ETSII quiero manifestar que es un gran honor para esta Escuela po-der acoger este acto como ya viene siendo tradición y como una muestra de su apoyo y vinculación con el sec-tor energético.

La ETSII de la Universidad Politéc-nica de Madrid basa su estrategia en tres ejes fundamentales:– Una enseñanza e investigación de

calidad, como demuestra el buen resultado de empleabilidad de nues-tros egresados y, especialmente, en estos momentos particularmente duros.

– Importante relación con la indus-tria y apuesta por el reconocimiento internacional como demuestra el que seamos una de las pocas escue-


2012 CENTRALES NUCLEARES NUCLEAR POWER PLANTS experiencias y perspectivas experiences and prospects

APERTURA / OPENING SESSION

De izquierda a derecha / from left to right: Eduardo Montes, Jesús Félez, Rosario Velasco y Lola Morales.

JESÚS FÉLEZ Director de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad

Politécnica de Madrid

A llow me to welcome you to this meeting organized by the Spanish Nuclear Society and, as director of

the ETSII, I would like to say that it is an honor for this School to host this event, as is now the tradition, as a show of its support for and connections to the energy sector.

The strategy of the ETSII of the Madrid Polytechnic University is based on three fundamental points:

– High quality teaching and research, as evidenced by the good employability results of our graduates, espe-cially in these particularly hard times.

– Close relationships with industry and commitment to international recognition, as evidenced by the fact that we are one of the few industrial schools in Spain that has the American ABET international accredita-tion.

– Social involvement, including this event we are holding today.I want to publicly express by support for this type of

activity and thank the SNE for inviting us to collaborate, even though modestly, with the use of our facilities.

las industriales en España que tiene la certificación internacional ABET americana.

– Proyección social. En donde pode-mos enmarcar este acto que hoy nos ocupa.Quiero demostrar mi apoyo público

a este tipo de actividades y agradecer a la SNE que piense en nosotros para co-laborar aunque sea modestamente con el uso de nuestras instalaciones.

JESÚS FÉLEZ Director of the Higher School of Industrial Engineering

of Madrid’s Polytechnic University


to grado de conocimiento técnico, el buen criterio y la responsabilidad del personal, así como la importancia de las medidas que se han llevado a cabo hasta el momento, y la adecuación de las mejoras que los titulares prevén implementar, aún considerando un calendario de actuaciones calificado como muy ambicioso.

Adicionalmente, hace un año nos congratulábamos de las magníficas noticias que suponían la aprobación final del ATC, así como la confirma-ción por el CSN de que no había nin-guna razón objetiva desde el punto de vista de seguridad, para no poder re-vocar la orden ministerial que reque-ría el cierre de la central de Santa Ma de Garoña en 2012. Y, efectivamente, a principios de julio de 2012 se pu-blicó la modificación de dicha orden ministerial, posibilitando así desde el punto de vista técnico, la presentación de una nueva solicitud de renovación de la autorización de funcionamien-to al menos hasta 2019, siempre que sus condiciones de seguridad fuesen adecuadas. Todos éramos conscien-tes de la relevancia de dicha decisión que parecía que, por fin, iba a devol-ver el protagonismo y la prioridad a criterios técnicos y no políticos, a al hora de fijar el futuro de las instala-ciones nucleares en España. Con este esperanzador horizonte reforzado por nuestra confianza en las excelentes condiciones de seguridad de la cen-tral de Garoña y el magnífico equipo humano que la opera, no dudábamos en augurar el éxito de demostrar la capacidad de la operación segura de nuestras centrales durante 50 años o más. Sin embargo, lo que no espe-rábamos en ese momento, era que la promulgación a finales de 2012 de la Ley de medidas fiscales para la sos-tenibilidad energética pudiese hacer inviable, desde el punto de vista eco-nómico, la continuidad de Santa Ma de Garoña forzando la decisión de parar

Una vez más quiero dar las gracias a la ETSII representada por su

director, Jesús Félez, por su siempre excelente disposición para permitir-nos celebrar año tras año la jornada de Experiencias Operativas de las Cen-trales Nucleares Españolas en estas instalaciones. Todos somos conscien-tes de la necesidad de la existencia de una Universidad sólida tanto técnica como éticamente en la formación y el desarrollo de nuestros profesionales.

Asimismo, quiero agradecer a Unesa, representada por su presiden-te, Eduardo Montes, por su apoyo con-tinuado a la SNE a lo largo de los años y, en particular, por su presencia hoy aquí con nosotros para presentarnos los resultados más importantes de nuestro sector en el año 2012.

Por último, agradezco al CSN, re-presentado por su consejera, Rosario Velasco, que haya aceptado una vez más, nuestra invitación para partici-par en esta jornada complementan-do con sus perspectivas y reflexiones nuestra visión sobre la experiencia de operación de las centrales nucleares españolas.

Hace un año, por estas fechas, com-partíamos la reflexión sobre el hecho de que, si bien el año 2011 no había sido fácil para el sector nuclear mun-dial, tras el accidente de Fukushima, la reacción inmediata y proactiva de los operadores y reguladores, ponien-do en marcha las lecciones aprendidas para garantizar la seguridad de las centrales nucleares españolas, había permitido, tras el desarrollo de las lla-madas pruebas de resistencia, confir-mar la robustez de nuestros diseños, los márgenes de seguridad disponi-bles por encima de dichos diseños, y la identificación de mejoras para in-crementar, aún más, dichos márgenes.

Las revisiones cruzadas de estas pruebas de resistencia llevadas a ca-bo por expertos internacionales de la UE, en los primeros meses de 2012, incluyendo visitas a las centrales es-pañolas, así como posteriores visitas de seguimiento de los planes de ac-ción establecidos, llevadas a cabo en el mes de septiembre y, que en el caso español se concretaron en sendas visi-tas a las centrales de Almaraz y Trillo, ratificaron las conclusiones anterior-mente indicadas. El equipo revisor, como se hizo público, reconoció el al-

I would once again like to thank the ETSII, represented by its director Jesus Félez, for allowing us to hold the

Spanish Nuclear Power Plant Operating Experiences meeting on these premises year after year. We are all aware of the need for a technically and also ethically strong university to train and educate our professionals.

I would also like to thank UNESA for its continuous support of the SNE over the years, and in particular its president, Eduardo Montes, for being with us here today to discuss the most important results of our sector in 2012.

Finally, I thank the CSN, represented by councilor Rosario Velasco, for once again accepting our invitation to take part in this meeting to complement, with its perspectives and reflections, our report on the operating experiences of the Spanish nuclear power plants.

Around this time one year ago, we all were aware that, although 2011 had not been an easy year for the global nuclear sector after the Fukushima accident, the imme-diate, proactive reaction of the operators and regulators to implement the lessons learned in order to assure the safety of the Spanish nuclear plants had made it possible, after completing the so-called stress tests, to confirm the robustness of our designs and the available safety margins beyond those designs and to identify im-provements to increase those margins even more.

The interdisciplinary reviews of these stress tests by international experts of the EU in the early months of 2012, including visits to the Spanish plants and subse-quent visits to follow up the implemented action plans in the month of September, which in the case of Spain included visits to the Almaraz and Trillo plants, ratified the above indicated conclusions. As was made public, the peer review team recognized the high degree of tech-nical know-how, the good judgment and the responsibil-ity of the personnel and the importance of the measures that have been taken to date, as well as the adequacy of the improvements that the owners plan to implement, even qualifying the timeframe as very ambitious

We also congratulated ourselves one year ago for the magnificent news of the final approval of the ATC, as well as the confirmation by the CSN that there were no objective reasons, from the standpoint of safety, not to revoke the ministerial order that required that Santa Ma de Garoña close in 2012. And in fact, in early July 2012, the modification to that ministerial order was published, thus making it possible, from a technical point of view, to submit a new application for operating license renewal until at least 2019, provided that its safety conditions were adequate. We were all aware of the relevance of that decision that, at last, would seem-ingly give priority once again to technical and not po-litical criteria when deciding on the future of the nuclear facilities in Spain. With this hopeful scenario, reinforced by our confidence in the excellent safety conditions of the Garoña plant and the excellent professional team operating it, we were sure that we would be success-ful in demonstrating the ability of our plants to safely operate for 50 years or more. However, what we did not expect at that time was that the enactment in late 2012 of the law containing fiscal measures for energy sustain-ability would make the continuity of Santa Ma de Garoña unviable from an economic point of view. This led to the decision in the month of December to cease opera-tions, in order to safeguard the rights of the workers and suppliers and the economic capacity to undertake the dismantling works.

As a citizen, it is hard to understand a law that does not seem to satisfy any of the energy sectors, as they all


LOLA MORALES Presidenta

de la SOCIEDAD NUCLEAR ESPAÑOLA

LOLA MORALESPresident of the SPANISH NUCLEAR SOCIETY

su actividad en el mes de diciembre, para salvaguardas los derechos de los trabajadores, los proveedores y la ca-pacidad económica para realizar los trabajos de desmantelamiento.

Es difícil, como ciudadano, enten-der una ley que parece no satisfacer a ninguno de los sectores energéticos que se sienten, todos ellos, perjudica-dos por la imposición de los nuevos impuestos. Es por ello, y a petición de muchos de nuestros socios, por lo que hemos decidido que la sesión especial de esta jornada se dedicase a intentar explicar la nueva fiscalidad y el impacto de la misma, no sólo para Garoña sino para todo el sector eléc-trico y, en particular para el nuclear. El problema es que, a pesar de las con-secuencias que ya está teniendo esta ley en todo el sector energético, segui-mos sin tener respuesta a la reiterada petición de definir, claramente, cuál es el modelo energético que se quiere es-tablecer en nuestro país a corto, medio y largo plazo; y qué medidas hay que tomar para conseguirlo, asegurando un marco regulador objetivo, estable y predecible que permita realizar las in-versiones adecuadas con una mínima garantía de seguridad jurídica. En la SNE, somos conscientes de la profun-da preocupación existente entre todos los profesionales del sector por las inciertas perspectivas de futuro que también afectan al entorno socioeco-nómico de nuestras instalaciones. Sin embargo, a pesar de todo esto y del esfuerzo añadido que está suponiendo la implantación de los planes de ac-

feel wronged by the new taxes. For this reason, and at the request of many of our members, we decided that the special session of this meeting would be devoted to trying to explain the new tax law and its impact not only on Garoña but also on the entire electricity sector, and in particular on nuclear. The problem is that, in spite of the consequences that this law is already having in the energy sector as a whole, we still do not have an answer to the repeated request for a clear definition of the energy model to be established in our country in the short, medium and long term and what actions must be taken to achieve it, while ensuring an objective, stable, predictable regulatory framework for making the neces-sary investments with minimum guarantees of legal security. In the SNE, we are aware that all the sector professionals are deeply concerned about the uncertain prospects for the future, which also affect the socioeco-nomic situation of our facilities. However, in spite of all this and of the added efforts that the implementation of the action plans resulting from the stress tests is requir-ing, it is very gratifying to see that the Spanish nuclear power plants have again maintained their magnificent operating results in 2012 and have again contributed more than 20% of the country’s electric production while barely maintaining their percentage of installed power. And this is undoubtedly thanks to our excellent professionals who are aware that, in difficult times and in the face of complex challenges, it is more important than ever to maintain the very highest standards of qual-ity and safety in the operation of our facilities and in the excellent performance of our human resources. From here, and as president of an association of professionals and technicians of the nuclear sector whose mission is to help contribute to a better understanding and accept-ance of this technology, I want to thank all of you for the constant effort to demonstrate technical soundness and rigor, as well as credibility and transparency in all your activities. We trust that, as on previous occasions, you will know how to overcome the challenges of the fu-ture and that a future energy policy will enable nuclear power to continue making a contribution to our country’s economic recovery and growth, retaining our young tal-ents and promoting our industry inside and outside our borders.

ción derivados de las pruebas de resis-tencia, vuelve a ser muy gratificante comprobar que las centrales nuclea-res españolas han mantenido una vez más, durante 2012, unos magníficos resultados de operación contribuyen-do nuevamente con más del 20% de la producción eléctrica del país aun manteniendo, prácticamente, su por-centaje de potencia instalada. Y ello, sin duda, se debe a que contamos con magníficos profesionales conscientes de que, en momentos difíciles y ante retos complejos, es más importante que nunca mantener los más altos es-tándares de calidad y seguridad en el funcionamiento de nuestras insta-laciones y en el excelente comporta-miento de nuestros equipos humanos. Desde aquí, y como presidenta de una asociación de profesionales y técni-cos del sector nuclear, cuya misión es trabajar para contribuir a un mejor conocimiento y aceptación de esta tec-nología, quiero agradeceros a todos este permanente esfuerzo por demos-trar solidez y rigor técnico así como credibilidad y transparencia en todas actuaciones. Confiemos en que sabre-mos hacer frente, como en anteriores ocasiones, a los retos que nos depare el porvenir y que una futura política energética permita que la energía nu-clear pueda seguir contribuyendo a la recuperación y al crecimiento econó-mico de nuestro país, a la retención de nuestros jóvenes talentos y al impulso de nuestra industria dentro y fuera de nuestras fronteras.

Quisiera agradecer a la SNE la in-vitación a participar, un año más,

en este tradicional acto en el que tengo la oportunidad de hacer balance del año 2012, en lo que al sector eléctrico se refiere, y de comentar las perspec-tivas para el año en curso, 2013. Todo ello teniendo en cuenta que está pen-diente de precisar más del impacto de las medidas recientemente aprobadas (en 2012 y a principios de 2013) y que estamos a la espera de otras que, en nuestra opinión, serían imprescindi-bles para asegurar la sostenibilidad del sector.

Tal y como vengo manifestando reiteradamente, durante los últimos años el sector eléctrico ha sufrido una importante transformación que no se ha visto acompañada de los cambios

normativos necesarios, creando una inestabilidad regulatoria y una incer-tidumbre cuya eliminación pasa por ser el objetivo prioritario de actuación en un futuro inmediato.

A este hecho se le une la delicada situación económica y financiera de España en 2012 lo que tiene una no-table influencia en la evolución de los

I would like to thank the SNE again this year for the in-vitation to take part in this traditional meeting, where I

will have the opportunity to take stock of the year 2012, as far as the electricity sector is concerned, and comment on the prospects for 2013, taking into consideration that we still do not precisely know the impact of the recently approved measures (in 2012 and early 2013) and that we are waiting for others that, in our opinion, are essential to ensure the sustainability of the sector.

As I have repeatedly said over the last few years, the electricity sector has undergone a profound transforma-tion that has not been accompanied by the necessary legislative changes, thus creating regulatory instability and uncertainty which, to be remedied, requires that it be made a priority course of action in the immediate future.

To this is added the delicate economic and financial situation in Spain in 2012, which has significantly influ-enced the evolution of the main indicators of the electric-ity business. The demand for electric power in 2012 has fallen 1.3%, driving consumption to levels lower than those in 2005, a symptom of our current economic reces-sion. According to the forecasts, the economic environ-ment will continue to deteriorate in 2013, which again will have an impact on electricity consumption.


EDUARDO MONTES Presidente de UNESA

EDUARDO MONTESPresident of UNESA


principales indicadores de la actividad eléctrica. La caída de la demanda de energía eléctrica en 2012 se ha cifrado en el 1,3 %, situando el consumo en ni-veles inferiores a los de 2005, síntoma de la recesión económica en la que nos encontramos. Según las previsiones que se manejan, el entorno económico continuará deteriorado en 2013 lo que, de nuevo, volverá a tener impacto en el consumo de electricidad.

Por otro lado, la evolución de la ta-rifa de último recurso y las tarifas de acceso continúa marcada por decisio-nes de política energética y de con-trol del precio final de la electricidad pero no de suficiencia tarifaria, como ha venido ocurriendo en los últimos años. Mantener las tarifas de acceso artificialmente bajas ha conducido al sector a una situación sin precedentes en ningún país europeo. El déficit de tarifa, entendido éste como el des-equilibrio entre las tarifas de acceso (ingresos) y los costes del sistema, ha alcanzado una enorme cifra de deu-da que ronda los 25.500 millones de euros, de manera que hoy los ingresos del sistema apenas alcanzan el 66 % de los costes reconocidos del sistema.

La existencia del déficit continúa siendo la cuestión más preocupante y la que mayor tiempo nos ha ocupado durante el año 2012, tanto por el im-porte acumulado, dado que su finan-ciación es exclusivamente soportada por las cinco empresas eléctricas in-tegradas en Unesa, como por la nece-sidad acuciante de su resolución para conseguir la suficiencia tarifaria. Este objetivo quedó en entredicho a raíz de la normativa aprobada a finales de 2012 y abrió un interrogante sobre la posibilidad de alcanzar dicha sufi-ciencia en 2013.

No obstante, las recientes medidas impulsadas por el Gobierno a princi-pios de este año anticipan un nuevo in-tento que parece destinado a alcanzar la suficiencia tarifaria en 2013. Estas medidas incluyen la tramitación de un Anteproyecto de Ley para la con-cesión de un crédito extraordinario por parte del Ministerio de Hacienda y Administraciones Públicas al Minis-terio de Industria, Energía y Turismo para financiar, si fuera necesario, las primas al régimen especial de 2013 por un importe máximo de 2.200 millo-nes de euros. También contemplan la aprobación de un real decreto-ley que modifica el sistema de retribución de las actividades reguladas y la fórmula de retribución a las instalaciones del régimen especial, lo que permitirá dar estabilidad a la previsión de costes del sistema con ahorros estimados entre 600 y 800 millones de euros anuales.

A estas cantidades se le deben aña-dir, por un lado, la partida contem-plada en los Presupuestos Generales del Estado (PGE) procedente de los nuevos tributos impuestos a la acti-vidad de generación eléctrica, con un importe cercano a los 3.000 millones de euros y, por otro, los derechos de las subastas de CO2 hasta un máximo de 450 millones de euros. Si a esto se le suma la voluntad de traspasar a los PGE de 2014 el sobrecoste de ge-neración de los territorios insulares y extrapeninsulares, estaríamos ante un panorama conducente al menos a al-canzar la suficiencia tarifaria aunque algunas de ellas, como comentaré más adelante, penalizan equivocadamente las tecnologías más eficientes y las actividades reguladas que garantizan el suministro eléctrico.

En general, podemos afirmar que el año 2012 ha estado caracteriza-do por los desarrollos legislativos más que por los regulatorios. Se han publicado un total de cuatro reales decretos ley con un impacto direc-to sobre la actividad eléctrica. Adi-cionalmente, se ha procedido a la aprobación de una ley que introduce nuevos impuestos a la producción de electricidad y, entre otros, a los combustibles que se utilizan para la misma. La citada Ley inicia su apli-cación este mismo año. El objetivo de las medidas aprobadas en estas normas pasa por la contención de los costes del sistema, con un impacto desigual sobre los agentes que par-ticipan en el sector y especialmente negativo sobre las empresas eléctri-cas integradas en Unesa.

Al margen de esto, se revisaron las tarifas de acceso en el mes de abril para dar cumplimiento a los autos del Tribunal Supremo por los que se invalidaban las tarifas de acceso aprobadas en 2011 y que las dismi-nuían, yendo en contra del objetivo de suficiencia tarifaria. Aunque esta revisión se ha declarado finalmente insuficiente para cumplir con el obje-tivo máximo de déficit permitido para 2012, fijado en 1.500 millones de euros, las cantidades que exceden el límite inicial establecido para 2012 podrán titulizarse, por lo que no incremen-tarán las necesidades de recaudación en 2013 en dicha cuantía, facilitando de esta forma la convergencia hacia la suficiencia tarifaria.

Por lo que se refiera a las cuestiones medioambientales, según las estima-ciones de Unesa para 2012, debido a la fuerte disminución de la producción hidroeléctrica y a un significativo au-mento de la generación con carbón, se ha producido un incremento en las

On the other hand, the evolution of the tariff of last resort and the access tariffs continues to be affected by decisions concerning energy policy and control of the end price of electricity but not tariff sufficiency, as has been in the case in recent years. Keeping the access tariffs artificially low has led the sector to a situation that is unprecedented in other European countries. The tariff deficit, which is understood to be the imbalance between access tariffs (revenues) and system costs, has driven the amount of debt up to nearly EUR 25,500 million, mean-ing that today the system revenues barely amount to 66% of the recognized system costs.

The existence of the deficit is still the issue that most concerns us and that has taken up most of our time in 2012, due both to the accrued amount, since it is fi-nanced exclusively by the five member electric utilities of UNESA, and to the pressing need to solve this problem in order to achieve tariff sufficiency. There are now doubts about this goal after the legislation enacted in late 2012, which has called into question the possibility of attaining this sufficiency in 2013.

Nevertheless, the recent measures implemented by the government early this year anticipate a new attempt that seems destined to achieve tariff sufficiency in 2013. These measures include the proceedings for a draft bill that provides for concession of an extraordinary credit by the Ministry of Finance and Public Administrations to the Ministry of Industry, Energy and Tourism to finance, if necessary, the 2013 special regime premiums up to a maximum of EUR 2,200 million. They also include ap-proval of a royal decree-law that modifies the system of payment of regulated activities and the formula for paying special regime facilities, which will help to stabilize the expected system costs with estimated savings of between EUR 600 and 800 million a year.

To these amounts we should add, on one hand, the line item contained in the General State Budgets (PGE) from the new taxes levied on the electricity generation activity, amounting to nearly EUR 3,000 million, and on the other the CO2 auction duties up to a maximum of EUR 450 million. If to this is added a willingness to transfer to the 2014 PGE the cost overruns of the island and extra-pe-ninsular territories, we would at least be looking at a sce-nario conducive to achieving tariff sufficiency, although some of the measures, as I will point out later, wrongly penalize the most efficient technologies and the regulated activities that guarantee the electricity supply.

In general, we could say that 2012 has been character-ized more by legislative than by regulatory developments. A total of four royal decree-laws have been published that have a direct impact on the electricity business. In ad-dition, a law has been passed that introduces new taxes on electricity production and, among others, on the fuels used for production. This law will take effect this year. The purpose of the measures approved in this legisla-tion is to contain the system costs, and it has an uneven impact on the agents that operate in the sector and an especially negative impact on the member electric utili-ties of UNESA.

Aside from this, the access tariffs were revised in the month of April to comply with the Supreme Court orders that invalidated the access tariffs approved in 2011 and decreased them, which is contrary to the goal of tariff sufficiency. Although this revision has finally been declared insufficient to meet the maximum deficit limit permitted for 2012, which is set at EUR 1,500 million, the amounts that exceed the original limit set for 2012 may be securitized and therefore will not increase the collection needs in 2013 by that amount, thus facilitating convergence towards tariff sufficiency.

With regard to environmental issues, according to UNESA estimates for 2012, the emissions of CO2 have increased approximately 9.5% more than in 2011 due to the sharp drop in hydroelectric production and a signifi-cant increase of coal-fired generation.


emisiones de CO2; aproximadamente un 9,5 % más que en 2011.

El funcionamiento del parque nu-clear en 2012 ha resultado plenamen-te satisfactorio registrando valores de producción y factor de carga por enci-ma de la media de los últimos años. Al igual que en el resto de los países con centrales nucleares en funcionamiento, el pasado año ha estado marcado por las denominadas acciones post-Fukus-hima que, en el caso español y dentro de un contexto europeo, han supuesto un significativo esfuerzo en términos humanos y económicos que continuará durante este año y los próximos.

BALANCE ELÉCTRICOLa producción bruta de energía eléc-trica en España en 2012 registró un total de 298.139 millones de kWh, lo que supuso un aumento del 1,5 % res-pecto al año anterior, en contraste con el consumo que disminuyó, como ve-remos más adelante. De la produc-ción bruta total, el 63,2 % lo generaron las instalaciones del denominado ré-gimen ordinario y el 36,8 % restante se corresponde con las instalaciones acogidas al régimen especial que in-cluyen, las energías renovables, como la eólica, solar fotovoltaica, solar tér-mica, biomasa, la cogeneración y el tratamiento de residuos.

Producción en régimen ordinarioEn relación con la estructura de pro-ducción por tipo de combustible del régimen ordinario se destaca la menor producción de la generación hidráuli-ca con un descenso del 29,5 % debido a que, un año más, la hidraulicidad ha sido inferior a la media histórica,

representando solo un 6,5 % del total, casi la mitad de lo que esta tecnología participó en 2010, con lo que acumula descensos en los dos últimos años.

Respecto al gas natural, con una par-ticipación del 14,2 % en el total, ha re-gistrado una significativa disminución del 23 %, que se acumula también a la disminución registrada en los últimos tres años.

Por su parte, el fuelóleo registró un ligero aumento del 0,8 %, representando el 2,5 % de la producción total y, tam-bién, la generación nuclear aumentó el 6,4 % con una participación del 20,6 % en el total producido durante el año.

La tecnología del régimen ordinario que más ha aumentado su producción ha sido la de las centrales de carbón registrando un incremento del 23,8 % con relación al año anterior, siguiendo la tendencia de mayor producción ini-ciada en 2011. Estos aumentos se han debido a la aplicación del Real Decreto 134/2010 en el que se da preferencia al funcionamiento de las instalaciones de producción que utilizan fuentes de combustible de energía primaria au-tóctonas.

Todo esto, supone que la generación del régimen ordinario se cuantifique en 188.460 millones de kWh y que re-gistre una variación negativa del or-den de un 3,1 %, respecto al ejercicio anterior.

Producción en régimen especialRespecto a la producción estimada del régimen especial, a finales de 2012 se situó en 109.679 millones de kWh, re-gistrándose un aumento del 10,4 % res-pecto del año anterior. De esa cantidad el 64,7 % corresponde a las energías


Operation of the nuclear fleet in 2012 has been fully satisfactory, having posted production and load factor values above the average of recent years. Just as in other countries with operating nuclear power plants, last year has been marked by the so-called post-Fukushima actions which, in Spain and in a European context, have involved a significant effort in human and economic terms that will continue this year and in the years to come.

ELECTRIC POWER BALANCEThe gross electric power production recorded in Spain in 2012 was 298,139 million kWh, or up 1.5% over the previous year as opposed to consumption, which decreased as we will see later on. Of the total gross production, 63.2% was generated by the facilities of the so-called ordinary regime and the remaining 36.8% by special regime facilities, which include the renewable energies such as wind, photovoltaic solar, thermal solar, biomass, cogeneration and waste treatment.

Ordinary Regime ProductionOf note in relation to the ordinary regime production structure by type of fuel is that the output of hydraulic generation was down 29.5% because water availability was again lower than the historical average; it accounted for only 6.5% of the total, or barely half of this technolo-gy’s share in 2010, meaning it has posted decreases for two years in a row.

Natural gas, with a share of 14.2% of the total, showed a significant decrease of 23%, continuing on the downward trend of the last three years.

Fuel-oil, on the other hand, increased slightly by 0.8% and accounted for 2.5% of total production, and nuclear generation also increased 6.4% with a share of 20.6% of the total produced during the year.

The ordinary regime technology that has posted the largest increase in production are the coal-fired plants, up 23.8% in comparison to the previous year and fol-lowing the upward trend that began in 2011. These increases have been due to enactment of Royal Decree 134/2010, which gives preference to the operation of production facilities that use fuel sources of autoch-thonous primary energy.

Consequently, the ordinary regime generation is quan-tified in 188,460 million kWh, with a negative variation of around 3.1% with respect to the previous year.

Special Regime ProductionThe estimated special regime production at the end of 2012 was 109,679 million kWh, up 10.4% over the previous year. Of this amount, 64.7% corresponds to the renewable energies and waste and biomass and the remaining 35.3% to cogeneration and waste treatment. Of the total produced with renewable energies and waste/biomass – 71,009 million kWh – of note again this year is the contribution of the wind power output of 49,092 million kWh, which ac-counts for 44.8% of the special regime total and is now greater than that of cogen-eration, having posted a 14.2% increase and having achieved new historical highs for wind generation. Biomass production increased 12% with respect to 2011. As already commented, because of the low water availability during the year, special re-gime hydraulic production has also dropped by around 14%. Of note once again is that thermal solar generation grew 85%, with some 3,551 million kWh, although this growth is less remarkable than the previ-ous year when it grew 193% in comparison

% Variación/% Variation

BALANCE ELÉCTRICO. PRODUCCIÓN BRUTA. TOTAL ESPAÑA 2012/ POWER BALANCE. GROSS PRODUCTION. TOTAL SPAIN 2012

2011

27.571 19.438 -29,5

109.139 107.589 -1,4

46.519 57.609 23,8

55.140 42.543 -23,0

7.480 7.543 0,8

57.731 61.432 6,4

194.440 188.460 -3,1

62.564 71.009 13,5

5.377 4.611 -14,2

42.970 49.092 14,2

7.463 8.330 11,6

1.920 3.551 84,9

4.834 5.425 12,2

36.789 38.670 5,1

99.352 109.679 10,4

HIDRÁULICA / HYDRAULIC

2012

2012

COMBUSTIBLES FÓSILES / FOSSIL FUELS

NUCLEAR / NUCLEAR

RÉGIMEN ORDINARIO / ORDINARY REGIME

RÉGIMEN ESPECIAL / SPECIAL REGIME

TOTAL / TOTAL 293.792 298.139 1,5

RENOVABLES Y RESIDUOS / RENEWABLE & WASTES

COGENERACIÓN Y T. RESIDUOS / COGENERATION & WASTE TREATMENT

Carbón / Coal

Gas Natural / Natural Gas

Fuel / Fuel-Oil

Minihidráulica / Mini-hydraulic

Eólica / Wind

Solar fotovoltaica / Photovoltaic solar

Solar térmica / Thermal solar

Biomasa y residuos / Biomass & Wastes

(2012/2011)

NUCLEAR / NUCLEAR (20,6%)

HIDRÁULICA/HYDRAULIC (6,5%)

COGENERACIÓN Y T. RESIDUOS / COGENERATION& WASTE TREATMENT (13,0%)

Minihidráulica / Mini-hydraulic (1,5%)

Solar fotovoltaica/ Photovoltaic solar (2,8%)

Solar térmica / Thermal solar (1,2%)

Biomasa y Residuos / Biomass & Wastes (1,8%)

Eólica / Wind (16,5%)

Carbón / Coal (19,3%)

Fuel/Fuel-Oil (2,5%)

Gas Natural / Natural Gas (14,2%)R.O. / O.R.63,2%

R.E. / S.R.36,8%

Millones de kWh / Million kWh



renovables y los residuos y biomasa y el 35,3 % restante corresponde a la cogeneración y al tratamiento de residuos. Del total producido con energías renovables y residuos/bio-masa, 71.009 millones de kWh, des-taca un año más, la aportación de la producción eólica de 49.092 millones de kWh, que representa el 44,8 % del total del régimen especial, ya supe-rior al que tiene la cogeneración, re-gistrándose un aumento del 14,2 % y habiéndose alcanzado nuevos máxi-mos históricos de generación eólica. La producción con biomasa aumentó un 12 % respecto a 2011. Como se ha comentado, debido a la menor hidraulicidad del año, la producción hidráulica del régimen especial tam-bién ha disminuido del orden de un 14 %. Hay que señalar un año más el crecimiento registrado de la ge-neración solar térmica, del 85 % con unos 3.551 millones de kWh, aunque menos llamativo que el año anterior que tuvo un crecimiento del 193 % respecto a 2010. Por último, destaca la generación de la solar fotovoltaica de unos 8.330 millones de kWh, con un incremento del 11,6 % respecto al año anterior.

Intercambios de electricidadEn cuanto a los intercambios de electricidad realizados con Francia, Portugal, Andorra y Marruecos, se mantiene e incrementa el saldo neto exportador llegando a 11.209 millones de KWh, un 90 % superior al año 2011. Este aumento se ha debido, sobre todo, al fuerte incremento de las exportacio-nes con Portugal, un 97 % superior a las del año anterior. Con Francia se mantiene el saldo importador por un valor de 1.543 millones de kWh. Los intercambios con Marruecos se man-tienen los saldos exportadores con variación positiva del 8 %, mientras que con Andorra el saldo exportador se reduce un 3 %. Por otro lado, si se considera como referencia la energía eléctrica disponible para el mercado, situada en 269.788 millones de kWh en 2012, el volumen de intercambios representó en torno al 4 % de la citada energía.

Consumo neto de electricidadEn relación con el consumo neto de electricidad en el total de España, se-gún las estimaciones de Unesa a fin de año, se ha registrado una disminución del 1,3 % alcanzando 249.014 millones de kWh y, por tanto, situándolo en niveles inferiores a los de 2005. Esta cifra es acorde con la situación actual de menor actividad económica y con-trasta con los incrementos de deman-

da alcanzados en el periodo 1996-2012 cuya media se sitúa en el 3,0 %.

Por otra parte, en lo que respecta al mercado de electricidad en 2012 en el sistema eléctrico español y de acuerdo a los datos facilitados por el Operador del Mercado Ibérico de Energía, para el conjunto del merca-do de producción, la contratación de energía ha descendido a 249.383 GWh, lo que ha supuesto una disminución del 1,4 % en términos de energía. En cuanto a su volumen económico, se ha producido también un descenso del 2,8 % con respecto a 2011. El precio medio horario final ponderado del periodo considerado se ha situado en 59,41 euros/MWh, lo que ha supuesto una disminución del 1,4 % respecto al mismo periodo del año anterior.

Potencia instaladaLa potencia instalada total en Espa-ña 2012 se situó en 105.772 MW, un 0,3 % superior a la del año anterior. Desglosando esta potencia se obtiene que el régimen ordinario, con 67.806 MW, representa el 64,1 % del total y el régimen especial, con 37.966 MW de potencia, el 35,9 % restante.

El régimen ordinario ha registrado una disminución del 1,6 %, debido a las centrales de carbón y fuel dadas de baja en 2012 por unos 1.313 MW. Por el contrario, la potencia del régimen especial se ha incrementado del or-den de un 4 %. Cabe señalar que este aumento se debe a las nuevas instala-ciones de origen renovable con incre-mentos de la solar térmica del 53 %, la eólica con un 3,6 %, la solar fotovoltai-ca del 2,9 % y la biomasa del 5,5 %.

En cuanto a la potencia eólica se re-fiere, durante este año se ha incremen-tado algo menos que en 2011, conso-lidándose la ralentización en el ritmo de crecimiento que venía registrán-dose hasta 2009, como ya se comentó el año anterior. En total, se instalaron 758 MW en 2012 que totalizan 21.817 MW, según los datos estimados de Unesa.

El incremento de potencia instalada en energías renovables durante los últimos años no ha evitado que se necesitara la capacidad instalada de centrales del régimen ordinario, dado que el carácter intermitente y no ges-tionable de las primeras exige que se mantengan centrales de respaldo.

Las centrales o ampliaciones netas de potencia puestas en servicio en 2012 por las empresas de Unesa as-cienden a 197 MW. Por el contrario, las centrales que fueron dadas de baja en el año por estas empresas sumaban los 1.313 MW de potencia.

to 2010. Finally, photovoltaic solar generation was some 8,330 million kWh, up 11.6% over the previous year.

Electricity Exchanges

With regard to the electricity exchanges with France, Portugal, Andorra and Morocco, the net export balance has been maintained and has been increased up to 11,209 million kWh, or 90% more than in 2011. This increase has been due above all to the sharp increase in exports to Portugal – 97% greater than those of the previous year. The import balance with France is main-tained at 1,543 million kWh. The exchanges with Mo-rocco have maintained the export balances with an 8% positive variation, whereas with Andorra the export bal-ance has dropped 3%. On the other hand, if the electric energy available for the market – 269,788 million kWh in 2012– is considered as reference, the volume of ex-changes accounted for around 4% of that energy.

Net Electricity Consumption

In relation to net electricity consumption in all of Spain, according to the UNESA estimates at year’s end, it has fallen 1.3% down to 249,014 million kWh and, therefore, to levels lower than those of 2005. This figure is in agree-ment with the depressed economic activity and contrasts with the increases in demand posted in the period from 1996-2012, which averaged 3.0%.

On the other hand, with regard to the electricity market in 2012, in the Spanish electricity system and in accordance with data provided by the Iberian Energy Market Operator for the production market as a whole, energy contracting has dropped 249,383 GWh, which means a 1.4% decrease in energy terms. As for the eco-nomic volume, this has also dropped 2.8% with respect to 2011. The weighted average final hourly price of the period under consideration has been 59.41 Euros/MWh, or down 1.4% from the same period the previous year.

Installed Power

The total installed power in Spain in 2012 was 105,772 MW, up 0.3% over the previous year. If this power is broken down, the ordinary regime, with 67,806 MW, ac-counts for 64.1% of the total and the special regime, with 37,966 MW, for the remaining 35.9%.

The ordinary regimes has posted a 1.6% decrease due to the coal- and fuel oil-fired power plants retired in 2012, which added up to some 1,313 MW. On the con-trary, the special regime power has increased by around 4%. This increase is due to the new renewable source facilities, with thermal solar power up 53%, wind power 3.6%, photovoltaic solar 2.9% and biomass 5.5%.

Wind power grew somewhat less than in 2011, thus consolidating the slowdown in the growth rate that had been occurring since 2009, as already mentioned last year. In all, 758 MW were installed in 2012, adding up to 21,817 MW according to the estimated data of UNESA.

The increase of installed power in renewable energies during recent years has not prevented the need for the installed capacity of the ordinary regime power plants, since the intermittent, non-manageable nature of the former requires that backup plants be maintained.

The plants or net power uprates commissioned in 2012 by the UNESA utilities amount to 197 MW. On the contrary, the plants that were retired during the year by these utilities had a total power of 1,313 MW.

Transmission Grid

In relation to the peninsular transmission grid, it is esti-mated, in accordance with the information provided by Red Eléctrica de España and the UNESA associated compa-nies, that the total length of the transmission grid circuits at more than 110 kV was 63,813 Km at the end of 2012, which is 3,271 Km – 5% – more than the previous year.

Red de transporteEn relación con la red de transporte peninsular, de acuerdo con la infor-mación suministrada por Red Eléc-trica de España y por las empresas asociadas en Unesa, se estima que la longitud total de los circuitos de la red de transporte a más de 110 kV fue de 63.813 km al finalizar 2012, lo que su-pone un aumento de 3.271 km, un 5 % superior al año anterior.

EL PANORAMA NUCLEAR EN 2012Se han generado 61.360,33 GWh*, so-brepasando los 60.000 GWh de valor medio de los últimos 18 años (desde 1995) y se ha alcanzado un factor de carga del 88,82 %, por encima de la media de ese mismo periodo (87,18 %). Con solo el 7,4 % de la potencia insta-lada se ha contribuido en un 20,6 % a la producción total en España.

En el marco de las acciones post-Fukushima, ya en 2011, las centrales nucleares enviaron al CSN los infor-mes finales de las llamadas pruebas de resistencia y el CSN los evaluó. Las pruebas demostraron los elevados niveles de seguridad con las que ope-ran nuestras centrales que incorporan amplios márgenes para hacer frente a una gama de sucesos de muy baja probabilidad. En los citados informes, los titulares realizaron una serie de propuestas de mejora que, junto con las conclusiones de la evaluación del CSN, éste último convirtió en dos Ins-trucciones Técnicas Complementarias (ITC) para cada central. La implemen-tación de estas ITC está recibiendo una atención prioritaria por parte de las centrales que ha sido compaginada con su operación diaria de manera fiable y segura.

Merece la pena destacar dos aspec-tos adicionales en este contexto, como son la recepción de dos peer review de ENSREG durante 2012 para veri-ficar la homogeneidad y coherencia de los análisis realizados (pruebas de resistencia) y la celebración de la se-gunda reunión extraordinaria de la Convención de Seguridad Nuclear, en agosto, que dio lugar a un conjun-to de recomendaciones (muchas de ellas, coincidentes con las de ENSREG) que aplican a los signatarios de este Instrumento, entre los que se cuenta nuestro país.

Todo ello se ha trasladado a un Plan de Acción Nacional elaborado por el CSN y que se ha remitido a ENSREG

a finales de 2012, para su revisión, proceso que seguirán todos los planes nacionales europeos. Este Plan cons-tituye la hoja de ruta española de las acciones post-Fukushima en el ámbito regulatorio.

ASPECTOS DESTACABLES DE LAS ACTI-VIDADES DE LAS EMPRESAS DE UNESA DURANTE 2012A continuación, se hace una revisión de los aspectos más destacables que tienen relación con las actividades de las empresas eléctricas de Unesa, en particular, en lo que se refiere a la si-tuación económica y financiera y a la evolución de la tarifa de acceso y los costes del sistema. En general, los men-sajes que podemos trasladar siguen siendo los mismos que el año pasado ya que no se ha detectado un avance significativo en las cuestiones que se vienen planteando desde Unesa. Por ese motivo nuestras demandas cobran mayor relevancia aún si cabe como elemento indispensable para asegurar viabilidad del sector, y así poder ga-rantizar un suministro eficiente con unas elevadas cotas de calidad.

SITUACIÓN ECONÓMICA-FINANCIERALa situación caracterizada por la per-sistente crisis económica y por los des-ajustes que el sistema eléctrico mantie-ne, en cuanto al abultado déficit que ya acumula una deuda de más del 2,5 % del PIB, se ve agravada con la corres-pondiente disminución del consumo eléctrico. Estas condiciones tienen su lógico impacto sobre los resultados de las empresas por la caída directa de los ingresos en las distintas actividades eléctricas.

Conviene destacar que cuando se analiza la situación económica finan-ciera de las empresas eléctricas es pre-ciso considerar que la cifra de nego-cios de la actividad eléctrica nacional representa en la actualidad el 40 %, mientras que en 1998 representaba el 93 %. Por eso hay que centrarse en la situación dentro del mercado eléctrico español para determinar su capacidad para generar recursos y asegurar una adecuada rentabilidad que las haga viables.

El resultado neto de la actividad eléctrica en España estimado para 2012 representa una rentabilidad del 4,4 % sobre activos, cifra inferior al 6,4 % del coste promedio de los capitales necesa-rios para atraer recursos. Esto supone que las compañías de Unesa se están descapitalizando con la correspondien-te destrucción de valor que, en parte, compensan con otras actividades en España y, sobre todo, con su actividad internacional.

* Datos procedentes de la agregación de los valores proporcionados en los Informes Mensuales de Explotación de las CCNN (IMEX).

THE NUCLEAR PANORAMA IN 2012

61,360.33 GWh* have been generated, exceeding the average value of 60,000 GWh of the last 18 years (since 1995), and a load factor of 88.82% has been achieved, which is above the average for that same period (87.18%). With only 7.4% of the installed power, it has contributed 20.6% to the total production in Spain.

With regard to the post-Fukushima actions, in 2011 the nuclear power plants had already sent to the CSN the final reports on the so-called stress tests and the CSN evaluated them. The tests demonstrated that our plants operate with high safety standards and have wide margins to confront a range of very improbable events. In these reports, the owners proposed a series of improvements that, together with the conclusions of the CSN evaluation, were incorporated by the CSN into two complementary technical instructions (ITC) for each plant. The plants are giving priority to the implementa-tion of these ITC, which they are ensuring is compatible with their safe and reliable daily operation.

Worth mentioning are two additional events in this context, i.e., reception of two ENSREG peer reviews during 2012 to verify the uniformity and consistency of the analyses performed (stress tests) and the second extraordinary meeting of the Convention on Nuclear Safety held in August, which gave rise to a series of recommendations (many of them coinciding with those of ENSREG) that are applicable to the signatories of this Instrument, which include our country.

All this has been transferred to a National Action Plan drawn up by the CSN and that has been sent to ENSREG in late 2012 for review, a process that will apply to all the European national plans. This Plan is the Spanish roadmap for post-Fukushima actions in the regulatory arena.

NOTEWORTHY ASPECTS OF THE UNESA UTILITY ACTIVITIES DURING 2012

Following is a review of the most noteworthy aspects related to the activities of the UNESA electric utilities, in particular in view of the economic and financial situation and the evolution of the access tariff and system costs. In general, the messages that we can convey are still the same as last year, since we have not detected significant progress in the issues that are being addressed by UN-ESA. For this reason, our demands become even more relevant as an indispensable element to assure sector viability and thus to be able to guarantee an efficient sup-ply with high quality standards.

ECONOMIC-FINANCIAL SITUATION

The situation resulting from the persistent economic crisis and the imbalances that remain in the electricity system in terms of the large deficit, which now accrues a debt of more than 2.5% of GDP, is being aggravated with the corresponding drop in electricity consumption. These conditions logically have an impact on the results of the utilities because income is directly falling in the various electric activities.

It should be noted that an analysis of the economic-financial position of the electric utilities must neces-sarily consider the fact that the turnover of the national electricity business currently represents 40%, whereas in 1998 it represented 93%. Therefore, we must focus on the situation in the Spanish electricity market to de-termine its capacity to generate resources and ensure an adequate return to make them viable.

The net result of the electric power activity in Spain estimated for 2012 represents a return of 4.4% on as-

* Data compiled by aggregation of the values provided in the NPP Monthly Operating Reports (IMEX).


El impacto de estas cifras es signifi-cativo porque no hay que olvidar que la contribución de las empresas integradas en Unesa al conjunto de la economía es-pañola se sitúa en el 1,1 % del PIB, única-mente teniendo en cuenta la aportación directa a través del sector eléctrico. Si además se incluyen los efectos indirec-tos e inducidos generados a través de la aportación en el resto de actividades de la economía española este porcentaje se eleva hasta el 1,9 %. En términos de empleo la actividad que generan las empresas de Unesa representa el 1 % del total del empleo en España.

Por estas razones, las demandas que a lo largo del año se han venido plantean-do desde Unesa tienen su fundamento en el impacto directo que la regulación tiene sobre los resultados de las empre-sas y, adicionalmente, en el impacto de-rivado sobre el conjunto de la economía.

El déficit debe ser atajado y debe con-seguirse que en 2013 no se produzca, a la vez que las inversiones realizadas en distribución deben ser reconocidas íntegramente, si lo que se quiere es se-guir manteniendo un suministro de calidad. En España, la retribución de la distribución se encuentra en la banda baja si se compara con los principales países de la Unión Europea y está muy alejada de la retribución del transporte, la otra actividad regulada de gestión de redes eléctricas.

En relación al déficit hay que resaltar los impactos importantes que ocasiona a las empresas que lo soportan, con una reducción del cash-flow que las obliga a endeudarse para poder invertir. La ci-fra de deuda causada por el déficit que

soportan las empresas integradas en Unesa en sus balances no ha mejorado sustancialmente con respecto al 2011 y supera los 7.500 millones de euros a finales de 2012. Esto se debe a la apari-ción de un déficit superior al previsto, y todo ello pese a que el proceso de tituli-zación ha permitido la colocación en los mercados financieros de más de 5.500 millones de euros de deuda.

La magnitud de estas cifras son im-pactantes por sí mismas, pero el hecho de que son exclusivamente las empre-sas de Unesa las que financian la deu-da provocada por el déficit hasta su titulización es más preocupante aún si cabe. No conviene olvidar que el défi-cit proviene de la diferencia entre los ingresos y los costes de las actividades reguladas, es decir, la diferencia entre lo que se recauda por las tarifas de acceso y los costes reconocidos para las actividades de redes (transporte y distribución), las primas al régimen especial, la compensación a la genera-ción insular y extrapeninsular, la in-terrumpibilidad y las anualidades del déficit, principalmente. De entre estos costes reconocidos, solo el 40 % co-rresponden a las empresas de Unesa. Sin embargo, éstas se ven obligadas a financiar la totalidad del déficit que se genera.

La sostenibilidad de las actividades eléctricas en España de las empresas integradas en Unesa está por tanto en entredicho. La cantidad de deuda que soportan en sus balances supera en más de tres veces el beneficio después de impuestos que el negocio nacional aporta a estas empresas. Por lo que,

3,1

Disminución del consumo de electricidad / Drop in electricity consumption

Consumo (millones kWh)Consumption (millon kWh)

1996 154.9281997 162.3381998 174.3161999 186.4732000 197.5242001 209.0652002 215.6502003 230.8972004 242.0772005 252.8572006 260.4742007 267.8312008 268.5322009 253.1482010 257.0172011 252.1852012 249.014

4,8

7,47,0

5,9

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

5,8

3,1

7,1

3,0%

4,84,5

3,0 2,8

0,3

-5,7

2,9

-3,2

1,3

38%

EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA. TOTAL ESPAÑA / EVOLUTION OF DEMAND. TOTAL SPAIN

El consumo de 2012 se sitúa en los niveles del año 2005 / Consumption in 2012 is at 2005 levelsEl crecimiento del periodo 1996-2012 es el 3,0% / Growth 1996-2012 is 3.0%

%

sets, a figure that is less than 6.4% of the average cost of the capital needed to attract resources. This means that the UNESA companies are being decapitalized, with the re-sulting value destruction which they partially offset with other activities in Spain and especially with their inter-national activities.

The impact of these figures is sig-nificant because the contribution of the UNESA member utilities to the whole of the Spanish economy is 1.1% of GDP, and this is only accounting for the direct contribution through the electricity sector. If we also include the indirect and induced effects cre-ated through the contribution to other activities of the Spanish economy, this percentage rises to 1.9%. In terms of employment, the business conducted by the UNESA utilities accounts for 1% of total employment in Spain.

For these reasons, the demands that have been made throughout the year from UNESA are based on the direct impact that regulation has on the utility results and, additionally, on the ensuing impact on the economy as a whole.

The deficit should be contained and in 2013 it should be avoided, and at the same time the investments made in distribution should be fully recognized if the quality of supply is going to be maintained. In Spain, the revenue from distribution is in the low range if compared to the leading European Union countries and it is far from the transmission revenue, the other regulated electricity grid management activity.

The deficit is having a major impact on the companies that are bearing its expense, as the reduction of cash flows obliges them to go into debt to be able to invest. The amount of debt caused by the deficit borne by the UNESA member utilities has not improved substantially with respect to 2011 and has exceeded EUR 7,500 mil-lion in late 2012. This is due to the emergence of a greater than expected deficit, in spite of the securitization process that has enabled more than EUR 5,500 million of debt to be placed in financial markets.

The magnitude of these figures are impressive in themselves, but the fact that only the UNESA utilities are financing the debt caused by the deficit until it is securitized is thereof even more worrisome. We must not forget that the deficit comes from the difference between revenue and the costs of the regulated activities, i.e., the difference between what is collected from the access tar-iffs and the recognized costs for the grid activities (trans-mission and distribution), primarily the special regime premiums, the compensation for insular and extra-penin-sular generation, interruptibility and the deficit annuities. Of these recognized costs, only 40% corresponds to the UNESA utilities. However, they are obliged to finance the total deficit that is generated

The sustainability of the electricity businesses of the UNESA member utilities in Spain is therefore in doubt. The amount of debt they bear in their balance sheets is more than three times greater than the after-tax profit that the national business yields for these utilities. There-fore, as already mentioned, putting an end to the deficit on one hand, and on the other preventing value destruc-tion in the utilities due to the difference between required and permissible return, should focus on regulatory ac-tions, as these are obviously top priority objectives.

VARIATION OF SYSTEM ACCESS TARIFFS AND COSTSAs commented above, the tariff variation in 2012 has followed a path similar to that of previous years and has



como ya se ha mencionado, poner fin a la existencia del déficit, por un lado, y evitar la destrucción de valor en las empresas por la diferencia entre la rentabilidad exigida y la permitida, por otro, deben centrar los esfuerzos de las actuaciones regulatorias al ser claramente objetivos prioritarios.

VARIACIÓN DE TARIFAS DE ACCESO Y COSTES DEL SISTEMAComo se ha comentado con anterio-ridad, la variación de tarifas durante el 2012 continúa la senda de años an-teriores y ha estado marcada por la decisión política de control del precio de la electricidad, a pesar de tener el objetivo legal fijado de conseguir alcanzar el límite máximo establecido en 1.500 millones de euros.

Si comparamos la evolución del pre-cio de la electricidad con otros produc-tos energéticos para usos domésticos, apreciamos que desde 1999 hasta 2012 la electricidad se mantiene siempre por debajo; es decir, se ha encarecido menos que otros productos energéti-cos. En otras palabras: la insuficiencia de ingresos derivada del control del precio de la electricidad ha provocado la existencia del déficit.

El resultado de estas decisiones es que en 2012 el déficit superará en 3.500 millones de euros el máximo estable-cido según nuestros cálculos, dado que los ingresos provenientes de las tarifas de acceso se han incrementado menos de un 7 % como consecuencia de la subida de las tarifas de abril.

Este resultado de déficit tarifario surge pese al conjunto de medidas aprobadas a lo largo del ejercicio 2012 por la que se han suspendido los in-centivos económicos para nuevas ins-talaciones de producción de energía eléctrica a partir de cogeneración, fuentes de energía renovables y re-siduos a través del Real Decreto-ley 1/2012 y las distintas medidas adop-tadas en el Real Decreto-ley 13/2012 y el Real Decreto-ley 20/2012 que to-talizan una reducción de los costes de 1.217 millones de euros. Estos dos últimos reales decretos-ley han tenido un impacto significativo en las activi-dades de transporte y distribución de electricidad al ver reducida su retri-bución en 245 y 689 millones de euros respectivamente; así como en la acti-vidad de generación y en el servicio por interrumpibilidad que prestan los clientes industriales, con reducciones de 126 y 56 millones de euros respec-tivamente. Por último, la actividad de generación en los sistemas insulares y extrapeninsulares también ha visto reducida su retribución en 100 millo-nes de euros.

Como puede deducirse fácilmente, estas medidas han tenido un efecto di-recto sobre las actividades que prestan las empresas de Unesa, sin ser éstas las causantes del incremento del défi-cit. De hecho, pese a estas medidas de reducción de los costes reconocidos, el déficit estará 3.500 millones de euros por encima del límite permitido.

PERSPECTIVAS PARA EL AÑO 2013El año 2013 viene marcado por la nor-mativa aprobada a finales de 2012 y que está muy vinculada con el proble-ma del déficit tarifario. La publicación el 27 de diciembre de la Ley 15/2012 de medidas fiscales para la sosteni-bilidad energética aprueba una serie de impuestos que irán destinados a corregir el déficit tarifario anual a tra-vés de la asignación en los PGE de la cantidad que se recaude. Para el año 2013 la cantidad destinada es cercana a los 3.000 millones de euros. La se-gunda norma aprobada que marcará 2013 es el Real Decreto-ley 29/2012, de 28 de diciembre, de mejora de ges-tión y protección social en el Sistema Especial para Empleados de Hogar y otras medidas de carácter económico y social que traslada el desajuste entre ingresos y costes del sistema eléctrico de 2012, unos 3.500 millones de euros, al Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE). De esta forma se evita en 2013 la consiguiente subida tarifaria equivalente por, al me-nos, este importe. El impacto de estas dos leyes será notable en 2013.

En primer lugar, la Ley 15/2012 aplica una serie de tributos que ten-drán que soportar mayoritariamente los productores de electricidad. Con-cretamente la ley obliga a tributar un 7 % del valor de la producción de la energía eléctrica, además de imponer cargas adicionales a las centrales nu-cleares y a las hidráulicas. Finalmente, también se modifican los tipos impo-sitivos establecidos para el gas natural y el carbón. En la práctica, estos im-puestos van a suponer un desembolso muy importante que, sin duda, tendrá consecuencias negativas sobre la ren-tabilidad que reciben los producto-res, afectando muy especialmente a las centrales nucleares y a las hidráulicas.

En segundo lugar, el Real Decreto-ley 29/2012 persigue, por un lado, el equilibrio entre ingresos y costes al trasladar al FADE el exceso de déficit por encima del permitido en 2012. De esta manera se evita la incorporación de los 3.500 millones de euros estima-dos, citados anteriormente, al objetivo recaudatorio en 2013. Pero, por otro la-do, elimina la obligación de suficiencia tarifaria en 2013, lo que se traduce en

been affected by the political decision to control the electricity price, in spite of legal objective of reaching the maximum limit set at EUR 1,500 million.

If we compare the evolution of the electricity price to other energy products for domestic use, we see that be-tween 1999 and 2012 electricity has always been lower, i.e., its price has been raised less than other energy prod-ucts. In other words, the insufficient revenue resulting from the control of the electricity price has caused the existence of the deficit.

The result of these decisions is that in 2012, the defi-cit will exceed by EUR 3,500 million the maximum estab-lished according to our calculations, since the revenues from the access tariffs have increased less than 7% as a result of the tariff increase in April.

This result of a tariff deficit has occurred in spite of the series of measured approved throughout 2012, which is why the economic incentives for new electric power production facilities based on cogeneration, renewable energy sources and wastes have been suspended as per Royal Decree-Law 1/2012 and the various measures adopted in Royal Decree-Law 13/2012 and Royal Decree-Law 20/2012, which total a cost reduction of EUR 1,217 million. The latter two Royal Decree-Laws have had a significant impact on the electricity transmission and dis-tribution activities, as revenue has been reduced by EUR 245 and 689 million, respectively, and also on the gen-eration activity and on the interruptibility service provided by industrial customers, with reductions of EUR 126 and 56 million, respectively. Finally, the revenue from the generation activity in the insular and extra-peninsular sys-tems has also been reduced by EUR 100 million.

As we can easily deduce, these measures have had a direct effect on the businesses conducted by the UN-ESA utilities, but they have not been the cause of the in-creased deficit. In fact, in spite of these recognized cost cutting measures, the deficit will be EUR 3,500 million above the permissible limit.

PROSPECTS FOR 2013The year 2013 is being affected by the legislation passed at the end of 2012 and that is very connected to the tariff deficit problem. Law 15/2012 of December 27, containing fiscal measures for energy sustainability, ap-proves a series of taxes that are intended to correct the annual tariff deficit through allocation in the General State Budgets (PGE) of the amount collected. For 2013, the allocated amount is nearly EUR 3,000 million. The second law passed that will affect 2013 is Royal Decree-Law 29/2012 of December 28, containing measures to improve social protection in the Special System for Do-mestic Workers and others of an economic and social na-ture that transfers the imbalance between the electricity system revenue and costs in 2012 – around EUR 3,500 million – to the Electricity System Deficit Securitization Fund (FADE). In this way, the consequent tariff increase is avoided in 2013 by at least this amount. The impact of these two laws will be notable in 2013.

First of all, Law 15/2012 applies a series of taxes that will have to be mostly paid by the electricity producers. Specifically, the law stipulates a tax of 7% of the pro-duction value of electric power, in addition to imposing additional charges on nuclear and hydraulic power plants. Finally, the taxation rates established for natural gas and coal are also modified. In practice, these taxes are going to entail a very significant disbursement that will undoubtedly have negative consequences on the return received by the producers and will very especially affect the nuclear and hydraulic power plants.

Secondly, Royal Decree-Law 29/2012 pursues on one hand a balance between revenue and costs by transfer-ring to the FADE the excess deficit above that permitted in 2012. This avoids the incorporation of the estimated EUR 3,500 million indicated above into the tax-collection target in 2013. But on the other hand, it eliminates the


un nuevo elemento de incertidumbre en lo que se refiere a la eliminación definitiva del déficit tarifario.

No obstante, las recientes medidas aprobadas a principios de febrero sí que parecen encaminadas a alcan-zar la suficiencia tarifaria en 2013, tal y como estaba prevista. El envío de un Anteproyecto de Ley para la con-cesión de un crédito extraordinario que permita hacer frente hasta 2.200 millones de las primas destinadas al régimen especial desde los PGE, junto con las medidas aprobadas en el Real Decreto-ley 2/2013 que introduce aho-rros estimados de hasta 800 millones de euros, introducen la estabilidad necesaria y caminan en la dirección adecuada. Este crédito junto con la vo-luntad de trasladar a los PGE de 2014 el sobrecoste de la generación insular y extrapeninsular que se produzca en 2013, permite realizar una previsión de suficiencia tarifaria que debe man-tenerse en ejercicios sucesivos.

Sin duda, la aportación de los PGE para cubrir una parte de los costes de-rivados de decisiones de política ener-gética, a través de la financiación de parte de las primas al régimen especial, contribuye a la mejora de la competiti-vidad de las empresas españolas y no se resta calidad de vida a los usuarios domésticos. En este sentido, la elimina-ción del problema del déficit tarifario pasa necesariamente por modificar la normativa para que las tarifas incluyan en todo momento los costes regulados del suministro y eliminen todos los costes ajenos al sector.

El conjunto de medidas que se im-plementarán a partir de 2013 supon-

drá, según nuestras mejores estima-ciones, alrededor de 7.100 millones de euros para el sistema. Esta cantidad debería ser suficiente para alcanzar la suficiencia tarifaria. En el caso de que se produjeran desviaciones sobre el objetivo perseguido, las tarifas de-berían adaptarse de manera que se evitara la generación de nuevo déficit.

Al margen del problema del déficit, se tendría que avanzar en la liberali-zación de manera que la Tarifa de Úl-timo Recurso se aplique únicamente a los clientes que hoy tienen derecho al bono social; para el resto de con-sumidores los precios deberían venir fijados por el mercado sobre la base de unas tarifas de acceso suficientes.

Por otro lado, en el marco de la políti-ca energética europea, y en lo que se re-fiere a los retos que persigue en relación con el fomento de energías renovables y para cumplir con el compromiso exi-gido por la Unión Europea de alcanzar un 20 % de cuota, durante el año 2012 se ha propuesto la modificación del Plan de Energías Renovables (PER) remitido en 2011. El contexto actual de crisis eco-nómica y las expectativas de evolución de la economía tienen una incidencia directa sobre la demanda eléctrica, por lo que los escenarios planteados deben ajustarse necesariamente a la realidad. Esta adaptación no impide que los obje-tivos de renovables a 2020 sean perfec-tamente factibles. En este sentido debe entenderse la decisión de suprimir los regímenes económicos incentivadores para ciertas instalaciones del régimen especial, contenida en el Real Decreto-ley 1/2012 ya que tiene en cuenta tanto la situación económica actual como el

Datos a 31 de diciembre de 2012/Data at Dec. 31, 2012

338,1 Gasóleo Calefacción/ Central Heating oil

240,9 Butano/Butane

203,4 Eurosuper/Eurosuper

176,3 Gas/Gas

173,5 Electricidad/Electicity

114,5 Electr. Term. reales/ Electricity in real terms

400

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300

250

200

150

100

50

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00

Fuentes utilizadas / Sources used:Tarifa eléctrica último recurso / Electricity tariff of last resort: UNESATarifa último recurso 2 de gas natural: Revista Hidrocarburos del Mº de Economía y BOE/ Natural Gas tariff of last resort 2: Ministry of Economy Hidrocarburos Journal and BOE.Precio bombona de butano: Revista Hidrocarburos del Mº de Economía y BOE/ Butane gas bottle: Ministry of Economy Hidrocarburos Journal and BOE.Precio eurosuper: Revista Hidrocarburos del Mº de Economía y UE Bulletin Petrolier (desde sept. 2000)./ Eurosuper price: M. of Economy Hidrocarburos Journal and EU Bulletin Petrolier (since sept.2000)Precio gasóleo calefacción: UE Bulletin Petrolier / Central heating oil: EU Bulletin PetrolierÍndice precios de consumo: INE / Consumer Price Index: INE

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EVOLUCIÓN COMPARADA DEL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD Y DE OTROS PRODUCTOS ENERGÉTICOS PARA USOS DOMÉSTICOS

COMPARATIVE EVOLUTION OF ELECTRICITY PRICE AND OTHER ENERGY PRODUCTS FOR DOMESTIC USE

%

obligation of tariff sufficiency in 2013, which becomes a new element of uncertainty in terms of definitive elimination of the tariff deficit.

However, the recent measures approved in early February do seem aimed at achieving tariff sufficiency in 2013, as was the plan. The proposed Draft Bill for concession of an ex-traordinary credit for paying up to 2,200 million of the premiums intended for the special re-gime from the PGE, together with the measures approved in Royal Decree-Law 2/2013, which provides for estimated savings of up to EUR 800 million, introduce the necessary stability and are headed in the right direction. Thanks to this credit, along with the plan to transfer to the 2014 PGE the cost overrun of insular and extra-peninsular generation incurred in 2013, it is possible to expect the sufficiency of tariffs that should be maintained in successive years.

The contribution of the PGE to cover part of the costs stemming from energy policy deci-sions by financing part of the special regime premiums will undoubtedly help to improve the competitiveness of Spanish companies and will not diminish the quality of life of domestic users. In this respect, solving the tariff deficit problem necessarily requires that the legisla-tion be modified so that the tariffs include at all times the regulated costs of the supply and

eliminate all costs exterior to the sector.The series of measures that will be implemented as of

2013 will, according to our best estimates, entail around EUR 7,100 million for the system. This amount should be sufficient to achieve tariff sufficiency. If any devia-tions occur from the pursued target, the tariffs should be adapted so as to prevent a new deficit.

Apart from the deficit problem, liberalization should be advanced so that the Tariff of Last Resort is applied only to the customers that today are entitled to the dis-count rate; for the rest of consumers, the prices should be set by the market on the basis of sufficient access tariffs.

On the other hand, in the framework of European energy policy and with regard to the challenges faced in relation to fostering renewable energies and achieving the objective set by the European Union of achieving a 20% share, during 2012 a proposal was made to modify the Renewable Energy Plan (PER) issued in 2011. The cur-rent economic crisis and the expectations for evolution of the economy have a direct influence on electricity de-mand, and therefore the planned scenarios should neces-sarily conform to reality. This adaptation does not impede the 2020 renewable targets from being perfectly feasible. It is in this sense that we should understand the decision to eliminate the economic incentives for certain special regime facilities, pursuant to Royal Decree-Law 1/2012, as it takes into consideration both the current economic situation and the Spanish government’s commitment for 2020. Finally, in view of the above, it seems reasonable to think that the targets for production from renewable sources conform to the required minimum objective to prevent an artificial rise of system costs.

However, as recognized in the legislation itself, the high degree of penetration of some special regime tech-nologies is not exempt from criticism. When the objec-tives initially planned for the solar technologies were surpassed, this revealed an imbalance between the pro-duction costs and the value of the premiums, leading to an increase of the cost overrun for the system by way of premiums for the solar technologies of more than EUR 2,000 million in 2010, a figure that rose to more than EUR 3,500 million in 2012 and will continue to increase in the years to come.

The UNESA member utilities are in favor of the renew-able energies; in fact they participate in many projects. What they defend in a context of economic crisis such as



compromiso del Gobierno español a 2020. Por último y a la vista de lo an-terior, parece razonable plantear que los objetivos de producción a partir de fuentes renovables se ajusten al objetivo mínimo exigido para evitar un enca-recimiento artificial de los costes del sistema.

Tal y como se reconoce en la pro-pia normativa, el elevado grado de pe-netración de algunas tecnologías del régimen especial no está exento, sin embargo, de crítica. La superación de los objetivos previstos inicialmente pa-ra las solares ha puesto de manifiesto un desequilibrio entre los costes de producción y el valor de las primas, su-poniendo un incremento del sobrecoste para el sistema en concepto de primas para las tecnologías solares de más de 2.000 millones de euros en 2010, cifra que en 2012 se sitúa por encima de los 3.500 millones de euros y que continua-rá aumentado en los próximos años.

Las empresas integradas en Unesa están a favor de las energías renova-bles, de hecho participan en muchos proyectos. Lo que se defiende en un contexto de crisis económica como la actual es no apostar por tecnologías in-maduras en este momento, tecnologías cuyo precio final puede llegar a ser en-tre cinco y seis veces superior al precio medio de las tecnologías convenciona-les, como es el caso de la termosolar y la fotovoltaica, respectivamente. Los ingresos que reciben estas dos tecno-logías representan un 18 % del total de los costes de producción del siste-ma eléctrico y, sin embargo, apenas aportan el 4,5 % de la cobertura de la demanda eléctrica. Esto ha conducido a un incremento desmedido de las pri-mas del régimen especial.

Respecto al desarrollo espectacu-lar de las instalaciones renovables en los últimos cinco años, que ya repre-sentan el 30,3 % de la producción de electricidad, conviene destacar que se ha producido sin una aportación sig-nificativa de potencia firme. De hecho, la potencia instalada de estas tecnolo-gías supone un 45,6 % del total de la capacidad de producción del sistema, siendo por tanto su contribución a la producción un 33 % inferior a su cuota de capacidad instalada. El incremento de energías no gestionables con priori-dad en el despacho reduce la produc-ción y, por tanto, los ingresos de las instalaciones térmicas pero el sistema sigue exigiendo su disponibilidad sin la correspondiente contraprestación económica del servicio de respaldo que realizan, que es claramente insu-ficiente. La publicación del Real De-creto-ley 13/2012 que redujo en un 10 % el incentivo a la inversión que

reciben las nuevas centrales en concep-to de pago por capacidad es contraria a la seguridad del suministro. Un in-centivo económico insuficiente para que estas centrales estén operativas y garanticen el suministro eléctrico, ac-tuando como respaldo ante variaciones en la producción a partir de energías no gestionables, incentiva realmente su cierre.

Del mismo modo que la incorpora-ción masiva de energías renovables al sistema ha cambiado sustancialmente la estructura de generación y la opera-ción del propio sistema, también hace que se replantee la actividad de dis-tribución para facultar la integración óptima de estas energías en la red.

En este sentido, los retos que impo-nen la apuesta por las “redes inteligen-tes” exigen un esfuerzo inversor que va más allá de la integración de las re-novables o el cambio a contadores con telegestión. El desarrollo de una arqui-tectura de la red que permita el sumi-nistro de productores de menor escala requiere una operación del sistema con consonancia a todos los niveles, así como el desarrollo de una infraestruc-tura de comunicaciones que permita la participación potencial de millones de agentes. Es decir, la participación ac-tiva de la demanda en el sistema pasa por dejar que todos los consumidores sean parte de la operación del mismo, bien sea a través del autoconsumo, de la producción, de los vehículos eléctri-cos o del almacenamiento de energía.

Este cambio en la forma de concebir el uso de la red eléctrica exige una transformación importante en la forma de abordar las inversiones en la activi-dad de distribución, en comparación con lo que se estaba haciendo. Sin du-da, la inteligencia de la red posibilita-rá esta transformación, pero se hace imprescindible la recuperación de las inversiones que se realicen. Una acti-vidad regulada como la distribución eléctrica, tan intensiva en capital, re-quiere estabilidad y certidumbre, por lo que es imprescindible que se conoz-can criterios regulatorios tan básicos como la tasa de retribución y el volu-men de inversión anual que el regula-dor considera razonable, aspectos aún pendientes de aprobación a día de hoy. Sin estos elementos el tránsito hacia la inteligencia de la red puede resultar inviable debido a que el nuevo proceso inversor exige una atención dedicada que tenga en cuenta la particularidad de sus necesidades.

Más concretamente, las necesidades en la actividad de distribución que se vienen planteando recurrentemente pasan por desarrollar la normativa que regule “ex ante” la aprobación de los

today is that we should not to commit to immature tech-nologies for the moment, technologies whose end price could eventually be five or six times greater than the aver-age price of the conventional technologies, e.g. thermal solar and photovoltaic solar, respectively. The revenues received by these two technologies represent 18% of the total production costs of the electricity system, whereas they barely contribute 4.5% to covering the electricity de-mand. This has led to a disproportionate increase of the special regime premiums.

As regards the spectacular development of the re-newable facilities in the last five years and which now account for 30.3% of electricity production, it should be noted that this has happened without a significant supply of firm power. In fact, the installed power of these technologies represents 45.6% of the total production capacity of the system, and therefore their contribution to production is 33% less than their share of installed capacity. The boom of non-manageable energies with pri-ority in dispatch reduces production and, consequently, the revenues of the thermal facilities, but the system still demands their availability without the corresponding eco-nomic compensation of the backup service they provide, which is clearly insufficient. Royal-Decree-Law 13/2012, which reduced by 10% the incentive for investment received by new plants by way of payment per capacity, is contrary to the security of the supply. An insufficient economic incentive for these plants to be operational and secure the electricity supply, acting as backup in the face of variations in the production based on non-manageable energies, is really an incentive for closing.

Just as the mass inclusion of renewable energies in the system has substantially changed the generation struc-ture and the operation of the system, it has also meant a rethinking of the distribution business to enable optimal integration of these energies into the grid.

In this respect, the challenges posed by the imple-mentation of “smart grids” require an investment effort that goes beyond the integration of renewables or a changeover to tele-managed meters. The development of a grid architecture that supports the supply of lower scale producers requires consistent system operation at all levels, as well as the development of a communications infrastructure that supports the potential participation of millions of agents. In other words, active participation of demand in the system means letting all consumers take part in its operation, either through self-consumption, production, electric vehicles or energy storage.

This change in the way we envision the use of the electric power grid requires a major transformation in the way we plan investments in the distribution business compared to what has been done before. Smart grids will undoubtedly make this transformation possible, but it is essential to recover the level of investment. A regulated business such as electricity distribution that is so capital-intensive requires stability and certainty, and therefore it is essential to have such basic regulatory criteria as the rate of return and the volume of annual investment that the regulator considers reasonable, but these are still out-standing issues. Without these elements, the transition to smart grids may be unviable because the new investment process requires close attention and consideration of the particularity of their needs.

Specifically, the needs of the distribution business that have to be met require legislation that regulates “ex-ante” the approval of investment plans of distributors and the corresponding methodology that recognizes their return. In many cases, companies make investments because of requirements of the Autonomous Regions to which the distribution competencies have been transferred, without knowing if they will be paid and how much. They should be able to have straightforward regulations, and the obli-gations of a territorial nature should be accompanied by an agreed compensation in return. The problem caused by the confusion of competencies transferred to the


planes de inversión de las empresas distribuidoras y la correspondiente metodología que reconozca su retribu-ción. En muchos casos, las empresas realizan inversiones por requerimien-tos de las Comunidades Autónomas que tienen transferidas las compe-tencias en distribución, sin saber si se les retribuirá ni en qué medida. Se tendría que disponer de una norma-tiva clara y que las obligaciones esta-blecidas con carácter territorial deban ir acompañadas de su contrapartida de retribución. El problema que se arrastra de desacople de competencias entre las distintas administraciones se ha de solucionar. Igualmente está pen-diente la regulación de un mecanismo retributivo para los costes del sistema de telegestión de los nuevos contado-res inteligentes previsto en el plan de sustitución de contadores.

En relación con la actividad en el ámbito europeo, hay que destacar que el Real Decreto-ley 13/2012 traspuso en la Ley del Sector Eléctrico la Directiva 2009/72/CE, sobre normas comunes para el mercado interior de la electri-cidad que deroga la Directiva anterior del año 2003, lo que permite a España cumplir con lo dispuesto en la nor-mativa comunitaria y continuar avan-zando hacia el mercado interior único de electricidad, otro de los elementos cruciales en los próximos años.

En paralelo al desarrollo legislativo, se sigue progresando hacia la creación del mercado interior mediante inver-siones en nuevas infraestructuras de interconexión con Francia, que tienen prevista su entrada en funcionamiento en el primer semestre de 2014. Sin em-bargo, la limitada capacidad de inter-conexión con los principales mercados europeos impide una integración plena en el corto plazo, por lo que será nece-sario desarrollar las interconexiones aún más. Mientras tanto, y con el fin de fomentar la eficiencia en el uso de

la interconexión existente, es preciso acoplar los mercados sin más dilación. Por este motivo, venimos reclamando como necesario dar un paso firme en la integración del Mercado Ibérico (MI-BEL) con el resto de Europa, en concre-to con Europa Central-Occidental y los países nórdicos.

También, estamos muy pendientes de los efectos que tendrá la recientemente aprobada Directiva comunitaria sobre eficiencia energética, puesto que en su versión final se incorporaron elementos de flexibilidad en el cumplimiento de objetivos y se rebajaron algunas de las exigencias contenidas en la propuesta original. Es de destacar que finalmente se contempla la posibilidad de optar por alternativas a los sistemas de obli-gaciones de eficiencia energética, como pueden ser los planes nacionales de ahorro y las medidas informativas y re-gulatorias, siempre que aseguren la ob-tención de unos ahorros equivalentes.

Y hay que hacer una breve mención al Anteproyecto de ley, en proceso de trámite parlamentario y que espera su aprobación a mediados de año, que pre-vé la desaparición de los reguladores sectoriales y su integración dentro de un órgano que aglutine todas sus fun-ciones. A este respecto, desde Unesa se quiere resaltar la importancia de un re-gulador independiente que contribuya a la estabilidad regulatoria. Por lo que sería deseable que el nuevo organismo mejore el mecanismo de control exis-tente y potencie la certidumbre regu-latoria.

Por último, y en lo que se refiere a las perspectivas en el ámbito nuclear, la si-tuación actual es difícil. Una carga im-positiva excesiva (estatal y autonómica), y una intensa y creciente presión regu-ladora pueden afectar a su viabilidad económica, lo que supone un nuevo y significativo reto que deberá ser supe-rado tanto por las centrales nucleares como por la industria en general.

ROSARIO VELASCO Consejera del CONSEJO

DE SEGURIDAD NUCLEAR

Estoy aquí en representación del presidente del Consejo de Seguri-

dad Nuclear, Fernando Martín, quien me ha encargado que les transmita sus saludos y deseos de éxito para esa jornada.

Como todos ustedes saben, en el nuevo año el CSN se encuentra in-merso en la primera etapa de funcio-

different public administrations must be solved. Also still pending is the regulation of a payback mechanism for the costs of the new smart meter tele-management system to be implemented as per the meter replacement plan.

With regard to the activity in Europe, Royal Decree-Law 13/2012 transposes Directive 2009/72/EC to the Electric-ity Sector Act. This directive contains common rules for the internal electricity market and revokes the previous 2003 directive, thus permitting Spain to comply with the provisions of community legislation and continue mov-ing forward towards the single internal electricity market, which will be another crucial element in the years to come.

In parallel to legislative proceedings, progress continues towards the creation of the internal market through invest-ments in new interconnection infrastructures with France, which are due to start functioning during the first half of 2014. However, the limited interconnection capacity with the main European markets impedes full integration in the short run, and therefore there will have to be even more development of interconnections. Meanwhile, in order to promote efficiency in the use of the existing interconnec-tions, the markets must be harmonized without further delay. For this reason, we have been demanding that the necessary steps be taken to integrate the Iberian Market (MIBEL) with the rest of Europe, specifically with Central-Western Europe and the Nordic countries.

We are also waiting to see what effects the recently ap-proved community directive on energy efficiency will have, since its final version includes provisions of flexibility for achieving targets and some of the demands contained in the original proposal are tuned down. Also of note is that it finally considers the possibility of opting for alternatives to the energy efficiency obligations, such as national saving plans and informative and regulatory measures, provided they ensure that equivalent savings are obtained.

And brief mention should be made of the draft bill now being debated and that is due to be passed by mid-year. This bill provides for elimination of the sector regulators and their integration into a body that combines all their functions. In this respect, UNESA would like to stress the importance of an independent regulator to contribute to regulatory stability. It would be advisable that the new body improve the existing control mechanism and promote regulatory certainty.

Finally, with regard to the prospects in the nuclear field, the current situation is difficult. An excessive tax burden (national and regional) and an intense, growing regula-tory pressure could affect the economic viability of nuclear, which poses a new, significant challenge that must be overcome by both the nuclear power plants and the in-dustry in general.

ROSARIO VELASCOCSN Councilor

I am here in representation of the president of the Nu-clear Safety Council, Fernando Martín, who has asked

me to convey to you his greetings and hopes for success of this meeting.As you all know, with the beginning of this new year, the CSN is in the first operating phase of a new Plenary body after our president and councilor Cristina Garmen-dia have taken office. I would like to take advantage of this opportunity to thank the previous Plenary members – Carmen Martínez Ten, Luis Gamir and Antonio Colino – for their hard work and efficiency over the last two years.

I could talk to you about the challenges we face in the CSN, especially in the field of nuclear power plants, but I have decided not to because they are well known to all and very similar to those being faced by the sector, and also because this is a meeting in which I believe the



namiento de un nuevo Pleno tras la incorporación de nuestro presidente y de la consejera Cristina Garmendia. No quiero desaprovechar esta opor-tunidad para agradecer el inmenso y eficaz trabajo que han desarrolla-do los miembros del anterior Pleno a lo largo de los dos últimos años, Carmen Martínez Ten, Luis Gamir y Antonio Colino.

Podría hablarles de los retos con los que nos enfrentamos en el CSN; en especial en el terreno de las centra-les nucleares, pero me resisto a ello porque son de sobra conocidos y son muy similares a los que se enfrenta el sector. Y, además, porque esta es una jornada en la que entiendo que los operadores de las centrales nuclea-res deben ser los protagonistas y no quiero restar tiempo a las interesantes intervenciones que nos brindarán a continuación.

Sí me gustaría aprovechar esta ocasión en el marco de la revisión de nuestras centrales para compartir con ustedes unas reflexiones generales so-bre la cooperación entre operadores y organización reguladora. En primer lugar, creo que queda fuera de toda duda la necesidad de establecer una dinámica efectiva de comunicación y colaboración entre las centrales nu-cleares y el CSN, que permita una ac-tuación conjunta garantizando la ne-cesaria independencia y el papel que corresponde a cada uno de los actores.

Sé que siempre ha existido una co-municación y un programa de trabajo conjunto Unesa-CSN tanto al más al-to nivel como en el plano técnico. En el ámbito de la dirección, el comité de enlace CSN-UNESA ha funcionado con buenos resultados pero no ha te-nido una continuidad deseable ni en la frecuencia de las reuniones ni en la efectividad de la colaboración bilate-ral. En el plano más operativo, las lí-neas de colaboración han funcionado y siguen funcionando de manera más homogénea y fluida.

Desde aquí pido un esfuerzo para potenciar esta colaboración que, des-de mi punto de vista, debe centrarse en tres ámbitos de trabajo:– Cooperación en temas reguladores.

Licenciamiento, supervisión, emi-sión de normativa y respuesta ante emergencias.

– Cooperación en I+D. Todos estamos de acuerdo en que no es razona-ble mantener un parque nuclear en condiciones de excelencia y con ga-rantías de operación segura sin que las organizaciones explotadoras es-tén involucradas en programas y proyectos de I+D relacionados con la operación segura de las centra-

les. En este sector, la adquisición, de-sarrollo y aplicación de nuevos cono-cimientos es crucial y, para lograrlo, es necesario estar en los foros o gru-pos de trabajo donde se desarrollan estos nuevos conocimientos. La cola-boración Unesa-CSN en el ámbito de la I+D ha pasado por diferentes eta-pas y modelos de integración. No sé cuál es el esquema de colaboración más adecuado en este terreno pero estoy convencida de la necesidad de aumentar sustancialmente la comu-nicación y el intercambio bilateral; deben potenciarse las fórmulas y mecanismos para compartir infor-mación y recursos.

También la Plataforma Tecnológica Ceiden, que aglutina a todo el sec-tor incluyendo operadores, admi-nistración, centros de investigación, universidades y compañías de fabri-cación, ingeniería y servicios, puede jugar un papel clave en la articula-ción de esta cooperación.

– Cooperación en planes estratégicos, planes de inversión y aspectos or-ganizativos y de recursos humanos. Concretamente en el ámbito de las centrales nucleares las disposicio-nes normativas más recientes y las expectativas futuras apuntan a una mayor implicación del regulador en estos aspectos cuyo enorme impacto en la seguridad nadie pone en duda.Por otra parte, las circunstancias es-

peciales derivadas de la crisis econó-mica hacen aún más importante con-ceder especial atención a los aspectos relacionados con las inversiones y la dotación de recursos. Además, mi percepción es que el nuevo Pleno del CSN va a poner un especial énfasis en todos estos temas.

En definitiva, creo que tenemos una tradición de cooperación que ha dado frutos importantes pero tenemos que reforzarla en determinados aspectos.

También quisiera resaltar lo oportu-na que, en mi opinión, ha sido la elec-ción del tema de la sesión especial de este año: las novedades en cuestiones de fiscalidad que enlazan directamen-te con las ideas que antes he pretendi-do compartir con ustedes y aprovecho este comentario para felicitar a la SNE por la organización de esta jornada y felicitar al director de la ETSII por la organización de las conferencias in-ternacionales sobre sistemas nucleares emergentes programadas para mayo de 2013 y sobre educación y entrena-mientos nucleares programadas para noviembre de 2013, la organización de estos dos eventos dan la idea del prestigio que esta escuela tiene en el ámbito internacional. Así, declaro in-augurada la Jornada.

nuclear power operators should be the protagonists and I do not want to take any time away from the interesting presentations they are about to begin.

I would like to use this occasion to share with you, in the framework of the review of our plants, some general thoughts about cooperation between operators and the regulatory organization. First of all, I believe there is ab-solutely no doubt about the need to establish an effec-tive communication and collaboration dynamic between the nuclear power plants and the CSN that would enable joint action and ensure the necessary independence and the role that corresponds to each player.

I know that there has always been communication between UNESA and the CSN and a joint work program at both the highest levels and on the technical level. At the management level, the CSN-UNESA liaison com-mittee has worked well but it has not had the advisable continuity either in the frequency of meetings or effec-tiveness of bilateral collaboration. At a more operational level, the lines of collaboration have worked and still work on a more uniform, seamless basis.

From here I urge you to make an effort to support this collaboration which, in my opinion, should focus on three work areas:– Cooperation in regulatory matters: licensing, oversight,

issue of regulations and emergency response.– R&D cooperation. We all agree that it is not reason-

able to maintain a nuclear fleet under conditions of excellence and with guarantees of safe operation if the operator organizations are not involved in R&D programs and projects related to safe operation of the plants. In this sector, the acquisition, development and application of new know-how is crucial and, to this end, it is necessary to attend the forums or work-groups where this new knowledge is developed. The UNESA-CSN collaboration in the field of R&D has passed through several stages and models of integra-tion. I do not know what the most suitable framework of collaboration is in this field, but I am convinced of the need to substantially increase communication and bilateral exchange; the formulas and mechanisms to share information and resources should be promoted.

The CEIDEN Technology Platform, which brings to-gether the whole sector including operators, admin-istration, research centers, universities and manufac-turing, engineering and service firms, can play a key role in the articulation of this coordination.

– Cooperation in strategic plans, investment plans and matters of organization and human resources. Spe-cifically, in relation to the nuclear power plants, the most recent regulations and future expectations point to a greater involvement of the regulator in these mat-ters, as no one questions the enormous impact they have on safety.On the other hand, the special circumstances created

by the economic crisis mean it is even more important to pay special attention to the aspects related to invest-ments and allocation of resources. Furthermore, my perception is that the new CSN Plenary body is going to place particular emphasis on all these issues.

In short, I think we have a tradition of cooperation that has yielded good results but we have to strengthen it in certain areas.

I would also like to stress how timely I believe the choice of the subject of this year’s special session has been: novelties in the tax laws that tie in directly with the ideas I have tried to share with you. And on this note, I congratulate the SNE for the organization of this meeting and the director of the ETSII for organizing the international conferences on emerging nuclear systems scheduled for May 2013 and on nuclear education and training scheduled for November 2013. The organiza-tion of these two events gives an idea of the prestige that this school enjoys in the international arena. And I hereby inaugurate this Meeting.


En esta sesión especial abordaremos la nueva Ley de medidas fiscales

para el sector eléctrico publicada en el BOE el 27 de diciembre de 2012 y que dice que “tiene por objeto armo-nizar el sistema fiscal con un uso más eficiente y respetuoso con el medio-ambiente y la sostenibilidad, en línea con los principios básicos que rigen la política fiscal, energética y ambiental de la Unión Europea”.

Como todos ustedes saben esta ley establece un impuesto sobre la producción de electricidad del 7 por ciento y, concretamente, para el sector nuclear establece impuestos sobre la producción de combustible gastado y sobre el almacenamiento de residuos en instalaciones centralizadas por lo que tiene un impacto directo y muy específico sobre nuestra actividad.



SESIÓN ESPECIAL / SPECIAL SESSION

De izquierda a derecha / from left to right: Carlos Sallé, Francisco López y Luis Mª Cazorla.

FRANCISCO LÓPEZ Vicepresidente de la SNE

I n this special session, we will discuss the new law containing tax measures for the electric

power sector which was published in the BOE on December 27, 2012. This law says that “its purpose is to harmonize the taxation system with a more efficient, environmentally friendly and sus-tainable use, in line with the basic principles that govern tax, energy and environmental policy of the European Union”.

As you all know, this law establishes a 7 percent tax on electricity production and specifically, for the nuclear sector, it levies taxes on spent fuel pro-duction and on waste storage in centralized reposi-tories. Therefore, it has a direct and very specific impact on our activity.

The law also contains a series of taxes, for ex-ample the hydroelectric canon or the so-called green cent tax, which modify the Special Tax Law, eliminate premiums, etc.

In this session we will learn about all the aspects of this law thanks to the two speakers accompany-ing me: Luis M. Cazorla and Carlos Sallé.

La ley tiene, además, una serie de impuestos como por ejemplo el canon hidroeléctrico, o el impuesto llamado céntimo verde que modifica la Ley de Impuestos Especiales, elmiminación de primas, etc.

A lo largo de esta sesión conoceremos todos los aspectos de esta ley gracias a los dos ponentes que me acompañan; Luis Ma Cazorla y Carlos Sallé.

FRANCISCO LÓPEZVice President of the SNE

La nueva fiscalidad del sector eléctrico nuclearNew Taxation in the Electricity/Nuclear Sector


de ser más que simples palabras. Si se analizan los elementos del tributo; es decir, qué tributa, quiénes tributan, cómo se cuantifica, si hay reducciones o no sobre la base, etc., no encontra-mos elementos medioambientales en sentido estricto conforme a la juris-prudencia del Tribunal Constitucio-nal.

Por ejemplo, en el primero de es-tos impuestos, a la hora de estudiar la base imponible, se entiende como combustible nuclear gastado aquel combustible irradiado en el reactor que, durante el periodo impositivo, se haya extraído definitivamente de este. Pues tal y como está configurado este tributo permite que haya una retroac-tividad que hace tributar por hechos imponibles nacidos antes de la Ley, lo cual va en contra del principio de seguridad jurídica.

Que estos tributos sean considera-dos como medioambientales es muy importante porque así, la ley admite que se acumulen sobre otros tributos que recaen sobre al misma materia imponible pero que buscan distinta fi-nalidad. Es decir, pueden recaer sobre la misma materia imponible de otro tributo estatal siempre que, específica-mente, cumplan un motivo medioam-biental. Si no es así, pueden sobrepo-nerse a la carga tributaria existente lo que significa que se añaden a la pre-sión tributaria que, a través de otras figuras impositivas, recae sobre el sec-tor eléctrico. Y esto nos lleva a plan-tearnos su posible confiscatoriedad. Y ¿qué se entiende por confiscatorio?. Pues hablamos de algo sumamente cercano a lo político e ideológico pero sobre lo que ya existen sentencias de la Audiencia Nacional y algún apun-te de los tribunales constitucionales español y alemán que establecen que aquella tributación directa que sobre-pase el 50 por ciento de una renta so-metida a tributación comienza a ser confiscatorio.

La nueva tributación del sector eléctrico se sitúa dentro de una

marea tributaria que nos inunda des-de diciembre de 2011 y que hay que reconocer que ha recalado de una manera muy acentuada en el sector eléctrico bajo el eufemismo de soste-nibilidad que, en definitiva, se reduce a la creación de una serie de tributos que bajo la apariencia de servir a lo medioambiental, no son más que tri-butos estrictamente recaudatorios.

Todo el nuevo sistema tributario eléctrico es una manifestación más de recaudación y hay que excluir de estos tributos los afanes medioambientales que les dan apariencia y el los que, en gran parte, se basa su cobertura jurí-dica, por otro lado, muy discutible.

El Tribunal Constitucional establece unas características muy específicas para que un tributo sea considerado como medioambiental y, si estudia-mos detenidamente los nuevos tribu-tos impuestos llegamos a la conclusión de que no cumplen esas característi-cas; ni en la estructura del tributo se persiguen fines medioambientales, que el tema medioambiental queda reducido a las palabras iniciales y que, en realidad, nos encontramos con fi-guras netamente recaudatorias que se van manifestando a lo largo de la tramitación parlamentaria y se refle-jan de una manera contundente, clara, precisa e indubitada en la disposición final que establece una articulación en pro de la sostenibilidad pero que, en definitiva, convierte a dicha sostenibi-lidad en la recaudación que permite al Gobierno afrontar el déficit.

Esto significa que el sector eléctrico pasa de ser un financiador a un pa-gador del déficit a través del sistema tributario que se recauda del propio sector eléctrico mediante estas nuevas figuras impositivas.

Por otra parte y partiendo de lo que yo llamo falso señuelo o la apariencia falaz de lo medioambiental que pre-tende revestir a estos tributos, voy a sacar conclusiones de los dos tributos que agravan, especialmente, el sector nuclear y que son el impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y el impuesto sobre almace-namiento de productos radiactivos.

En la tramitación de ambos se es-grimieron constantemente motivos medioambientales pero no han dejado

T he new electric power sector taxation system is part of a tax wave that has been flooding us since December

2011, and it must be acknowledged that it has had a very forceful impact on the electric power sector under the eu-phemism of sustainability, which is basically the creation of a series of taxes that, under the pretense of serving the environment, are none other than taxes that are strictly for purposes of collecting money.

The whole new electricity taxation system is just another form of tax collection and the environmental zeal with which these taxes are camouflaged, and on which their le-gal justification is largely based – which on the other hand is very debatable – should be avoided.

The Constitutional Court establishes some very specific requirements for a tax to be considered as environmental, and if we closely study the new taxes being levied we reach the conclusion that they do not meet those requirements; environmental purposes are not even pursued in the struc-ture of the tax, the environmental premise is limited to the initial wording and, in truth, we encounter some purely tax collection figures that have manifested themselves throughout the parliamentary proceedings and are forceful-ly, clearly and precisely reflected in the final provision that establishes a structure in favor of sustainability but that in fact converts that sustainability into revenues to enable the Government to deal with the deficit.

This means that the electric power sector has been turned from being a financer into a payer of the deficit via the taxation system that collects revenue from the electric power sector through these new taxable figures.

On the other hand, beginning with what I call the false lure or misleading appearance of the environmental goal that aims to disguise these taxes, I am going to draw some conclusions about the two taxes that especially affect the nuclear sector, which are the tax on spent nuclear fuel pro-duction and the tax on radioactive product storage.

Environmental reasons were constantly put forward as justification to implement these taxes, but they were no more than mere words. If the elements of the tax are analyzed, i.e. what is taxed, who is taxed, how the tax is quantified, are the deductions over the base, etc., we find no environmental elements in the strict sense of the word, according to the jurisprudence of the Constitutional Court.

For example, in the first tax, when looking at the taxable base, spent nuclear fuel is understood to be irradiated fuel in the reactor which, during the taxable period, has been definitively removed from the reactor. In the way this tax is configured, however, it allows for retroactivity that levies a tax on taxable events that occurred before the Law, which goes against the principle of legal certainty.

The fact that these taxes are considered as environmen-tal is very important because this allows the law to accrue them over other taxes that are levied on the same taxable activity but that seek a different purpose. In other words, they can be levied on the same taxable activity of another government tax provided that, specifically, they fulfill an environmental purpose. If not, they can be superimposed on the existing tax burden, which means they are added to the tax burden that, through other tax figures, affects the electric power sector. And this leads us to consider their possible confiscatory nature. And what is confiscatory supposed to mean? We are talking about something that is entirely political and ideological but regarding which there are already rulings from the National High Court and from the Spanish and German constitutional courts that say that any direct tax that exceeds 50 percent of a taxable income begins to be confiscatory.

In addition, there is a European Union regulation that specifically says that when new taxes are levied on activi-


LUIS MARÍA CAZORLA Catedrático de Derecho Tributario y

Financiero de la UNIVERSIDAD REY JUAN CARLOS

LUIS MARÍA CAZORLAProfessor of Tax and Financial Law of the

REY JUAN CARLOS UNIVERSITY

Además, hay una normativa de la Unión Europea que dice, específica-mente, que cuando los nuevos tributos recaigan sobre materias sobre las que ya existen impuestos especiales (como es el caso del sector eléctrico), hace falta que haya una fidelidad específica de naturaleza medioambiental que lo justifique.

Es decir, que si desmontamos el an-damiaje medioambiental puramente pomposo y de apariencia nos encon-tramos con otro argumento, esgrimible ante los tribunales, para sospechar que estos dos impuestos especiales de los

ties on which special taxes already exist (such as the case of the electric power sector), there must be a specific rea-son of an environmental nature to justify it.

In other words, if we dismantle the purely pompous, ap-parently environmental framework, we find ourselves with another argument, usable before the courts, to contend that these two special taxes we are talking about are con-fiscatory.

In short, in my legal opinion, we are dealing with a falsely environmental tax and, if this is the case and always from a legal standpoint, these could be taxes that infringe upon the economic capacity, are confiscatory and violate a European Union ruling regarding special taxes, including the tax on electricity.

que estamos hablando son confiscato-rios.

En definitiva, desde mi punto de vista jurídico estamos ante una tri-butación falsamente medioambiental y, si esto es así y siempre desde un punto de vista jurídico, podemos es-tar hablando de tributos que atenten contra la capacidad económica, sean consfiscatorios y vulneren una regla de la Unión Europea respecto a los impuestos especiales entre los que se encuentra el impuesto sobre la elec-tricidad.

Quisiera comenzar mi intervención con una serie de conclusiones:

• Es absolutamente falsa la idea de que las centrales nucleares tienen una alta rentabilidad. Las centrales nu-cleares han sufrido una intervención de sus ingresos y un aumento de sus costes basados en teorías erróneas.

• Las empresas titulares de activos nucleares tienen asumidos los ries-gos de mercado y los inherentes a los aumentos de inversiones por cri-terios de seguridad. Su escasa ren-tabilidad les viene provocada por decisiones regulatorias.

• Son las normas regulatorias las que están decidiendo de manera indi-recta la participación de la nuclear en el mix del futuro y no el análisis pormenorizado de las ventajas de cada una de las energías.

• Un marco regulatorio eficiente para la nuclear debería cumplir con lo siguiente:– No debería valer que la Adminis-

tración argumente que las cen-trales nucleares compiten en el mercado cuando están en pérdi-das (aunque estén provocadas por la regulación) y propongan un marco regulador cuando tienen beneficios.

– Los tributos que se le impongan por costes medioambientales de-ben estar justificados por estudios rigurosos y usar como referencia a la propia CE.

– Deberían contemplarse los efectos positivos que aportan al cambio climático.

– Los titulares deberían poder in-tervenir en la revisión y aproba-ción de los costes con los que se gravan a las centrales nucleares.

– No debería excluirse de sus ingre-sos la aportación que realizan a la firmeza y fiabilidad del sistema,

por lo que debe participar de los incentivos a la capacidad.

El déficit tarifario es lo que ha mar-cado toda la intervención de ingresos y de costes que se ha realizado en el sector en los últimos años y es lo que ha guiado la fiscalidad tributaria de la nueva ley. No voy a detenerme en las causas que han generado ese déficit tarifario pero la realidad es que es a cinco empresas a las que se obliga a pagar ese diferencial de costes y que también van a pagar los futuros con-sumidores.

El déficit empezó siendo un proble-ma coyuntural para cantidades pe-queñas, que se recuperaban en menos de un año, pero desde 2005, se ha con-vertido en un problema estructural a recuperar en 15 años. A diferencia de lo que ocurre en otros países que, cuando se produce un desequilibrio, se aumentan las tarifas para corregir-lo, la existencia del déficit en España se ha convertido en una herramienta política que permite disfrazar u ocul-tar los costes a los consumidores/elec-tores y que ha se ha convertido en un problema de 5.000 millones de euros al año y de más de 30.000 millones en el acumulado.

Esto ha ocurrido porque en los diez últimos años se han realizado diag-nósticos inadecuados que nos venían bien y que, a su vez, han generado re-

I would like to begin my talk with a series of conclusions:

• The idea that the nuclear power plants have a high return is absolutely false. The nuclear power plants have seen their income frozen and their costs increased on the basis of erroneous theories.

• The owner companies of nuclear assets have assumed the market risks and those inherent in increased invest-ments for safety reasons. Their low profitability is caused by regulatory decisions.

• It is the regulatory rules that are indirectly determining the participation of nuclear in the future mix and not a detailed analysis of the advantages of each energy source.

• An efficient regulatory framework for nuclear should meet the following conditions:– It should not be right for the Administration to argue

that the nuclear power plants should compete on the market when they have losses (even though they are caused by regulation) and to propose a new regulatory framework when they have profits.

– The taxes levied by way of environmental costs should be justified by rigorous studies and the EC should be used as reference.

– The positive effects they contribute to climate change should be considered.

– The owners should be able to have a say in the review and approval of the taxes levied on the nuclear power plants.

– The contribution they make to the soundness and reliability of the system should not be excluded from their revenues, and therefore they should have a share in capacity incentives.

The tariff deficit is what has determined all the revenue and cost control in the sector in recent years and is what has guided the taxation policy of the new law. I am not going to talk about the causes that have created this tariff deficit, but the truth is that five companies are obligated to pay this cost differential which future consumers are also going to pay.

The deficit began as a situational problem in small amounts that were recovered in less than one year, but since 2005 it has become a structural problem that will need 15 years for recovery. Unlike what happens in other countries that, when an imbalance occurs, raise the tariffs in order to correct it, the existence of the deficit in Spain has become a political tool used to conceal or hide the costs from consumers/voters and that has turned into a problem worth 5,000 million Euros a year and more than 30,000 million of accrued amount.

This has happened because in the last ten years inad-equate diagnoses have been made that have suited us well and that, in turn, have resulted in inadequate regulatory rules that were not going to solve the main problem. The result has been a serious regulatory instability and, in ad-dition to making us a country with a high risk premium for investment, it has not solved the deficit problem.


CARLOS SALLÉ Director de Regulación de IBERDROLA

CARLOS SALLÉRegulation Director of IBERDROLA


glamentos regulatorios inadecuados que no iban a solucionar el problema principal y cuyo resultado ha sido una gran inestabilidad regulatoria y que, además de convertirnos en un país con una alta prima de riesgo pa-ra invertir en él, no ha solucionado el problema deficitario.

Los efectos nocivos del déficit ta-rifario generan importantes inefi-ciencias y problemas pues genera un déficit cuya carga se traslada a gene-raciones futuras, aumenta el consu-mo de forma ineficiente, aumenta el riesgo regulatorio con un impacto ne-gativo sobre la inversión, incrementa el riesgo futuro de problemas de su-ministro y de aumento de precios y afecta a la calificación de rating de las empresas al mantener en sus activos una deuda cuyo cobro es incierto. Es, en definitva, un gravísimo problema que contamina la regulación de todo el sector (gas, distribución, renova-bles,...) y su buen funcionamiento.

La Administración dispone de cua-tro llaves regulatorias para solucionar el déficit tarifario: la planificación energética, los sistemas retributivos de las actividades reguladas, las fuen-tes de financiación de las actividades reguladas y la política tarifaria. Sin embargo, se ha planificado mal (sin estudios de los efectos colaterales); se han establecido sistemas retributivos ineficientes (burbujas por no tener en cuenta curva de aprendizaje); la política energética no se acompañó de fuentes financieras; y las tarifas no han reflejado costes.

Aquí nos movemos en el cortopla-zismo, lo que yo denomino viernes de infarto al encontrarme con una nor-mativa con nivel de ley un viernes sin que nos hubiéramos enterado nin-guno de los agentes afectados por la misma. En otros países se establecen las leyes regulatorias tras varios años de estudio de las mismas y así, se evi-ta la existencia de efectos colaterales no analizados y permite la existencia de una normativa buena, eficiente y que da señales a largo plazo y creo que eso es a lo que debemos aspirar en España donde, en los últimos años, se ha venido modificando los marcos regulatorios con especial afección a la hidráulica y la nuclear disminuyendo poco a poco los ingresos y aumentan-do paulatinamente los costes impues-tos a las centrales. Sólo en el último año se han emitido siete normas con carácter de ley que han tenido efectos adicionales en la energía nuclear.

Las medidas propuestas no dan señales medioambientales coheren-tes, teniendo un objetivo claramente recaudatorio. Se han adoptado sin los rigurosos estudios que deberían

soportarlas (no sólo de las parame-trizaciones, sino tampoco de la cuan-tificación de los efectos colaterales negativos que provocará).

Las figuras fiscales de la Ley 15/2012 no son coherentes con los estudios europeos de impacto am-biental de las tecnologías. Se debería tener en cuenta el impacto ambiental para que la fiscalidad ofrezca las se-ñales adecuadas.

Por tanto, y en lo que se refiere al impacto de la reforma de la ley en los precios de la electricidad existen elevadas incertidumbres en cuanto a la internalización del coste en los pre-cios, siendo evidente que gran parte no se podrá trasvasar y la realidad de los dos primeros meses confirma esta suposición (pese a quienes auguraban el 100% de trasvase a precios).

En los últimos años (no sólo en esta legislatura), se han tomado decisio-nes políticas de todo tipo (sociales, económicas medioambientales, terri-toriales,...) cuyo coste ha sido asigna-do a la tarifa eléctrica: - Sin embargo, los peajes no han au-

mentado correspondientemente, generándose un déficit tarifario es-tructural de ~ 5.000 M€/año.

- El riesgo regulatorio del sector ge-nerado en la última década es muy elevado. En 2012, el Gobierno ha adoptado

una amplia variedad de medidas des-tinadas a solucionar el problema del déficit:- Importantes recortes en actividades

reguladas. - Moratoria renovable para tecnolo-

gías no incluidas en el registro de preasignación.

- Nuevas y muy elevadas cargas fis-cales con objetivo recaudatorio.

- Aumento del precio del mercado, por el incremento de los peajes de acceso y la internalización de parte de las medidas fiscales. Sin embargo, el problema sigue sin

solucionarse: - La tarifa (consumidor eléctrico) si-

gue soportando costes que no le co-rresponden.

- Estos costes están siendo pagados, en parte, por las propias empresas. La valoración general sobre las nue-

vas medidas impositivas es que volve-mos a equivocarnos en el diangnótico. Como ya he dicho, el único sujeto que tiene las cuatro llaves para resolver el déficit tarifario es la Administración.

Entre las soluciones eficientes que deberían haberse adoptado estarían:1. Seguir los principios de buena re-

gulación, a los que está obligada la Administración.

2. Plantear una verdadera reforma fiscal medioambiental basada en

The harmful effects of the tariff deficit create significant inefficiencies and problems because the deficit burden is transferred to future generations, it inefficiently increases consumption, it increases the regulatory risk with a negative impact on investment, it increases the future risk of supply problems and higher prices and it affects the rating of com-panies that keep doubtful debts in their assets. In short, it is a very serious problem that contaminates the regulation and proper functioning of the entire sector (gas, distribu-tion, renewables, etc.).

The Administration has four regulatory keys to solve the tariff deficit: energy planning, systems of compensation of regulated activities, sources of financing regulated activities and tariff policy. However, the planning has been poor (with-out studies of the collateral effects), inefficient compensa-tion systems have been put into place (bubbles, for not taking the learning curve into account), energy policy has not been accompanied by sources of financing and tariffs have not reflected costs.

Here we always operate in the very short term, what I call a heart attack Friday as I found myself dealing with a regu-lation with force of law on a Friday without any of us who were affected having prior knowledge of it. Other countries enact regulatory laws after several years of study and thus they avoid the existence of unanalyzed collateral effects and allow for a good, efficient legislation focusing on the long term. I think that is what we should learn here in Spain where, in recent years, the regulatory frameworks have been progressively modified, especially affecting hydraulic and nuclear power, and revenues have gradually decreased and the costs burdening the plants have gradually increased. In the past year alone, seven regulations with force of law have been enacted with additional effects on nuclear power.

The proposed measures do not convey consistent environ-mental messages and their purpose is clearly tax collection. They have been adopted without the rigorous studies that should support them (not only of the parameterizations, but also of the quantification of the negative collateral effects they will cause).

The tax figures of Law 15/2012 are not consistent with the European studies of the environmental impact of tech-nologies. The environmental impact should be taken into account so that tax measures send the right signals.

Therefore, with regard to the impact of the reform of the law on electricity prices, there are serious uncertainties regarding the internationalization of the cost in prices, and it is obvious that it will not be possible to pass on a large part of this cost (and the reality of the first two months has confirmed this assumption, in spite of those who predicted a 100% transfer to prices).

In recent years (and not only in this legislature), all kinds of political decisions have been made (social, economic, environmental, territorial, etc.) whose cost has been passed on to the electricity tariff: – However, the access tolls have not increased accordingly,

creating a structural tariff deficit of ~€5.000 M/year. – A very high regulatory risk has been created in the sector

in the last decade. In 2012, the Government implemented a wide range of

measures intended to solve the deficit problem:– Major cutbacks in regulated activities. – Renewable moratorium for technologies not included in

the pre-assignment registry. – New and very high tax burdens for purposes of collecting

revenue. – Higher market price, due to the increase of the access

tolls and internalization of part of the tax measures. However, the problem has still not been solved:

– The tariff (electricity consumer) continues to bear costs that do not correspond to it.

– These costs are being paid in part by the companies themselves.The general opinion of the new tax measures is that we

have again been mistaken in the diagnosis. As I have already said, only the Administration holds the four keys needed to solve the tariff deficit.


estudios de impacto y que tenga en cuenta todas las energías (por ejemplo los hidrocarburos líqui-dos).

3. Revisar y ajustar la retribución de todas las actividades reguladas para que obtengan una rentabili-dad razonable de acuerdo con lo definido en la Ley del Sector. No tiene sentido que haya una renta-bilidad inmensa en algunas reno-vables y otra exigua que incluso lleva a plantearse el cierre de al-gunas centrales nucleares que son absolutamente eficientes.

4. Trasladar a los Prespuestos Ge-nerales del Estado algunos de los costes actualmente incluidos en tarifas de acceso y que penalizan la competitividad de éstas como son el sobrecoste generación extra-peninsular, anualidades del déficit tarifario, financiación de los pla-nes de eficiencia energética,...

5. Seguir avanzando en el proceso de liberalización del sector y de supervisión de los agentes que en él operan. Los argumentos incorrectos que

han servido de justificación para la intervención en las energías nuclear e hidráulica están basados en la teo-ría de los windfall profits*; es decir

que, en un mercado marginalista con mucha disparidad de tecnolo-gías generadoras, algunas tecnolo-gías perciben una retribución muy superior a sus costes, sin justificar y, por tanto, los errores de este argu-mento son que: 1. No orientado al impacto ambiental

(lejos, por ejemplo, de los estudios de la CE como Externe y discri-minando también con otros usos similares de agua).

2. No se orienta a las señales de emi-siones de CO2.

3. No tiene en cuenta otros pagos ambientales (Enresa, etc).

4. No se orienta a los costes reales y auditados.

5. No se está considerando que esta-mos en un mercado liberalizado.¿Cómo se llega a convertir en ver-

dad una falsedad? Pues usando un informe supuestamente “técnico” aderezado con unos mensajes popu-listas, atractivos y sencillos (aunque falsos) y aplicando una excelente es-trategia mediática de los defensores de la teoría de los windfall profits.

Y esto es lo que aquí se ha hecho y se ha venido repitiendo constan-temente con una muy buena estra-tegia.

The efficient solutions that should have been adopted in-clude the following:1. Follow the principles of good regulation, as the Administra-

tion is obliged to do. 2. Introduce a true environmental tax reform based on impact

studies and that takes into account all the energies (e.g., liquid hydrocarbons).

3. Review and adjust the compensation of all the regulated activities so they can obtain a reasonable return in accord-ance with the provisions of electricity sector law. It does not make sense to have a very high return in some renewables and a meager one in others, which has even been cause for considering the closure of some nuclear power plants that are extremely efficient.

4. Transfer to the National General Budgets some of the costs currently included in access tariffs and that penalize their competitiveness, e.g. the extra cost of extra-peninsular generation, tariff deficit annuities, financing of energy ef-ficiency plans, etc.

5. Continue to move forward in the process of liberalization of the sector and oversight of the agents that operate in it. The mistaken arguments that have served as justification

for intervention in the nuclear and hydraulic energies are based on the theory of windfall profits*, i.e. in a marginal market with very disparate generating technologies, some technologies receive a return that is far higher than their costs, without justification. Therefore the errors of this argu-ment are as follows:1. It does not focus on the environmental impact (far, for ex-

ample, from the studies of the EC such as ExternE and also discriminating with other similar uses of water).

2. It does not focus on the CO2 emission signals.3. It does not consider other environmental payments (Enresa,

etc).4. It does not focus on real, audited costs.5. It does not consider that we operate in a liberalized market.

How is a truth turned into a falsehood? By using a suppos-edly “technical” report sprinkled with populist, appealing and simple (though false) messages and by using an excellent me-dia strategy to defend the theory of windfall profits. And that is what has been done here and has been constantly repeated with a very good strategy.

* Los “windfall profits” (WP) o “beneficios sobrevenidos” se definen como aquellos bene-ficios supranormales, de magnitud significativa y sostenidos durante un cierto período de tiempo, debidos a circunstancias de mercado extraordinarias, inesperadas y fuera del control de las empresas o a cambios significativos en la regulación de sus actividades. Este concepto, que sería aplicable a cualquier sector económico, es cuanto menos discuti-ble y tiene unas connotaciones de discrecionalidad/subjetividad por parte del regulador muy significativas: • Por “beneficios supranormales” se entienden aquellos superiores a los correspondientes

al coste de oportunidad del capital invertido, el cual se puede definir como el beneficio que se obtendría de optar por invertir en un negocio distinto con un nivel de riesgo no diversificable similar. Sin embargo, no existe una metodología mínimamente pre-cisa con la que estimar dicho coste de oportunidad. Así, quedaría a la discreción del regulador decidir qué son beneficios “supranormales”, especialmente en el caso de un sector que funciona con criterios de mercado (ingresos y beneficios no regulados) y sujeto a los riesgos propios del mismo (obsolescencia tecnológica, sobrecapacidad, nuevos competidores, etc.).

• La misma discrecionalidad existiría en relación a qué se debería entender por “mag-nitud significativa”, “sostenidos en el tiempo” o “circunstancias de mercado extraordi-narias”.

• En cuanto a “circunstancias inesperadas y fuera del control de las empresas”, estas son innumerables y de hecho en su mayor parte forman parte del riesgo propio y normal de la mayoría de actividades / sectores. De hecho, riesgos tales como el desarrollo tecnológico o el cambio en las preferencias de los consumidores tienen evidentemente una naturaleza “inesperada y fuera del control de las empresas”, siendo sin embargo, circunstancias perfectamente normales.

• Los cambios significativos en la regulación responden en realidad a cambios en las preferencias de los consumidores (articuladas a través de las actuaciones de sus representantes políticos). Así, surge la pregunta de hasta qué punto estos cambios no son perfectamente normales y propios de actividades / sectores en un entorno liberalizado.La discusión sobre la definición de WP no es trivial, ya que en ciertos casos se utiliza

para justificar la intervención del regulador en el mercado (es decir, la detracción de los beneficios supranormales obtenidos por una empresa). Así, aunque de manera excepcio-nal, en algunos países se aprobaron en el pasado medidas para detraer supuestos WP de ciertos sectores en base a diferentes razones.

Fuente: www.energiaysociedad.es

* “Windfall profits” (WP) are defined as those supernormal profits of a significant magnitude and sustained over a certain period of time due to extraordinary, unexpected circumstances beyond the control of the companies or to significant changes in the regulation of their activities.

This concept, which would be applicable to any economic sector, is at the very least debatable and it has very significant connotations of a discretional/subjective nature for the regulator:• “Supernormal profits” are understood to be profits greater than

those corresponding to the opportunity cost of the invested capital, which can be defined as the profit that would be obtained from choosing to invest in a different business with a similar, non-di-versifiable risk. However, there is no minimally accurate methodol-ogy to estimate this opportunity cost. Thus it would be left to the regulator’s discretion to decide what “supernormal” benefits are, especially in the case of a sector that operates with market criteria (unregulated income and profits) and is subject to its typical risks (technological obsolescence, overcapacity, new competitors, etc.).

• The same discretional nature would exist in relation to what “signifi-cant magnitude”, “sustained over time” and “extraordinary market circumstances” should be understood to mean.

• As for “unexpected circumstances beyond the control of the com-panies”, they are innumerable and, in fact, most of them are part of the normal risk of the majority of activities/sectors. In fact, risks such as technological development and the change in consumer preferences are obviously of an “unexpected nature and beyond the control of the companies”; however they are perfectly normal circumstances.

• The significant changes in the regulation are in fact changes in con-sumer preferences (articulated through the actions of their political representatives). This raises the question of to what extent are these changes not perfectly normal and inherent in activities / sectors in a liberalized environment.The discussion about the definition of WP is not trivial, since in cer-

tain cases it is used to justify regulator intervention in the market (i.e. the withholding of supernormal profits earned by a company). Thus, although on an exceptional basis, in the past some countries have ap-proved measures to withhold supposed WP from certain sectors based on different reasons.

Source: www.energiaysociedad.es

ACTIVIDADES AÑO 2012Lo más significativo de la central nu-clear de Ascó durante 2012 ha sido que hemos tenido dos paradas pro-gramadas (en Ascó I, para hacer la re-carga y en Ascó II, para la sustitución de un trafo). Además, hemos tenido dos paradas automáticas (una por ca-da central) y se han porducido diez sucesos en Ascó I y once en Ascó II, notificables al CSN, todos ellos clasifi-cados como nivel 0 en las escala INES, excepto uno en cada grupo que ha sido considerado como de nivel 1.

Es precisamente este suceso el que voy a intentar explicar como experien-cia operativa más relevante de Ascó durante 2012.

El sistema de protección del reac-tor recibe señales de entrada y tras tratarlas, elaborando una determin-da lógica, genera señales de salida que llevan básicamente, las más im-portantes, a la parada automática del reactor y al sistema de inyección de seguridad.



SESIÓN 1 / 1st SESSION

De izquierda a derecha / from left to right: Manuel Campoy, Carmen Vallejo y Rafael Martín.

MANUEL CAMPOY Director de CN ASCÓ

ACTIVITIES IN 2012

The most significant events in the Ascó nuclear power plant during 2012 were the two planned outages (in Ascó I for the refueling and in Ascó II to replace a trafo). We have also had two automatic scrams (one per unit), and ten CSN-reportable events occurred in Ascó I and eleven in Ascó II, all classified as level 0 on the INES scale, except for one in both units that has been considered as level 1.

It is precisely this event that I am going to explain as the most relevant operating experience in Ascó dur-ing 2012.

The reactor protection system receives input signals and, after processing them based on a determined logic, generates output signals, the most important of which basically go to the automatic reactor scram and safety injection system.

By way of example, the most important input signals would include the primary pressure and the secondary pressure observed in the steam lines; it is expected that in the event of a rapid decrease of these vari-ables, the system will react with a reactor shutdown and a safety injection because it would be a signal that a valve opening or rupture has occurred. However, when we take the plant to a controlled shutdown, a time comes when this also occurs in the input signals because the system is provided with pilots, which are lights that inform the operator at a certain time that these signals can be blocked, and that is what the

A modo de ejemplo, entre las señales de entrada más importantes estaría la presión del primario y la presión del secundario vista en las líneas de vapor; se espera que ante una disminución rá-pida de estas variables el sistema reac-cione con una parada del reactor y una inyección de seguridad porque sería señal de que ha ocurrido una apertura o rotura de una válvula. Sin embargo, cuando nosotros llevamos la planta a parada de forma controlada llega un momento en que también ocurre esto en las señales de entrada pues el siste-

MANUEL CAMPOYDirector of ASCÓ NPP


En el caso de Ascó y debido a que se había producido algún problema en el de test automático que tiene el sistema de protección, los técnicos ha-bían decidido elaborar unos procedi-mientos manuales para poder hacer las pruebas del sistema en el caso de

ma dispone de unos permisivos, que son unas luces que informan al opera-dor, en un momento determinado, de que estas señales se pueden bloquear y es lo que hace el operador cuando está realizando un proceso controlado de paralización de la planta.

operator does when executing a controlled process of plant shutdown.

In the case of Ascó and because some problems had occurred in the automatic test of the protection system, the technicians had decided to draw up some manual procedures to be able to perform system tests if the semi-automatic test mechanism failed.

These new manual procedures had to be tested to check that they function properly, and the best time to do this is during the refueling when there is no fuel in the core. This was how something that the semi-auto-matic system had not been able to discover was finally detected – that there was an error in the system that, instead of permitting the operator to manually block these signals, was causing the blocking to happen auto-matically and without the operator knowing. The signals the operator was receiving were the expected ones, i.e. on reaching the point of shutdown, the pilot – blocked – turned on and the blocking light turned on but, in fact, at the time the pilot turned on automatic blocking had already occurred.

The cause of the problem stemmed from a incorrectly implemented design modification of a system cable, which should not be added to the inability of subse-quent maintenance tests to locate the defect left by the design modification.

PRODUCTIONIn Ascó I, operation has been continuous up to the refueling in the month of November; in fact, a cy-cle of 512 days of uninterrupted operation has been completed, setting a historical record for the time Ascó I has remained online. The objectives set for the refueling were also achieved, which basically were: complete the programmed work on schedule and with the safety conditions that we measure with the nuclear safety, industrial accident and maximum permissible dose indicators. However, we have not achieved our quality objective in the refueling because, during the subsequent startup, there was an automatic scram caused by an alternator protection. It was verified that the problem was due to a poorly inserted relay. Once the relay was inserted and all the Ascó I and Ascó II relays checked, the plant was again started up and since then Ascó I has been at 100% power.

In Ascó II, we started 2012 from a refueling that ended in January and four days after startup an au-tomatic scram occurred due to the failure of the plug of one of the main feedwater isolation valves, which caused low level in the generator and automatic scram. Once it was replaced, the generator was again started up and no other significant incident occurred until the month of November, coinciding with the Ascó I refueling, when, during a preventive analysis of the gas content in the oil of one of the main transformer phases, a hot point was detected in the transformer since the production rate of certain gases was rising sharply and, in view of the probability of destructive transformer failure, it was decided to shut down the plant, replace the affected transformer phase with the standby phase and restart the plant.

PROSPECTS 2013The main challenge for 2013 is to attain the organi-zational efficiency that will enable us to optimize the resources we have and carry out as many activities as possible. We are facing the following challenges:• Individual Temporary Storage (ATI): During the first

quarter of 2013, it is planned to perform the cold tests of the storage and have it fully operational pending receipt of the startup permit. In addition, in this period we intend to load two Ascó I casks and complete the in-plant modifications of Ascó II and, in the third quarter of 2013, load two Ascó II casks and another two Ascó I casks.


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PO

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(%)

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PV-97 (23/02/12) / PV-97 (23/02/12)

Ascó I permaneció conectada a la red eléctrica de forma ininterrumpida 512 días hasta la parada de recarga / Asco I remained connected to the mains without interruption 512 days until the refueling outage

Intervención en sistema secundario (11/03/12) / Work in secondary sistem (11/03/12)Reparación caja B1 del condensador (01/05/12) / Repair of the condenser box B1 (01/05/12)Avenida programada Río Ebro (20/06/12) / Programmed flood in Ebro river (20/06/12)Avalancha de algas (10/08/12) / Algae flood (10/08/12)H2 Alternador (25/08/12) / H2 Alternator (25/08/12)

0

1

123456

Inicio de la recarga (27/10/12 - 00:12h.) / Begining of Refueling (27/10/12 - 00:12h.)7Fin de la recarga (11/12/12 - 20:17h.) / End of Refueling (11/12/12 - 20:17h.)8Parada automática por protección diferencial del alternador (14/12/12 ) / Automatic shutdown alternator differential protection (14/12/12)

9

24

3 5 67

8

9

10

ene-12 feb -12 mar -12 abr -12 may -12 jun -12 jul -12 ago -12 sep -12 oct -12 nov -12 dic -12 ene -13

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(%)

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Final de la recarga (13/01/12 - 10:40 h.) / End of refueling (13/01/12 - 10:40 h.)Parada automática reactor bajo nivel generador “B” (18/01/12) / Automatic shutdown reactor under generator level "B" (18/01/12) Oscilaciones en transmisor temp. Lazo 2 (30/01/12) /Oscillations in Loop 2 temporary transmitter (30/01/12)PV-97 (20/04/12) / PV-97 (20/04/12)Intervención en TBAAP “A” (23/04/12) / End of refueling (13/01/12)Tarjeta VR-2 (11/06/12) / VR-2 Card (11/06/12)

Avenida programada río Ebro avalancha de algas (20/06/12) / Planned Ebro River flooding algae flood (20/06/12)

Avalancha de algas (10/08/12) / Algae flood (10/08/12)Parada automática 34P01B (24/09/12) / 34P01B Automatic Shuthdown (24/09/12)

0

1

1234

567

89

PV-97 (19/10/12 ) / PV-97 (19/10/12)10Pérdida torres tiro forzado (25/10/12) / Forced draft towers Loss (25/10/12)11Sustitución TP1-T (07/11/12) / TP1-T substitution (07/11/12)12Válvula parada 3 (22/11/12) / Stop valve 3 (22/11/12)13

2 53

4 6

7

8

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11 1213

ene -12 feb -12 mar -12 abr -12 may -12 jun -12 jul -12 ago -12 sep -12 oct -12 nov -12 dic -12 ene -13

ASCÓ I

ASCÓ II

EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA ELÉCTRICA EN 2012 / EVOLUTION OF ELECTRIC POWER IN 2012

que el mecanismo semiautomático de prueba fallara.

Estos nuevos procedimientos ma-nuales tienen que ser probados para comprobar su correcto funcionamiento y, la ocasión propicia para hacerlo es durante la recarga cuando no hay com-bustible en el núcleo. Así, se comprobó algo que el sistema semiautomático había sido incapaz de descubrir y es que había un error en el sistema que provocaba que, en lugar de permitir al operador bloquear manualmente estas señales, el bloqueo se producía de for-ma automática y también oculta para el operador. Las señales que éste recibía eran las esperadas, es decir, al llegar al punto de parada, se le encendía el permisivo, bloqueaba, y se le encendía la luz de bloqueo pero, en realidad, en el momento en que se encendía el per-misivo, ya se había bloqueado de forma automática.

La causa del problema estaba en una modificación de diseño mal implanta-da que deja un cable en el sistema que no debe estar sumado a la incapacidad de las pruebas posteriores de man-tenimiento para localizar el defecto dejado en la modificación de diseño.

PRODUCCIÓNEn Ascó I, la operación ha sido con-tinuada hasta llegar a la recarga en el mes de noviembre y, de hecho, se ha complatado un ciclo de 512 inin-terrumpidos que suponen un récord histórico para Ascó I de permanencia en red. También durante la recarga se cumplieron los objetivos plantea-dos que, básicamente, eran: realizar el trabajo programado, en el tiempo es-tablecido y con las condiciones de se-guridad que medimos a través de los indicadores de seguridad nuclear, de accidentes laborales y de dosis máxi-ma permitida. Sin embargo, no hemos logrado el objetivo de calidad en la recarga pues durante el arranque pos-terior sufrimos una parada automáti-ca producida por una protección del alternador. Se pudo comprobar que el problema se debió a la mala inserción de un relé, que una vez insertado y comprobados todos los relés tanto del Ascó I como de Ascó II, se procedió a arrancar la planta de nuevo y, hasta día de hoy, estamos al 100 % en Ascó I.

En Ascó II, en 2012, partíamos de una recarga que finalizó en el mes de enero y cuatro días después del arran-que se produjo una parada automática debido al fallo del obturador de una de las válvulas de aislamiento de agua de alimentación principal lo que provocó un bajo nivel en el generador y la pa-rada automática. Una vez sustituido se procedió a volver a arrancar el genera-

• External audits: We have to be fully prepared for the follow-up of the WANO Peer Review that will take place in November and, for this purpose, we have requested WANO to send three Technical Support Missions (TSMs), which are:– Fire Prevention Culture (February).– Operating Experience Improvement (May).– Organizational Effectiveness in Problem Solving

(July).• Safety reinforcement project: Just as the rest of the

plants and as a result of Fukushima, we have a large number of important design modifications to imple-ment in the next refueling, which means we are going to have to prioritize and postpone other activities that we had planned. In addition, we are soon going to begin to receive new portable support equipments, and we have to prepare ourselves to properly use and maintain them. For this purpose, we should draw up new procedures and train personnel in these proce-dures, and we are going to have to unify the organiza-tion and the emergency resources.

dor y no se produjo ninguna incidencia destacable hasta el mes de noviembre, coincidiendo con la recarga de Ascó I, cuando en un análisis preventivo del contenido de gases en el aceite de una de las fases del transformador princi-pal se apreció un punto caliente dentro del transformador puesto que el ritmo de generación de determinados gases se estaba incrementado de forma no-table y, ante la probabilidad de un fallo destructivo en el transformador, se de-cidió parar la planta, sustituir la fase del transformador afectada por la fase de reserva y volver a arrancar.

PERSEPECTIVAS 2013El principal reto para 2013 es encon-trar la eficiencia organizativa que nos permita optimizar los recursos de los que disponemos y realizar el máximo de actividades posibles. Así, encontra-mos los siguientes retos:• Almacén Temporal Individualizado

(ATI). Durante el primer trimestre de 2013 están previstas las prue-bas en frío del almacén y tenerlo plenamente operativo a la espera de recibir la autorización de puesta en marcha. Además, pretendemos cargar en este periodo dos contene-dores de Ascó I y finalizar las modi-ficaciones en planta de Ascó II para, y ya en el cuarto trimestre de 2013, cargar dos contenedores de Ascó II y otros dos de Ascó I.

• Evaluaciones externas. Tenemos que prepararnos al máximo para el follow-up del WANO Peer Review que tendrá lugar en noviembre y, para ello, le he-mos pedido a WANO tres Technical Suport Mision (TSM) y que son:– Cultura Prevención Contra Incen-

dios (febrero).– Mejora de la Experiencia Operati-

va (mayo).– Eficacia Organizativa en la Reso-

lución de Problemas (julio).• Proyecto de refuerzo de la se-

guridad. Al igual que el resto de centrales y como consecuencia de Fukushima tenemos un montón de modificaciones de diseño a im-plantar en las próximas recargas, de mucha importancia y que van a hacer que tengamos que priorizar y posponer otras actividades que teníamos previstas. Además, en bre-ve, vamos a empezar a recibir los nuevos equipos portátiles de sopor-te y hemos de prepararnos para ser capaces de utilizarlos y mantenerlos con propiedad por lo que debemos redactar nuevos procedimientos y formar al personal en estos procedi-mientos, y vamos a tener que unifi-car la organización y los medios de emergencia.


RAFAEL MARTÍNDirector of VANDELLÓS II NPP

In 2012, the Vandellós II nuclear power plant had a load factor of 84.22%, an identical capability factor and

gross production of 8,042.12 GWh. The year continued to be externally marked by the Fukushima accident and its repercussions on the whole nuclear industry, whereas internally the plant had its 18th refueling, one unplanned shutdown and several very important external audits such as the follow-up of the Peer Review, the follow-up of the INPO Gap Assessment in the area of Training and the External Safety Culture Assessment. There was also a very important milestone in 2012, which was the 25th anniversary of the first criticality of the Vandellós II NPP reactor.

With regard to Operating Experience, the plant has re-ported nine reportable events to the Nuclear Safety Coun-cil (CSN), which is along the lines of previous years with 7 to 11 reports. Five of these eight events were related to safety systems, one to Operation and the other three to technical operating specifications. In this respect, during 2012 there were no reportable events related to occu-pational health and safety, records, discharges or other situations of risk.

Eight of these events were classified as Level 0 on the International Nuclear Event Scale (INES), and the other was qualified as Level 1 (N-12-008).

As for other Safety indicators, Vandellós II NPP has remained in the “Owner Response” column of the Plant Integrated Supervision System (SICS) action matrix, with all its indicators on green and no finding greater than green throughout 2012.

In addition, insofar as the industrial accident rate is concerned, in 2012 the plant has continued to reduce the frequency index, which in 2011 was 4.33 and in 2012 has dropped to 3.40, i.e. a 21.4% reduction. This downward trend was even more marked in the case of workers belonging to stable collaborating companies, with a 26.7% reduction (down from 4.71 to 3.45), whereas in the case of the personnel of the Ascó – Vandellós II Nu-clear Association (ANAV), the reduction has been 1.2% (from 3.29 to 3.25).

REPORTABLE EVENT 12-008 (INES 1) An event was reported on December 4, 2012 after de-tecting that some instruments in different systems were not isolated during normal plant operation, as required in the piping and instrumentation diagrams (TEIs) and after performing the appropriate preliminary analysis. In the


La central nuclear Vandellós II pre-senta durante el año 2012 un factor

de carga del 84,22 %, con idéntico factor de disponibilidad y una producción bruta de 8.042,12 GWh El año sigue estando marcado externamente por el accidente de Fukushima y sus con-secuencias sobre toda la industria nu-clear, mientras que internamente cabe destacar la realización de la 18a recarga de combustible, una parada no progra-mada y varias evaluaciones externas de gran importancia como han sido el Fo-llow-Up del Peer Review, el seguimiento del INPO Gap Assesment sobre el área de Formación y la Evaluación Externa de la Cultura de Seguridad. Durante el año 2012 se ha producido también un hito muy importante que ha sido el 25º Aniversario de la primera criticidad del reactor de CN Vandellós II.

Por lo que respecta a Experiencia Operativa, la planta ha notificado al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) nueve sucesos notificables, mantenien-do la línea de los años anteriores, situa-da entre las siete y las 11 notificaciones. Cinco de estos ocho sucesos han tenido relación con sistemas de seguridad, uno con la Operación, mientras que los otros tres estuvieron relacionados con especificaciones técnicas de funcio-namiento. En este sentido, durante el año 2012 no se han registrado sucesos notificables relacionados con salud y seguridad laboral, registros, operación, vertidos u otras situaciones de riesgo.

Ocho de estos sucesos tuvieron la ca-lificación de Nivel 0 en la Escala Inter-nacional de Sucesos Nucleares (INES) y otro en nivel 1 (N-12-008).

Por lo que respecta a otras indicado-res de Seguridad, cabe destacar que CN Vandellós II se mantiene en el pilar “Res-puesta del Titular” de la matriz de acción del Sistema Integrado de Supervisión de Centrales (SISC), con todos sus indicado-res en verde y ningún hallazgo mayor que verde durante todo el año 2012.

Así mismo, en lo que a accidentalidad laboral se refiere, la planta ha continua-do durante 2012 reduciendo el índice de frecuencia, que en 2011 alcanzaba el 4,33 y en 2012 se ha situado en el 3,40, lo que supone una reducción del 21,4 %. Esta rebaja ha sido todavía acentuada en el caso de los trabajadores pertenecien-tes a empresas colaboradoras estables, con un 26,7 % (pasando de 4,71 a 3,45), mientras que en el caso del personal de la Asociación Nuclear Ascó – Vandellós II (ANAV), la reducción ha sido del 1,2% (pasando del 3,29 al 3,25).

SUCESO NOTIFICABLE 12-008 (INES 1) El 4 de diciembre de 2012 se notificó, tras identificar que algunos instrumentos de diferentes sistemas no estaban aislados durante el funcionamiento normal de la planta, tal y como se requiere en los diagramas de tuberías e instrumentación (TEI) y después de realizar el correspon-diente análisis preliminar, que en caso de seísmo podrían haberse visto comprome-tidas las funciones de seguridad de dichos sistemas.

El suceso fue categorizado como Nivel 1 en la escala INES.

Las principales causas identificadas fue-ron las siguientes: – La falta de adherencia a documentación

configurada por una falta de actitud cuestionadora en este caso concreto al dejar abiertas de forma consciente unas válvulas que los TEI requerían cerradas.

– Debilidades en el Grupo de Cribado en la formación específica sobre notificabi-lidad de sucesos y la falta de existencia de mecanismos para la documentación/justificación de las decisiones del grupo.

– Deficiencias en el programa de acciones correctivas (PAC) al evidenciarse cierres inadecuados de diversas entradas de PAC que identificaban la problemática del in-cumplimiento de las notas de los TEI.

– Deficiencias en la gestión del CSNC por la no realización de seguimiento y eva-luación de la eficacia de sus decisiones. La disposición de estos instrumentos

es tal que los cálculos adicionales y las pruebas sísmicas de los montajes tipo rea-lizadas han demostrado que las funciones de seguridad asociadas a los diferentes sistemas han estado garantizadas en todo momento.

PERSPECTIVAS 2013 La central nuclear Vandellós II afronta el año 2013 con diversos retos de gran sig-nificación. En primer lugar y un año más, todas las acciones derivadas del accidente de Fukushima y las consecuentes pruebas de resistencia se materializarán en diversas modificaciones de diseño, en importantes inversiones en la adquisición de equipos y

case of an earthquake, the safety function of those systems could have been compromised.

The event was classified as Level 1 on the INES scale.

The main causes that were identified are as fol-lows:

– Lack of adherence to documentation involving a lack of a questioning attitude in this specific case, as some valves that must be closed as per the TEIs were consciously level open.

– Weaknesses in the Screening Group in spe-cific training on event reportability, and lack of mechanisms for the documentation/justification of the group’s decisions.

– Deficiencies in the corrective action program (PAC), on finding inadequate closures of sev-eral PAC inputs that identified the problem of non-compliance with the TEI notes.

– Deficiencies in management of the CSNC for not following up and assessing the effectiveness of their decisions.

The arrangement of these instruments is such that the additional calculations and seismic tests of the standard assemblies have demonstrated that the safety functions associated with the different systems have been assured at all times.

PROSPECTS 2013 The Vandellós II nuclear power plant is confront-ing 2013 with several very significant challenges. First of all, work will continue for another year on all the actions stemming from the Fukushima accident and the subsequent stress tests, which will materialize in various design modifications, major investments in the acquisition of response equipment and resources and a large workload of analysis, personnel training, reorganization and adaptation of procedures.

In addition, the 19th Refueling will begin in the month of November, and it is expected that the refueling improvement plan, which was imple-mented after the 17th refueling and updated after the critical post-refueling 18, will bear fruit in the form of a successful 19th refueling, i.e., a safe re-fueling executed on schedule and resulting, thanks to the planning and quality of the work, in a safe, reliable, incident-free cycle 20.

The Organizational, Cultural and Technical Re-inforcement Plan (PROCURA), which has been under way throughout the ANAV organization since 2008, is also facing a definitive year in 2013. It is the year to assess the effectiveness of the program’s different courses of action and the in-tegration of those actions required in our manage-ment system that make the lines of improvement sustainable.

Finally, the plant has begun an organizational change whose main objective is to promote an or-ganization where a detailed analysis of the causes that provoke problems and their prompt, effective solution are the mainstays that support day-to-day decision making and performances. To this end, the pillars of training, supervision and use of oper-ating experience are still considered as fundamen-tal, as they have guided the main corporate strate-gies in recent years and have led to actions such as the Organizational Reinforcement Plan (PRO), supervision program, implementation of the SAT, implementation of a new, improved process for screening and taking advantage of the operating experience, strengthening of the use and associ-ated resources of the Corrective Action Program, implementation of the Management Monitor and the Top Ten, etc.


RAFAEL MARTÍN Director de CN VANDELLÓS II

medios de respuesta y en un gran tra-bajo de análisis, formación de personal, reorganización y adecuación de proce-dimientos.

Así mismo, durante el mes de no-viembre dará comienzo la 19ª recarga de combustible en la que se espera que, el plan de mejora de recargas que se puso en marcha tras la recarga 17ª y que fue actualizado tras la crítica post recarga 18ª, de sus frutos en el logro de ejecutar una recarga 19ª exitosa, es decir, una recarga segura, ejecutada en plazo y que gracias a la planificación y calidad de los trabajos de como resul-tado un ciclo 20 libre de incidencias, seguro y fiable.

El Plan de Refuerzo Organizativo, Cultural y Técnico (PROCURA), que lleva en marcha en toda la organi-zación de ANAV desde el año 2008, afronta también en este 2013 un año definitivo. Es el año de valorar la efica-cia de las diferentes líneas de actuación del programa y de la integración de aquellas acciones necesarias en nuestro sistema de gestión que den sostenibili-dad a las líneas de mejora.

Finalmente, la central ha iniciado un cambio organizativo cuyo objetivo prin-cipal es el de potenciar una organiza-ción donde el análisis detallado de las causas que provocan los problemas y su pronta y eficaz resolución sean los ejes principales en los que se sustenten los comportamientos y tomas de deci-siones del día a día. Para ello, siguen considerándose básicos los pilares de la formación, la supervisión y el uso de la experiencia operativa, los cuales han estado guiando las principales estrate-gias corporativas en los últimos años y se han concretado en actuaciones tales como el Plan de Refuerzo Organizativo (PRO), el programa de supervisión, la implantación del SAT, la puesta en mar-cha de un nuevo y mejorado proceso para el cribado y aprovechamiento de la experiencia operativa, el refuerzo del uso y recursos asociados al Programa de Acciones Correctivas, la implanta-ción del Monitor de Gestión y el Top Ten, etc..

SUSTITUCIÓN DEL INTERRUPTOR DE GENERACIÓN DE C.N. VANDELLÒS II CN Vandellós II dispone de un inte-rruptor general de salida de máquina o interruptor de generación que separa el generador principal de los transforma-dores de salida. Este interruptor dispo-ne de unos sistemas auxiliares de aire comprimido a 200 bar y de refrigera-ción mediante agua desmineralizada. La pérdida de cualquiera de estos siste-mas auxiliares provoca la indisponibi-lidad del interruptor.

Desde su puesta en marcha en 1987 hasta junio de 2012 el interruptor ha

sufrido diversas incidencias e indisponi-bilidades relacionadas con fallos en los circuitos auxiliares de aire comprimido y de refrigeración.

El incidente más grave ocurrió en agos-to de 2008, cuando se produce una deri-vación a tierra dentro de la fase S del inte-rruptor y se ceba el arco eléctrico entre la parte activa y la carcasa,

provocando daños severos. El defecto a tierra se produjo por un spray de agua desmineralizada debido al agrietamiento de una soldadura de uno de los tubos del circuito de refrigeración de la fase S y afectó a las otras dos fases.

La avería causó una parada forzosa de 67 días.

Otras centrales nucleares con interrup-tores del mismo modelo han experimen-tado incidentes similares, como CN Co-frentes en España, Döel NPP en Bélgica o CN Angra 2 en Brasil. RAZONES PARA EL CAMBIO:

– Incrementar la fiabilidad del equipo. – Obsolescencia de materiales. – Reducción de los costes de manteni-

miento. VENTAJAS: – Se eliminan los sistemas auxiliares de

agua y aire comprimido causantes de la mayoría de incidencias en el modelo anterior.

– La refrigeración y/o extinción del arco eléctrico se realiza mediante gas SF6.

– Se pueden maniobrar independiente-mente el interruptor y el seccionador.

– Incorpora seccionadores de PAT en am-bos lados (aumenta la seguridad de los trabajos).


REPLACEMENT OF THE VANDELLÓS II NPP GENERATOR SWITCHVandellós II NPP has a general machine outlet switch or Generation Switch that separates the main gen-erator from the output transformers. This switch is provided with auxiliary systems of compressed air at 200 bar and cooling with demineralized water. The loss of any of these auxiliary systems causes unavail-ability of the switch.

From the time it started operating in 1987 to June 2012, the switch has experienced several incidents and unavailability events related to failures in the auxiliary compressed air and cooling circuits.

The most serious incident was in August 2008, when a ground shunt occurred inside phase S of the switch and ignited the electric arc between the ac-tive part and the casing, causing severe damage. The ground defect was caused by a spray of demineral-ized water due to cracking of a weld of one of the cooling circuit pipes of phase S, and it affected the other 2 phases.

This failure forced the plant to shut down for 67 days.

Other NPPs with the same model of switch have experienced similar incidents, e.g. Cofrentes NPP in Spain, Döel NPP in Belgium and Angra-2 NPP in Brazil.

REASONS FOR THE CHANGE:

– Increase equipment reliability.

– Material obsolescence.

– Reduce maintenance costs.

ADVANTAGES:

– The auxiliary compressed air and water systems that caused most of the incidents in the former model are eliminated.

– The electric arc is cooled and/or extinguished with SF6 gas.

– The switch and the breaker can be manipulated separately.

– It includes PAT breakers on both sides (increasing work safety).

FACTOR DE CARGA (%) / LOAD FACTOR (%).........84,22%FACTOR OBJETIVO (%) / TARGET FACTOR (%)..........84,5%GENERACIÓN BRUTA / GROSS GENERATION........8.042,12 GWh

ene-12

0

20

40

60

80

100

120

mar-12 abr-12feb-12 may-12 jul-12 ago-12jun-12 sep-12 nov-12 dic-12oct-12

Disparo de reactor por bajo nivel en el Gv A / Reactor scram due to low level in SG A

Parada por Recarga decombustible 18 / Refueling Outage 18

2012

Bajada de potencia para identificar

causas en indicaciones anómalas al control

del sistema de agua principal / Power-down toidentify causesof anomalous

indications to themain water system

control

EVOLUCIÓN DEL FACTOR DE CARTA 2012 / LOAD FACTOR EVOLUTION 2012 2012

INTRODUCCIÓNLa presentación que voy a realizar sobre la central nuclear de Cofrentes consta de una primera parte centrada en los resultados del año 2012 y en una posterior, especial y monográfica, sobre el nuevo Plan de Gestión que vamos a desarrollar en CN Cofrentes.

En cuanto a los resultados, empe-zando por la generación de energía, destaca el alto Factor de Capacidad que hemos tenido este año, superando el 97 %. Eso nos ha llevado a generar algo más de 9.000 GWh durante el año.

2012 ha sido un año sin paradas au-tomáticas, aunque sí ha habido una parada programada de 4 días que ex-plicaré posteriormente. El Factor de Indisponibilidad ha sido prácticamen-te cero, con lo cual, podemos concluir que ha sido un año de generación de energía francamente positivo.

Centrándonos en el único hecho que nos ha llevado a dejar de producir du-rante cuatro días y que probablemente



SESIÓN 2 / 2nd SESSION

De izquierda a derecha / from left to right: Tomás Lozano, Emilio Mínguez y Miguel Ángel Cortés.

TOMÁS LOZANODirector de CN COFRENTES

INTRODUCTION

My presentation on the Cofrentes nuclear power plant consists of a first part focused on the 2012 results and a second special monographic section on the new Manage-ment Plan that we are going to implement in Cofrentes NPP.

With regard to results and beginning with energy gen-eration, we had a high Capacity Factor this year exceed-ing 97%. This has helped us to generate a little more than 9,000 GWh during the year.

2012 has been a year without automatic scrams, although there was one planned 4-day outage that I will explain later. The Capability Loss Factor has been practi-cally zero, so we can conclude that it has been a frankly good year for energy generation.

The single event that obligated us to stop producing for 4 days, and which is probably the most noteworthy oper-ating incident of the year, was due to a small variation in the feedwater flow measurement that we had been de-tecting for several days previously. Because of this anom-aly and after some studies, we decided to have a planned plant shutdown. We originally thought that we had a minor anomaly in what we call the flux laminator (Figure 1). We had studied various hypotheses and finally, when we were able to insert an endoscopic video probe into the pipe, we saw that there was a fragment of a tube (Figure 1) that had come loose from a sampling probe, partially

sea la incidencia operativa más desta-cable del año, se debió a una pequeña variación en la medida del caudal de agua de alimentación, que habíamos detectado durante varios días atrás. En base a esa anomalía y después de ciertos estudios, decidimos realizar una parada programada de la planta. Inicialmente, pensábamos que tenía-mos una pequeña anomalía en lo que denominamos el laminador de flujo (Figura 1). Habíamos evaluado dife-

TOMÁS LOZANODirector of COFRENTES NPP


Respecto a los resultados de Protec-ción Radiológica, en el año 2012 he-mos acabado con 334 mSv.p. Esta área es estratégica en Cofrentes y es un área en la que nos hemos propuesto hacer mejoras significativas. En 2012 se han empezado a ver los resultados del trabajo que estamos haciendo. De hecho, en cuanto a resultados, ha su-puesto el mejor registro desde que comenzó a operar la planta y supone una reducción de algo más del 30 % respecto al año anterior (2010, sin re-carga). No obstante, insisto en que este es un objetivo estratégico para Cofrentes porque lo que queremos es estar entre las mejores centrales a nivel mundial.

Respecto a la Seguridad Laboral hemos consolidado unos niveles de accidentabilidad bastante bajos, con un Índice de Frecuencia del 3 %. No hemos tenido accidentes en la plan-tilla de Iberdrola y únicamente cinco accidentes en personal contratado, to-dos ellos de carácter leve, aunque evi-dentemente aquí no cabe otro objetivo que el de 0 accidentes. Es decir, que seguiremos en ello hasta alcanzar ese 0 que estamos buscando.

En el apartado de Sucesos Notifi-cados, durante el año 2012 tuvimos cinco. Todos ellos fueron de escasa significación y clasificados como nivel 0 en la escala INES. Pero merece la pena comentar el quinto, se trató del arranque de nuestro Grupo Diesel pa-ra conexión (GD III) según el diseño previsto por la planta. Cabe comen-tarlo porque viene derivado del triste-mente conocido y devastador incendio ocurrido en el término de Cortes de Pallás que generó ciertas anomalías en las líneas eléctricas. La central se comportó como tenía que comportar-se por diseño y simplemente arrancó el Grupo Diesel por prevención.

En el apartado de WANO, tuvimos el Follow-up del Peer Review en febrero de 2012. Los resultados fueron franca-mente positivos. De las cuatro catego-rías en las que se miden los resultados del Follow-up: A, B, C y D, según las áreas de mejora que procedían del Peer Review del año 2009, se han que-dado todas en categoría A y B, con la excepción de un área de mejora que ha quedado en categoría C y ninguna en categoría D, con lo cual considera-mos los resultados bastante positivos, como recoge la cita literal de la con-clusión final de los expertos en la que básicamente vienen a decir que perci-ben una mejoría en todas las áreas.

PERSPECTIVAS 2013Centrándonos en el presente, lo más importante para el año 2013 en Cofren-tes será la próxima recarga que comen-

rentes hipótesis y, finalmente, cuan-do pudimos introducir una sonda de vídeo endoscopio en la tubería, ob-servamos que teníamos un fragmento de un tubo (Figura 1) que procedía de una sonda de toma de muestras que se había desprendido y que obs-truía parcialmente el laminador de flujo. Detectada la causa raíz, procedi-mos a retirarlo y tras verificar que los caudales volvían a ser los correctos, volvimos a conectarnos a la red sin mayores contratiempos.

En cuanto a Indicadores de Fun-cionamiento, los que contemplamos en Cofrentes están basados en los del OIEA y tienen tres pilares fundamen-tales. Estos tres pilares han acabado en Excelente. Es destacable su evolu-ción interanual, es decir, desde el año 2009, los tres pilares que desarrollan estos indicadores hemos conseguido mantenerlos en la banda de Excelen-te, lo que significa que estamos con-solidando esos resultados, que es el objetivo prioritario que tenemos año tras año.

En la evaluación del SISC, los re-sultados de 2012 nos dicen que todos los indicadores han permanecido en color verde y que ningún hallazgo detectado por la inspección ha sido mayor que verde. Con lo cual pode-mos decir que estamos en “Respuesta del titular” y en condición de plena normalidad desde el punto de vista de seguridad nuclear y protección ra-diológica.

obstructing the flux laminator. Having detected the root cause, we proceeded to remove it and, after verifying that the flow measurements were again correct, we recon-nected the plant to the grid without further difficulties.

As for the Operating Indicators, the ones we use in Cof-rentes are based on the IAEA indicators and have three fundamental components. These three components that comprise the tree in Figure 1 have ended on Excellent. Of note is their interannual evolution, i.e. since 2009 we have succeeded in keeping the three compoments that encompass these indicators in the range of Excellent, which means we are consolidating those results, which is our top priority year after year.

In the evaluation of the SISC, the 2012 results indicate that all the indicators have remained on green and that no finding greater than green has been detected. As a result, our status is in “Owner Response” and fully normal from the perspective of nuclear safety and radiation protection.

With regard to the Radiation Protection results, we have finished 2012 with a figure of 334 mSv.p. This is a strategic area in Cofrentes and one in which we have been implementing significant improvements. In 2012, we are beginning to see the results of the work we are doing. In fact, in terms of results, it has been the best record since the plant started operating, with a reduc-tion of a little over 30% with respect to the previous year (2010 without refueling). However, I repeat that this is a strategic objective for Cofrentes because we want to be among the best plants in the world.

As for Occupational Safety, we have consolidated quite low accident rates, with a Frequency Index of 3%. No one on the Iberdrola staff has had an accident and there were only 5 accidents among contractor personnel, all of them minor, although obviously the only acceptable target here is 0 accidents. In other words, we will carry on with our efforts until we reach the 0 accidents we are aiming for.

During 2012 we had 5 Reportable Events. All of them were of little significance and classified as 0 on the INES scale. However it is worth mentioning the fifth event, which was the startup of our Diesel Generator set for connection (GD III) according to the plant design. This should be mentioned because it was a consequence of the devastating fire that occurred in Cortes del Pallás, which caused certain anomalies in the electric power lines. The plant performed as it was supposed to accord-ing to design, and the diesel generator was started up simply for purposes of prevention.

In February 2012, we had the follow-up of the WANO Peer Review. The results were frankly positive. Of the four categories in which the follow-up results were measured – A, B, C and D, based on the areas for improvement of the 2009 Peer Review – all have ended up in categories A and B, except for one area for improvement which has re-mained in category C (none in category D). Therefore, we consider that the results are quite positive, as indicated by the final conclusion of the experts (quotation shown in, which basically say that they perceive improvement in all the areas.

2013 INTRODUCTIONAs a general conclusion, the team of experts has con-firmed that progress has been made in most of the areas.

The Plant Management has launched a series of ini-tiatives, in particular organizational changes and reviews of processes and procedures, for undertaking the areas for improvement that were identified in the 2009 Peer Review.

�The WANO team of experts thanks all the Cofrentes NPP personnel for their commitment and their support and cooperation during the Follow-Up.

Focusing on the present, the most important thing in 2013 for Cofrentes will be the next refueling, which will begin in late September. In addition to the regular activities of fuel transfer, internals inspection, etc., we will have a heavier workload in nozzle inspection and the integral test carried out every 10 years on the primary


Figura 1/Figure 1.

zará a finales de septiembre y donde, además de las actividades habituales de movimiento de combustible, inspec-ción de internos, etc., tendremos una carga de trabajo mayor en inspección de toberas y en la prueba integral que se hace cada 10 años a la contención primaria, considerada como una acti-vidad especial. También tendremos un conjunto de proyectos especiales como por ejemplo la intervención sobre los transformadores auxiliares, continua-ción del cambio del relleno de las to-rres de refrigeración, la revisión de los tres cuerpos de la turbina (baja y alta presión), así como la inspección de ge-nerador. En general, va a ser una recar-ga de mucho alcance; en este momento estimamos en torno a 13.000 trabajos lo que significa que va a ser una recarga bastante densa y el año que viene ten-dremos oportunidad de ver los resulta-dos de la misma.

Con esto terminamos el balance de resultados del año 2012, que me atre-vería a decir que ha sido un año muy bueno para Cofrentes, y nuestras pre-visiones para la recarga de 2013.

NUEVO PLAN DE GESTIÓN DE CN COFRENTESEste año como tema monográfico voy a explicar el Nuevo Plan de Gestión de CN Cofrentes.

Pero antes de dar las claves de éste, siempre hay que hacer balance del anterior Plan de Gestión, conocer su estructura (ya se presentó hace cuatro años en estas mismas jornadas), valo-rarlo, ver los resultados y, en base a és-tos, definir y desarrollar lo que vamos a hacer en los próximos cinco años.

La estructura que utilizamos en su momento estaba basada en tres ele-mentos fundamentales: actuar sobre las personas, actuar sobre la organi-zación y actuar sobre la instalación. Este Plan nos ha llevado a desarrollar un total de 68 proyectos.

containment, which is considered as a special activity. We will also have a series of special projects, e.g. work on the auxiliary transformers, ongoing work on changing the cooling tower fill material, overhaul of the 3 turbine bodies (high and low pressure) and generator inspection. In general, the refueling will have a broad scope; at this time we estimate around 13,000 jobs, meaning it is go-ing to be a very busy refueling, and next year we will have the opportunity to see the results.

With this I have concluded the summary of results for 2012, which I could safely say has been a very good year for Cofrentes, and of our plans for the 2013 refueling.

NEW COFRENTES NPP MANAGEMENT PLANAs I said at the beginning, the monographic subject I am going to discuss this year is the new Cofrentes NPP Man-agement Plan.

But before deciding on the key points of a new plan, one must always take stock of the previous Management Plan, understand its structure (which was presented 4 years ago in this meeting), assess it, look at the results and, based on these, define and develop what is going to be done in the next 5 years.

The structure that we used back then was based on 3 fundamental courses of action: people, organization and installation. This Plan has involved a total of 68 projects.

Looking at where we were in 2008 and where we are now, the first thing we see is that the plant had spent 4 years with reliability at low levels. In short, I believe we have achieved a significant reduction of Scrams and, as far as reliability is concerned, we have managed to increase the Cofrentes Capacity Factor by an average of 15%, i.e. we are now talking about a biannual average (which is how we measure this factor in Cofrentes, as it has a refueling every 2 years) of around 90% to 92%.

Another very relevant project of the 2008-2012 Man-agement Plan was the one concerning fuel failures. Cofrentes was a plant that recurrently experienced fuel failures. Therefore we implemented a process in keeping with the EPRI methodology and the truth is that, since we included this integrated process in the Management Plan, we have been fuel failure-free since 2007, which undoubtedly has contributed to the reliability factors we have seen before.

Another relevant project is the Operational Collective Dose, which gradually, though slowly, evolving trend in recent years towards its reduction.

Having seen the results of this now concluded Man-agement Plan, we have asked ourselves how Cofrentes should move forward in the next 5 years – from 2013 to 2017 – and have decided to maintain the 3 fundamental courses of action in all the projects: people, organization and installation. However, we have structured or organ-ized them into 7 strategic components, bearing in mind

Mirando dónde estábamos en el año 2008 y dónde estamos ahora, lo primero que se observa es que la cen-tral había pasado cuatro años en los que la fiabilidad había estado en ni-veles bajos. En definitiva, creo que hemos conseguido una importante reducción de SCRAM y, en cuanto a la fiabilidad, hemos conseguido elevar el Factor de Capacidad de Cofrentes un valor medio del 15 %, es decir, nos estamos moviendo ahora en media bianual (que es como lo medimos en Cofrentes al tener recarga cada dos años) alrededor del 90 % o 92 %.

Otro de los proyectos muy relevan-tes del Plan de Gestión 2008-2012 es el relativo a fallos de combustible. Co-frentes era una planta que arrastra-ba, de manera recurrente, fallos de combustible, por lo que pusimos en marcha un proceso siguiendo la meto-dología de EPRI y, la realidad es que, desde que hemos puesto en marcha este proceso integrado en el Plan de Gestión, desde el año 2007, estamos libres de fallos de combustible lo cual, sin duda, contribuye a esos factores de fiabilidad que hemos visto antes.

Otro proyecto relevante es el de Do-sis Colectiva Operacional, que es un objetivo estratégico y que en los últi-mos años tenemos una tendencia, que aunque lenta, nos lleva gradualmente a su reducción.

Vistos los resultados de este Plan de Gestión ya concluido, nos cuestiona-mos qué es lo que tiene que hacer Co-frentes en los próximos cinco años, del 2013 al 2017, y hemos querido mante-ner los tres elementos fundamentales de actuación de todos los proyectos: personas, organización e instalación. Sin embargo, los hemos estructura-do o desarrollado en siete pilares estratégicos teniendo en cuenta las circunstancias y prioridades actua-les. Estos son: excelencia y seguridad operacional, actualización tecnológica


• Como conclusión general el equipo de expertos ha constatado avances en la mayoría de las áreas. / As a general conclusion, the team of experts has confirmed that progress has been made in most of the areas.

• La dirección de la central ha puesto en marcha una serie de iniciativas, en particular cambios organizativos y revisiones de procesos y procedimientos, que permiten abordar las áreas de mejora que fueron identificadas en el Peer Review del año 2009. / The Plant Management has launched a series of initiatives, in particular organizational changes and reviews of processes and procedures, for undertaking the areas for improvement that were identified in the 2009 Peer Review.

• El equipo de expertos de WANO agradece el compromiso de todo el personal de CN Cofrentes y su apoyo y participación durante el Follow-Up. / The WANO team of experts thanks all the Cofrentes NPP personnel for their commitment and their support and cooperation during the Follow-Up.

current circumstances and priorities. These are as follows: operational excellence and safety, technology upgrading and reliability, radiation protection, major emergency man-agement, communication, organizational development and human resources, and continuous evaluation and improve-ment.

The first component has to do with the consolidation of safety and reliability. I believe the previous Plan has been an important stimulus but now we have to keep up the mo-mentum and that is a challenge even more difficult than the previous one. We should not become too complacent, as a colleague said before. To this end, we are going to work on both the processes and the performances. The most sig-nificant processes of a plant are: operation, maintenance, engineering, refueling process and, naturally, risk prevention, reliability and a new project that that is beginning to be de-veloped today – cyber security. We also have to keep working on the expectations of personnel performance; we have a very extensive program in this area and we know that this is a key element for execution of these strategic plans.

The second fundamental component: technology upgrad-ing and reliability. This is an evolution of the previous Plan, in which we knew that we wanted to have a systematic meth-od to evaluate our modernization, to analyze the different scenarios that can arise and to be able to adequately assess risks. We can now say in 2013 that we have this system, that we can use it and that it is logically going to be the systemat-ic basis for making decisions about everything relative to life management and technology upgrading of plant equipment.

The third fundamental component is the collective dose reduction plan. In the area of Radiation Protection, we have made the Management Plan coincide with the new Dose Re-duction Master Plan, which is an integral plan that, in turn, has 5 development bases and whose main goal is to have Cofrentes rank among the best nuclear power plants in terms of operational collective dose within its BWR6 technology.

The next essential component is the management of major emergencies. All the plants are in the same situation, with a large number of actions resulting from the stress tests that have covered all areas. In this respect, we should ask our-selves what our emergency response organization is, because we are talking about a new focus on people and training and on the equipment we receive in the plant and that we have to make work. In other words, we know that in the next 5 years this area is going to be top priority.

Everything I’m talking about is done by people, and therefore we must continue to focus on plans for people. In the specific case of Cofrentes, we are going to have to deal with a very significant generational changeover in the next 5 years, and even in the next 10 years, and whenever there is a generational changeover there is logically a challenge of knowledge transfer as a fundamental concept, through train-ing techniques and of course through organizational improve-ments that need to be implemented.

Another fundamental component is opening the plant up to the outside world, i.e. we want to strengthen our relation-ships with the leading international institutions (INPO, EPRI, BWROG, WANO, etc.). These programs basically focus on this outreach and seeing what others are doing in order to imitate best practices.

With regard to continuous improvement, we must estab-lish improvement programs in our corrective action plan and improve our self-assessment processes.

Finally, the seventh component focuses, as it should do, on the two facets of communication: external communica-tion – because I believe it is essential we reach out and be understood, and that is an undertaking we must continue to intensify with the development of Internet communications, considering the growing importance of the social media – and also internal communication. We want to strengthen our Internal Communication Plan, and here I firmly defend that information, training and communication are essential factors for a committed organization. In other words, if these plans work, the organization makes a commitment and that commitment is necessary to establish the safety culture that we want.



y fiabilidad, protección radiológica, gestión de grandes emergencias, co-municación, desarrollo organizativo y recursos humanos y evaluación y mejora continua.

La primera reflexión nos lleva hacia la consolidación de la seguridad y la fiabilidad. Creo que el Plan ante-rior ha sido un impulso importante pero ahora tenemos que seguir man-teniéndolo y este es un reto incluso más difícil que el anterior. No caer en la complacencia, como decía algún compañero anteriormente. Para ello vamos a trabajar tanto los procesos como los comportamientos. Los proce-sos más significativos de una central son: operarla, mantenerla, ingeniería, proceso de recargas, y por supuesto, prevención de riesgos, fiabilidad, y algún proyecto nuevo que está empe-zando a desarrollarse hoy en día como es el de ciberseguridad. También tene-mos que seguir trabajando sobre las expectativas de comportamiento del personal, tenemos un programa muy amplio en esta área y sabemos que es la clave de la ejecución de estos planes estratégicos.

Segundo pilar fundamental: ac-tualización tecnológica y fiabili-dad. Es una evolución del Plan an-terior, en el que teníamos claro que queríamos tener un método siste-mático para poder evaluar nuestra modernización, para poder analizar los diferentes escenarios que se nos puedan presentar y para poder hacer una valoración de riesgos adecuada. Ahora, en el año 2013, podemos de-cir que este sistema lo tenemos, que lo podemos utilizar y lógicamente esta va a ser la base sistemática para tomar las decisiones de todo lo que sea referente a la gestión de vida y actualización tecnológica de los equipos de planta.

El tercer pilar fundamental es el plan de reducción de dosis colec-tiva. Dentro del Área de Protección Radiológica hemos hecho coincidir el Plan de Gestión con el nuevo Plan Director de Reducción de Dosis que es un plan integral que, a su vez, tie-ne cinco pilares de desarrollo, sien-do el objetivo principal de este Plan, el que Cofrentes pueda estar entre las mejores centrales nucleares en cuanto a dosis operacional colectiva dentro de su tecnología, los BWR6.

El siguiente pilar esencial es el de gestión de grandes emergencias. Todas las centrales estamos en la misma situación, con una gran can-tidad de acciones que derivan de las pruebas de resistencia que abarcan todos los ámbitos. En este sentido cabe preguntarse cuál es nuestra or-ganización de respuesta ante emer-

gencias, pues estamos hablando de un nuevo enfoque en las personas, de formación, de equipos que nos llegan a planta y que debemos hacer-los funcionar. Es decir, sabemos que en los próximos cinco años ésta va a ser un área de atención prioritaria.

Todo lo que estoy planteando lo hacen las personas y, por lo tan-to, tenemos que seguir centrados en planes para las personas. En el caso concreto de Cofrentes, en los próximos cinco años, e incluso en los próximos 10 años, tendremos que abordar un relevo generacional muy significativo y, donde hay un relevo generacional, lógicamente existe el reto de la transferencia del conoci-miento como concepto fundamen-tal, a través de todas las técnicas de formación y, por supuesto, a través de las mejoras organizativas que sea necesario implementar.

Otro pilar fundamental es la aper-tura al exterior de la central, es de-cir, queremos seguir intensificando nuestras relaciones con las princi-pales instituciones internacionales (INPO, EPRI, BWROG, WANO, etc.). Estos programas van básicamente enfocados a esa apertura y a ver qué están haciendo otros para poder imi-tar las mejores prácticas.

Respecto a la mejora continua, te-nemos que establecer programas de mejora de nuestro plan de acciones correctivas y mejorar nuestros pro-cesos de autoevaluaciones.

Por último, el séptimo pilar está dedicado, como no puede ser de otro modo, a la comunicación en sus dos vertientes: la externa porque creo que es fundamental que salgamos al exterior y que se nos entienda, y esa es una labor que tendremos que seguir intensificando con el nuevo desarrollo de comunicaciones por Internet, dándole la importancia cre-ciente que hoy en día tienen las redes sociales. Y también, la comunicación interna. Queremos intensificar nues-tro Plan de Comunicación Interna y, en esto, yo soy un firme defensor de que la información, la formación y la comunicación interna son factores fundamentales para conseguir orga-nizaciones comprometidas. Es decir, si estos planes funcionan, la organi-zación se compromete, y el compro-miso es necesario para establecer la cultura de seguridad que queremos.

Quería aprovechar ahora que ha-blo de organizaciones comprometi-das para citar a Garoña como ejem-plo de organización comprometida. Lo han hecho muy bien y, en las circunstancias difíciles que están atravesando, creo que son un ejem-plo de buena comunicación interna

y externa. No es una cuestión de suerte, es consecuencia de muchos factores y de mucho trabajo durante muchos años.

Por último, dar las gracias a todas las empresas que están aquí represen-

tadas, como todos los años, porque los resultados del Plan de Gestión de Co-frentes que os he presentado son, sin duda, fruto del esfuerzo del personal de Iberdrola y de las empresas colabo-radoras que trabajáis con nosotros.


Now that I am talking about committed organizations, I would like to cite Garoña as an example of a committed or-ganization. They have done a very good job and, under the difficult circumstances they are experiencing, I believe they are a good example of effective internal and external com-munication. It is not a matter of luck, but rather the result of many factors and a lot of hard work over many years.

Finally, I would like to thank all the companies represented here, just as every year, because the results of the Cofrentes Management Plan I have presented to you are undoubtedly the fruit of the efforts of the Iberdrola staff and the person-nel of the collaborating companies that work with us.

MIGUEL ÁNGEL CORTÉS

Director de CN SANTA Mª DE GAROÑA

MIGUEL ÁNGEL CORTÉSDirector of SANTA MARÍA DE GAROÑA NPPINFORMACIÓN AÑO 2012

En primer lugar quiero agradecer, en nombre de todo el equipo de Nu-clenor, las sinceras muestras de apo-yo recibidas a lo largo de la jornada. Realmente vuestro apoyo nos ayuda a mantener el equilibrio entre la emo-ción y la razón; que en estos momen-tos de incertidumbre resulta difícil.

Operación FiableLa operación de la central se ha ca-racterizado durante el año 2012 por la estabilidad en la producción de ener-gía eléctrica. Se puede decir que el único incidente operativo ocurrió en marzo, una parada automática del reactor ocasionada por el cierre de las válvulas de vapor principal como respuesta a una maniobra inadecuada que se estaba realizando en la turbina dentro del programa de bajada de car-ga para el ajuste del modelo de barras de control.

En el mes de diciembre se tomó la decisión de parada de la central y la descarga del combustible a la pisci-na como consecuencia de la nueva Ley de Fiscalidad Energética que hace económicamente inviable la operación de la central. Desde el 16 de diciembre se encuentra la central parada.

Quisiera señalar que de haber con-tinuado en el mismo nivel de produc-ción durante la última quincena de diciembre hubiéramos alcanzado la mayor producción de energía eléctri-ca anual, así como el mejor factor de carga en la historia de Santa María de Garoña. Finalmente, la producción durante 2012 fue de 3.879,7 GWh con un factor de carga del 94,78 %.

Los datos de producción de un año pueden representar una visión par-cial de la realidad, por lo que conocer la evolución histórica del indicador de factor de carga durante los cinco últimos años resulte más representa-tivo. De nuevo podemos decir que la estabilidad es la característica predo-minante, alcanzando siempre factores de carga entorno al 91 % - 94 % y su-perando en todos los años las medias de WANO USA.

Operación SeguraAdemás de la operación fiable, en la misión de Nuclenor se contempla la operación segura, para evaluar es-ta característica consideramos los si-guientes indicadores:– Dosis colectiva - CRE WANO 24

meses: en el periodo del 2008 al 2012 los valores anuales del indicador de dosis colectiva de Santa María de Garoña han sido notablemente in-feriores a la media de las centrales de WANO USA, situándose durante varios años dentro del mejor cuartil.

– Accidentabilidad laboral- ISA WA-NO 200.000 h: hay evolución favora-ble de este indicador, alcanzando el valor de “0” en los años 2011 y 2012. Es una realidad reseñable que no haya sucedido ningún accidente con baja durante los cuatro últimos años entre el personal de Nuclenor y en los dos últimos años entre el perso-nal de empresas colaboradoras.

– Resultados supervisión por el CSN (SISC): los indicadores más objeti-vos de la evaluación externa de la central son los asociados al Sistema Integrado de Supervisión de Centra-les (SISC): hallazgos, sucesos notifi-cables e indicadores.La central nuclear de Santa María

de Garoña se ha mantenido de forma estable en número y siempre con la cualificación de todos ellos en verde desde el inicio de aplicación del SISC en el año 2007.

PRINCIPALES ACONTECIMIENTOS AÑO 20122012 ha sido un año muy intenso, que comenzamos con una noticia muy es-

2012 INFORMATIONFirst of all, on behalf of the entire Nuclenor staff, I would like to thank you for the sincere shows of support received throughout this meeting. Your support really helps us to strike a balance between emotion and reason, which at this time of uncertainty is very hard to do.

Reliable OperationThe operation of the plant has been characterized in 2012 by stable electric power production. The only operating incident occurred in March, when an automatic reactor scram was caused by the seal of the main steam valves in response to an inappropriate maneuver being carried out in the turbine during the power-down program to adjust the control rod model.

In the month of December, the decision was made to shut down the plant and unload the fuel to the fuel pool as a result of the new Energy Tax Law that makes plant operation economically unviable. The plant has been shut down since December 16.

I would like to point out that if production had contin-ued at the same level during the last half of December, we would have set a record for annual electric energy production and achieved the best load factor in the history of Santa Maria de Garoña. In the end, production during 2012 was 3,879.7 GWh and the load factor 94.78%.

The production data from one year really only represent a partial view of reality, whereas knowing the historical evolution of the load factor indicator during the last 5 years is more representative. Again we can say that sta-bility has been the prevailing feature, as we have always obtained load factors of around 91% - 94% and every year exceeded the WANO USA averages.

Safe operationIn addition to reliable operation, the Nuclenor mission contemplates safe operation. To evaluate this characteris-tic, we consider the following indicators:– Collective Dose - CRE WANO 24 months: during the pe-

riod from 2008 to 2012, the annual values of the Santa María de Garoña collective dose indicator have been significantly lower than the average of the WANO USA plants, having been among those in the best quartile for several years.

– Industrial accident rate - ISA WANO 200,000 h: the trends graphic shows the favorable evolution of this indicator, having achieved a value of “0” in 2011 and 2012. It is a noteworthy fact that no accident with sick leave has occurred in the last four years among Nucle-nor personnel and in the last two years among person-nel of the collaborating companies.

– CSN oversight results (SISC): the most objective indica-tors of the external audit of the plant are those associat-ed with the Integrated Plant Supervision System (SISC): Findings, Reportable Events and Indicators.Santa María de Garoña nuclear power plant has re-

perada e ilusionante, el 19 de enero el Minetur realizó una petición formal de información sobre la continuidad de CN Santa Mª de Garoña.

La respuesta del CSN fue rápida, y el 17 de febrero emite de nuevo un dictamen favorable a la continuidad, estableciendo las condiciones de ope-ración hasta el 2019.

En este mismo mes se reanudaron los principales proyectos asociados a las condiciones requeridas por el CSN para la continuidad. Estos proyectos por su complejidad y plazo de ejecu-ción representan el camino crítico del proceso de continuidad.

El 3 de julio se abrió la vía legal para solicitar la renovación del permiso de explotación de Santa María de Garoña, al publicarse oficialmente la modifica-ción de la Orden Ministerial que fijaba el 6 de julio de 2013 el cese de la explo-tación.

En ese mismo mes aparecieron los primeros borradores de una nueva Ley de Fiscabilidad Energética, represen-tando una amenaza que se fue conso-lidando y determinó la incertidumbre en la viabilidad económica de la cen-tral nuclear de Santa María de Garoña. Como respuesta a esta situación, el 5 de septiembre Nuclenor pide una am-pliación de plazo para solicitar la reno-vación y no presenta la solicitud.

El 12 de septiembre el CSN, consi-derando el plazo de tiempo necesa-rio para evaluar los DOE de parada, requiere a Nuclenor que presente la documentación oficial asociada al ce-se de la explotación.

En octubre, como todos sabéis, se produce un relevo en la Dirección de Nuclenor. Nuestro presidente, Javier de Pinedo y nuestro director general, Martín Regaño, que con su dedica-ción y liderazgo han marcado el estilo de Nuclenor en una época difícil, deciden iniciar una nueva etapa en su vida.

El 5 de noviembre, Nuclenor pre-senta al CSN la documentación oficial para el escenario de cese de la explo-tación.

Cuando parecía que nada peor podía suceder, llega el mes de diciembre y los acontecimientos se desarrollan a una velocidad inusual en el mundo nuclear.

La aprobación de la ley por el Sena-do incorporando la interpretación so-bre la retroactividad de los impuestos lleva al Consejo de Nuclenor, en un ejercicio de responsabilidad, a anti-cipar el cese de la actividad. El 16 de diciembre se para la central y se des-carga el combustible del reactor en la piscina de combustible gastado.

El 28 de diciembre, una vez aproba-da y publicada la Ley en el BOE, Nu-clenor comunica oficialmente al Mine-

tur y al CSN la decisión de proceder al cese definitivo de la explotación.

PROCESO DE ADAPTACIÓN. ACTIVIDADES Y PROYECTOSLas consecuencias prácticas de los acontecimientos descritos se muestran claramente en las actividades y pro-yectos que actualmente tenemos en curso, y que se centran en prepararnos para el nuevo escenario de cese de la explotación.

El proyecto de gestión del combus-tible gastado es el más importante y contempla las siguientes actividades:– Fabricación de contenedores. Caracte-

rización del combustible gastado.– Modificación de la grúa de la planta

de recarga para adaptarla al movi-miento de contenedores.

– Diseño y construcción de un Almace-namiento Temporal Interno de com-bustible gastado.El objetivo es poder cargar el primer

contenedor con combustible gastado al final del primer semestre de 2015.

Por otra parte será necesario modi-ficar la configuración de la planta pre-parándola para el desmantelamiento, incluidos los proyectos de acondiciona-miento de los residuos operaciona-les.

Hay que resaltar que hasta el 6 de julio de 2013 permanecen vigentes los requisitos y documentación oficial de explotación asociados a la operación normal de la central; siendo a partir de dicha fecha cuando entrarán en vigor los nuevos documentos oficiales de parada, que actualmente están en evaluación por el CSN.

PROCESO DE ADAPTACIÓN. ORGANIZACIÓNAdemás del proceso de adaptación de instalaciones y equipos no pode-mos olvidar que también es necesario adaptar la organización al nuevo esce-nario de cese de la explotación.

El primer paso ha sido el diseño del plan de futuro profesional de la plantilla:– Definición de la nueva organización,

recogida en el Reglamento de Fun-cionamiento de Parada, presentado en noviembre al CSN.

– Determinar el número y la capacita-ción de las personas que continua-rán operado en la central.

– Gestionar todo este proceso de acuerdo con nuestros compromisos recogidos en convenio. Hemos cons-tituido la comisión mixta (formada por la representación social y de la dirección de la empresa) como he-rramienta de gestión para alcanzar un acuerdo laboral.En este escenario es de vital im-

mained stable in terms of number of findings and always with the qualification of all indicators on green from the time the SICS was first implemented in 2007.

MAIN EVENTS IN 20122012 has been a very intense year that began with long-awaited, exciting news: on January 19, MINETUR issued a formal petition for information on the continuity of SMG.

The CSN responded quickly and, on February 17, reis-sued an opinion in favor of continuity, establishing the operating conditions until 2019.

That same month, the main projects associated with the conditions required by the CSN for continuity were resumed. These projects, because of their complexity and execution time, represent the critical path of the continu-ity process.

On July 3, the legal channels for applying for the Santa María de Garoña operating license renewal were opened up by official publication of the modification of the Min-isterial Order that had specified July 6, 2013 as the date operation was to cease.

The early drafts of a new Energy Tax Law were released that same month. This represented a threat that gradually consolidated and determined the uncertainty about the economic viability of the Santa María de Garoña nuclear power plant. In response to this situation, on September 5 Nuclenor requested an extension of the deadline for ap-plying for renewal and did not submit the application.

On September 12, the CSN, considering the time re-quired to evaluate the DOEs (official operating documents for shutdown), required Nuclenor to submit the official documentation associated with cessation of operation.

In October, as you all know, there was a change of management in Nuclenor. Our President, Javier de Pine-do, and our General Director, Martín Regaño, who had de-fined a leadership style in Nuclenor during difficult times, decided to embark on a new phase of their lives.

On November 5, Nuclenor submitted to the CSN the official documentation for the scenario of ceasing opera-tion.

When it seemed that nothing worse could happen, the month of December arrived and events took place at an unusual speed for the nuclear world.

Because of the law passed by the Senate upholding the interpretation of tax retroactivity, the Board of Nuclenor, in an exercise of responsibility, decided to anticipate the cessation of operation. On December 16, the plant was shut down and the fuel unloaded from the reactor to the spent fuel pool.

On December 28, once the Law was approved and published in the BOE, Nuclenor officially advised MI-NETUR and the CSN of its decision to proceed with de-finitive cessation of operation.

ADAPTATION PROCESS: ACTIVITIES AND PROJECTSThe practical consequences of the events described above are obvious in the activities and projects we cur-rently have under way and which focus on preparations for the new scenario of ceasing operation.

The spent fuel management project is the most impor-tant one and includes the following activities:– Cask manufacture. Spent fuel characterization.– Modification of the refueling plant crane to adapt it to

cask movements.– Design and construction of an Internal Temporary Stor-

age for spent fuel.The goal is to be able to load the first cask with spent

fuel at the end of the first quarter of 2015.On the other hand, it will be necessary to modify the

plant configuration to prepare it for dismantling, including the operational waste treatment projects.

Of note is the fact that the official operating documen-tation and requirements associated with normal plant op-eration remain in force until July 6, 2013; it is after that



portancia desarrollar un programa de comunicación interna muy fluida con toda la plantilla, fomentando las reuniones de la dirección con todo el personal así como las reuniones se-manales con cada uno de los grupos y secciones de la organización para que se trasmita verticalmente la informa-ción a través de la línea jerárquica.

Los mensajes que se transmiten sis-temáticamente en estas reuniones se basan en el objetivo de mantenerse concentrados en las tareas diarias pa-ra garantizar la operación segura de la planta; favoreciendo la reflexión realista y con sentido práctico sobre el escenario actual de incertidumbre que supone tener la central parada en espera del cese definitivo de la explo-tación.

No podemos olvidar a nuestras empresas colaboradoras, para las que hemos preparado un proceso de adap-tación progresivo al nuevo escenario, reforzando igualmente el proceso de comunicación con sus gerentes y sus trabajadores.

CONCLUSIONESEn el cuadro adjunto se resumen las conclusiones de esta primera parte de la presentación.

CÓMO UNA ORGANIZACIÓN RESPONDE ANTE ENTORNOS DESFAVORABLESEs posible que el título sorprenda un poco en el contexto técnico de las pre-sentaciones habituales, pero realmen-te hace honor a la denominación de

Jornadas de Experiencias Operativas; estoy seguro de que no son necesarias muchas explicaciones para convencer de que en Nuclenor hemos vivido in-tensamente entornos desfavorables en los últimos cuatro años. Me gustaría reflexionar sobre estas experiencias, en las que nos hemos enfrentado a situa-ciones difíciles, no previstas y que he-mos ido haciendo frente con resultados satisfactorios.

La presentación analiza las bases en las que se ha apoyado la organización, las herramientas utilizadas y los re-sultados obtenidos, extrayendo las lec-ciones aprendidas más significativas que pudieran ser de utilidad a otras organizaciones sometidas a escenarios cambiantes similares.

ANTECEDENTESQuiero resaltar algunos de los aconte-cimientos que consideramos más tras-cendentes:– En 2008 estábamos concentrados y

muy ilusionados con nuestro pro-yecto de continuidad. Totalmente volcados en implementar los pro-yectos que habíamos comprometido con el CSN, éramos conscientes de que al ser los primeros en intentarlo nos podíamos encontrar con muchas sorpresas y no queríamos dejar nada a la suerte.

– En junio de 2009, la satisfacción al recibir el dictamen favorable del CSN a la renovación por 10 años, fue inmensa; pero no lo pudimos celebrar, fue un mes tenso en espera de la decisión final del Ministerio,

date when the new official shutdown documents, which are currently being evaluated by the CSN, will take effect.

ADAPTATION PROCESS: ORGANIZATION

In addition to the process of adapting facilities and equip-ment, we must not forget that the organization also has to be adapted to the new scenario of ceasing operation.

The first step has been the design of the plan for the staff’s professional future:

– Definition of the new organization, set forth in the Shut-down Functional Regulation submitted in November to the CSN.

– Determination of the number and qualification of the people that will continue working in the plant.

– Management of this entire process in accordance with new agreed commitments. We have set up the joint committee (formed by the company worker and man-agement representation) as a management tool for reaching a labor agreement.In this scenario, it is of vital importance to develop a

very fluid internal communication program with the entire staff, promoting meetings of the management with all the personnel and weekly meetings with each of the organiza-tion’s groups and sections, in order to vertically transmit information across hierarchical lines.

The messages that are systematically conveyed in these meetings are based on the goal of keeping focused on the daily tasks in order to guarantee safe plant op-eration and to encourage a realistic, practical attitude towards the current scenario of uncertainty created by having the plant shut down while waiting for definitive cessation of operation.

We must not forget our collaborating companies, for which we have prepared a process of progressive adapta-tion to the new scenario and also reinforced the process of communication with their managers and workers.

CONCLUSIONSThe atthached table summarizes the conclusions of this first part of my presentation.

HOW AN ORGANIZATION RESPONDS TO ADVERSE EVENTSMaybe the title sounds a bit surprising in the technical context of a normal presentation, but it really does honor to the name of Operating Experiences Meeting. I am sure that not many explanations will be needed to convince you that in Nuclenor we have experienced many adverse events in the last four years. I would like to comment on these experiences, in which we have faced difficult, unforeseen situations that we have tried to overcome with satisfactory results.

The presentation analyzes the foundations on which the organization has been supported, the tools used and the results obtained, explaining the most significant les-sons learned that could be of use to other organizations experiencing similar changing scenarios.

BACKGROUNDFollowing are some of the events that we consider to be the most important:

– In 2008, we were focusing on and very excited about our continuity project. Totally involved in implementing the projects we had agreed on with the CSN, we were aware that, since we were the first ones to attempt it, we could encounter many surprises and we did not want to leave anything to luck.

– In June 2009, we were very satisfied on receiving the favorable decision of the CSN for the 10-year renewal, but we were not able to celebrate; it was a stressful month waiting for the final decision of the Ministry, which one month later issued a Ministerial Order to

CONCLUSIONES / CONCLUSIONS• SITUACIÓN OPERATIVA / OPERATING SITUATION

- El estado de la planta es excelente. Los resultados de los últimos años lo refrendan / The condition of the plant is excellent. The results of the last few years endorse this.

• SITUACIÓN REGULATORIA / REGULATORY SITUATION- Combustible en piscina. Aplicando los Docuentos Oficiales de Explotación (DOE) vigentes.

/ Fuel in pool. Applying the current Official Operating Documents (DOEs).- Evaluación de los DOE de parada. /The DOEs for shutdown are being evaluated.

• SITUACIÓN ORGANIZATIVA / ORGANIZATIONAL SITUATION- La plantilla, a pesar de la incertidumbre, sigue manteniendo la concentración en sus

tareas y muestra una actitud ejemplar, llena de compromiso y profesionalidad. / In spite of the uncertainty, the staff continues to focus on its work and show an exemplary attitude, full of commitment and professionalism.

- Tenemos definidas las prioridades para la nueva etapa. /We have defined the priorities for the new stage.

- Tenemos identificadas las principales actividades, los proyectos a realizar y los plazos asociados. /We have identified the main activities and projects to be carried out and the associated timeframes.

- Estamos avanzando en el proceso de adaptación de la organización según lo previsto. /We are making progress in the organizational adaptation process, as scheduled.

ESTAMOS CONSOLIDANDO UN PROCESO DE TRANSICIÓN PROGRESIVA Y ORDENADA. /WE ARE CONSOLIDATING A PROGRESSIVE, ORDERLY TRANSITION PROCESS


que un mes después estableció con una Orden Ministerial el cese de la explotación de Santa María de Ga-roña, en julio de 2013. Supuso el pri-mer gran revés para la organización y las personas de Nuclenor.

– La respuesta no se hizo esperar y a pesar de que en las circunstan-cias que nos rodeaban por aquellas fechas y que pudiera considerarse como una locura, Nuclenor, apoya-do por sus empresas propietarias, se marco como objetivo mantener la instalación actualizada y mantener en el mejor nivel las capacidades or-ganizativas. Al mismo tiempo cum-plíamos escrupulosamente con las condiciones de cese, obligándonos incluso a modificar nuestra planifi-cación de paradas y realizar el ajus-te de los ciclos correspondientes.

– Poco a poco el proyecto fue tenien-do cada vez más credibilidad y em-pezaron a crecer las esperanzas de que podríamos tener una oportu-nidad, pero la realidad volvió a gol-pearnos el 11 de marzo de 2011 con el accidente de Fukushima, en plena celebración de nuestro 40º aniversa-rio.

– Parecía el golpe definitivo, nadie lo podía imaginar. La respuesta tampoco fue la más previsible, nos pusimos a trabajar en las pruebas de resistencia como cualquier otra central.

– La amenaza del cese de la explo-tación cada vez se encontraba más cerca y resultaba más difícil man-tener la “bipolaridad” en las acti-vidades diarias. Por fin una buena noticia, el 17 de febrero de 2012 el CSN dictamina que no existe nin-gún impedimento para la renova-ción del permiso de explotación de Nuclenor. De nuevo el entusiasmo y alegría, que se refuerza el 3 de julio con la revocación parcial de la OM que nos permitiría presentar de nuevo la solicitud de renovación.

– Otra vez la realidad nos supera, de-bido a los borradores de la nueva ley de fiscalidad energética con la amenaza de la inviabilidad econó-mica hace que el 5 de septiembre Nu-clenor pida ampliación de plazo y no presente la solicitud de renova-ción.

– Las peores previsiones se cumplen e incluso se superan con la publica-ción definitiva, el 28 de diciembre de 2012, de la nueva Ley de Fiscali-dad Energética. Desde 16 de diciem-bre se encuentra la central parada y el mismo 28 de diciembre Nuclenor comunica oficialmente al MINETUR y al CSN la decisión de proceder al cese definitivo de la explotación.

BASES DE FUNCIONAMIENTO DE LA ORGANIZACIÓNPara entender la respuesta de Nucle-nor a estos acontecimientos es impor-tante conocer co-mo funciona su Or-ganización.• Su Cultura Histórica: las diferentes

y numerosas evaluaciones externas independientes han resaltado en sus informes finales estas caracte-rísticas:– Sentido de la propiedad.– Proactividad.– Visión a largo plazo.– Búsqueda de la excelencia.

• Los Valores reconocidos y visibles en la organización: desde los prin-cipios del “Pro-yecto de Empresa”, que posteriormente se ha convertido en los Planes de Actuación a largo Plazo, en Nuclenor se han marcado las formas de trabajar, no sólo es importante conseguir los objetivos también como se consiguen:– Compromiso.– Trabajo en equipo.– Profesionalidad, rigor.– Credibilidad.

• Su Capacidad de adaptación a los nuevos escenarios: como una conse-cuencia de los características ante-riores se puede decir que Nuclenor es una organización con una im-portante capacidad para la adap-tación a nuevos escenarios por su flexibilidad y voluntad de aprender de los mejores.

HERRAMIENTAS PARA LA GESTIÓN DEL CAMBIOUna vez comentado de donde veni-mos, trataré de explicar que herra-mientas hemos utilizado para gestio-nar este continuo proceso de cambios.• Planificación flexible:

Sin olvidar nunca nuestro objetivo a largo plazo, hemos fomentado la:

– Toma de decisiones dinámica: so-mos una empresa pequeña, nos movemos con agilidad y decisio-nes rápidas.

– Priorización de actividades: reco-nocemos que no podemos llegar a todo si queremos hacerlo bien.

– Equipos de trabajo por proyectos: intentamos no ir todos a todo.

• Refuerzo en comunicación:En segundo lugar y no menos im-

portante es el refuerzo sistemático de la comunicación interna y externa, buscando:– Credibilidad y confianza: razonan-

do y explicando nuestras decisiones y planes.

– Compromiso del personal con los nuevos objetivos: unificando en un único objetivo el “compromiso”, va-

cease operation of Santa María de Garoña in July 2013. It was the first major setback for the organiza-tion and the Nuclenor staff.

– The response was not long in coming and, in spite of our circumstances at the time that could be considered as insane, Nuclenor, with the support of its owner compa-nies, decided to keep the facility upgraded and maintain the organizational capabilities at the very best level. At the same time, we scrupulously observed the cessation conditions, which even required us to modify our outage planning and adjust the corresponding cycles.

– Little by little the project became increasingly credible and our hopes that we would have another opportunity began to grow, but reality once again hit us on March 11, 2011 in the form of the Fukushima accident when we were celebrating our 40th anniversary.

– It seemed to be the definitive blow; no one could have imagined it. The response was also not the most pre-dictable one; we started working on the stress tests just like any other plant.

– The threat that operation would cease was increas-ingly imminent and it kept getting harder to maintain “bipolarity” in daily activities. Finally some good news: on February 17, 2012, the CSN ruled that there was no impediment to renewing the Nuclenor operating license. Again enthusiasm and happiness reigned, and this only increased on July 3 with the partial revocation of the Ministerial Order that would allow us to resubmit the renewal application.

– Reality once again got the best of us; because of the new draft bill on energy taxation and the threat of economic unfeasibility, on September 5 Nuclenor re-quested an extension of the deadline for applying for renewal and did not submit the application.

– Our worst expectations had come true and had even been exceeded with the final publication on December 28, 2012 of the new Energy Tax Law. The plant has been shut down since December 16, and on December 28 Nuclenor officially notified MINETUR and the CSN about its decision to proceed with definitive cessation of operation.

OPERATING BASES OF THE ORGANIZATIONTo understand Nuclenor’s response to these events, it is important to know how its organization works.• Its Historical Culture: numerous independent external

audits have stressed the importance of the following features in their final reports:– Sense of ownership.– Pro-activity.– Long-term vision.– Search for excellence.

• Recognized values visible in the organization: since the principles of the “Corporate Project”, which has subse-quently been converted into Long-Term Action Plans, Nuclenor has defined how to work; achieving goals is not the only important thing, but also how they are achieved:– Commitment.– Teamwork.– Professionalism, rigor.– Credibility.

• Ability to adapt to new scenarios: as a result of the above, we can safely say that Nuclenor is an organi-zation with a good ability to adapt to new scenarios thanks to its flexibility and willingness to learn from the best.

TOOLS FOR CHANGE MANAGEMENTNow that I have commented on where we have come from, I will try to explain the tools we have used to man-age this continuous change process.• Flexible planning:

Without ever forgetting our long-term goal, we have encouraged:



– Dynamic decision making: we are a small company and we operate with speed and rapid decision making.

– Activity prioritization: we acknowledge that we cannot do everything if we want to do it well.

– Work teams by project: we try not to all go for every-thing.

• Reinforcing communications:Secondly and no less important is the systematic

reinforcement of internal and external communication, seeking:– Credibility and trust: thinking through and explaining

our decisions and plans.– Commitment of the personnel to the new objectives:

unifying in a single goal the “commitment”, a recog-nized value of all personnel.

– Proximity to institutions and to society: the messages they receive are not always objective and on occasion they are difficult to corroborate.

– Implication with the surroundings: sharing their con-cerns.

• Change management training:Perhaps this is the tool that makes the others function

as a whole and in turn the one with which we have less experience and knowledge, as it fundamentally involves training technicians. It is necessary to learn from the experts to:– Adapt and readapt in difficult scenarios: the scenarios

are increasingly more difficult and change more quick-ly.

– Encourage proximity and motivation: succeed in mov-ing people in the right direction.

– Focus on attention to and the value of people: the most important element, on which the whole organiza-tion depends.

– The team as a cohesive, driving force: everyone’s par-ticipation adds value to personal performance.

– Set exciting goals: visualize the common objective; if I see it, I can believe it and do it.

EVALUATION OF RESULTSWhat have we achieved over the years and with our tools in the face of this series of adverse scenarios?

• A plant in technical and organizational conditions for long-term operation.I think I have made this clear in the first part of the

presentation, so I will not repeat myself.

• External image of a credible, reliable company.We obtained public acceptance of the operating license

renewal in 2009. The effort to convey objective informa-tion and the mobilizations with the support of the whole nuclear world had the success it deserved.

Nuclenor has kept its status as an industrial reference both in the nuclear world and the industrial setting of our community.

• Enthusiasm and motivation: positive atmosphere.There is a sense of pride of belonging to the Nuclenor

team. Enthusiasm and motivation encourage us to keep seeking excellence at work and in human performance.

“WE HAVE NEVER GIVEN UP”

LESSONS LEARNEDFinally, to summarize, I will discuss the lessons learned during this long road traveled by Nuclenor, without mean-ing to imply that they be considered as rules or magical formulas that will serve to solve similar problems today.

It is simply our experience; we have faced really dif-ficult situations, on many occasions without previous experience that served as reference, and these are the practical lessons we have learned that have helped us all.

We have wanted to share them with you and, if at some point they can be useful to you, this presentation will have been worthwhile. In any event, your attention is suf-ficient justification to be here.

lor reconocido de todo el personal.– Proximidad a las instituciones y a

la sociedad: no siempre los mensa-jes que reciben son objetivos y en ocasiones les resulta difícil contras-tarlos.

– Implicación en el entorno: partici-pando en sus inquietudes.

• Entrenamiento en gestión del cam-bio:Tal vez sea la herramienta que hace

las otras funcionen integradas (como un todo, redondas) y a la vez la que menos conocimiento y experiencia tengamos al ser fundamentalmente técnicos de formación. Es necesario aprender de los expertos para:– Adaptarse y readaptarse en los es-

cenarios difíciles: cada vez los esce-narios son más difíciles y cambian más rápidos.

– Fomentar la proximidad y motiva-ción: conseguir mover a las perso-nas en la dirección adecuada.

– Centrarse en la atención y puesta en valor de las personas: el elemento más importante, del que depende toda la organización.

– El equipo como fuerza impulsora y de cohesión: la participación de to-dos añade valor a la actuación per-sonal.

– Generar metas ilusionantes: visuali-zar el objetivo común, si lo veo creo y puedo.

EVALUACIÓN DE RESULTADOS¿Que hemos conseguido en estos años con nuestra historia y nuestras herra-mientas frente a este cúmulo de esce-narios desfavorables?.• Central en condiciones técnicas y

organizativas para operar a largo plazo.Creo que ha quedado claro en la

primera parte de la presentación por lo que no me voy a repetir.

• Imagen de empresa creíble y fiable en el exterior.Alcanzamos la aceptación públi-

ca de la renovación del permiso de funcionamiento en 2009. El esfuerzo por trasmitir información objetiva y las movilizaciones con el apoyo del todo el mundo nuclear tuvo el éxito merecido.

Nuclenor se ha mantenido como un referente industrial tanto en el mundo nuclear como en el entorno industrial de nuestra comunidad.• Ilusión y motivación. Ambiente po-

sitivo.Se ha desarrollado un sentimiento

de Orgullo de pertenencia al equipo de Nuclenor.

La ilusión y motivación nos anima a seguir buscando la excelencia en el trabajo y en el comportamiento hu-mano.

“NUNCA HEMOS TIRADO LA TOALLA”

LECCIONES APRENDIDASPor último y haciendo un esfuerzo de síntesis, presentaré las lecciones aprendidas durante todo este periplo recorrido por Nuclenor, sin ánimo de puedan considerarse como reglas ó re-cetas mágicas que sirven para resolver los problemas similares de hoy en día.

Simplemente es nuestra experien-cia, realmente nos hemos enfrentado a situaciones difíciles, en muchas oca-siones sin experiencia previas que nos sirvieran de referencia, y estas son las lecciones prácticas que a nosotros nos han servido.

Hemos querido haceros participes de ellas, y si en alguna ocasión os pue-den ser útiles habrá sido provechosa esta presentación. En cualquier caso, vuestra atención es suficiente justifi-cación para estar aquí.

• COHERENCIA Y COMPROMISO / CONSISTENCY AND COMMITMENT Definiendo claramente los objetivos y siendo fieles a nuestros valores / Clearly defining the objectives and being true to our values.

• FLEXIBILIDAD Y RIGOR / FLEXIBILITY AND RIGOR Planificando a largo plazo. Adaptación dinámica de los entornos cambiantes / Long-term

planning. Dynamic adaptation to changing environments.• PROFESIONALIDAD E INICIATIVA / PROFESSIONALISM AND INITIATIVE Aprendiendo de las mejores prácticas / Learning from the best practices.• CREDIBILIDAD Y CONFIANZA / CREDIBILITY AND TRUST Reforzando significativamente la comunicación interna y externa y actuando desde la

transparencia / Significantly reinforcing internal and external communications and acting with transparency.

• MOTIVACIÓN / MOTIVATION Reconociendo los esfuerzos realizados y los logros conseguidos poniendo en valor el

trabajo de cada profesional/ Recognizing the efforts made and the accomplishments achieved acknowledging the value of each professional’s work.


ACTIVIDADES AÑO 2012Lo más destacable del año 2012 fue la escasa indisponibilidad no progra-mada registrada en CN Almaraz, un 0,11 % entra ambas unidades (0,00 % la Unidad I y 0,23 % la Unidad II).

Ambas unidades tuvieron paradas de recarga de combustible y mante-nimiento en las que se acometieron importantes proyectos, entre otros los derivados de mejoras en respuesta al suceso de Fukushima.

Se generaron 15.627 millones de kWh, con lo que, entre ambas unida-des, a origen acumulan un total de 431.390 millones de kWh (218.009 la Unidad I y 213.381 la Unidad II), con un factor de disponibilidad en el año entorno al 87 % (85,88 % la Unidad I y 88,12 % la Unidad II). El factor de ope-ración fue del 84,30 % en la Unidad I y 88,00 % en la Unidad II.

Con fechas 13 de junio para la Uni-dad II y 25 de octubre para la Unidad



SESIÓN 3 / 3th SESSION

De izquierda a derecha / from left to right:José Mª Bernaldo de Quirós, Julio Blanco y Aquilino Rodríguez.

JOSÉ Mª BERLANDO DE QUIRÓS

Director de CN ALMARAZ

ACTIVITIES IN 2012The most noteworthy thing in 2012 was the low un-planned capability loss in the Almaraz Nuclear Power Plant – 0.11% between the two units (0.00% Unit I and 0.23% Unit II).

Both units had refueling and maintenance outages during which major projects were undertaken, including some involving improvements in response to the Fuku-shima event.

15,627 million kWh were generated, whereby the two units accumulate at source a total of 431,390 million kWh (218,009 Unit I and 213,381 Unit II), with a capac-ity factor during the year of around 87% (85.88% Unit I and 88.12% Unit II). The operating factor was 84.30% in Unit I and 88.00% in Unit II.

On June 13 in Unit II and October 25 in Unit I, resolutions were received from the General Directorate of Energy Policy and Mines in which the new gross and net installed powers in both units of the Almaraz Nuclear Power Plant were specified. These are as follows:

– Unit I: 1,049.43 MWe and 1,011.30 MWe gross and net, respectively, and effective since February 6, 2011.

– Unit II: 1,044.45 MWe and 1,005.83 MWe gross and net, respectively, and effective since May 7, 2011.

I, se recibieron sendas resoluciones de la Dirección General de Política Ener-gética y Minas, por la que se establecen las nuevas potencias brutas y netas instaladas en ambas unidades de CN Almaraz, siendo éstas las siguientes:– Unidad I: 1.049,43 MWe y 1.011,30 MWe

brutos y netos respectivamente, sien-do efectivas desde el 6 de febrero de 2011.

– Unidad II: 1.044,45 MWe y 1.005,83 MWe brutos y netos respectivamen-

JOSÉ Mª BERNALDO DE QUIRÓS

Director of ALMARAZ NPP


Al finalizar el año la Unidad I se encontraba en parada de recarga de combustible y la Unidad II operando al 100% de potencia, suministrando 1.050 MWe.

Otras ActividadesEl día 20 de septiembre se llevó a cabo el simulacro anual de emergencia.

El día 25 de octubre se llevó a cabo el simulacro anual de incendio.

VIGESIMOSEGUNDA RECARGA UNIDAD ILa parada para la vigesimosegunda re-carga de combustible y mantenimiento tuvo lugar entre los días 10 de noviem-bre de 2012 y 10 de enero de 2013.

Para la ejecución de los trabajos pro-gramados se incorporaron un total de aproximadamente 1.100 personas, adicionales a los apoyos habituales durante la operación de la planta.

Las actividades más destacables lle-vadas a cabo durante la parada fueron las siguientes:• Descarga y carga del núcleo del

reactor, el cual quedó configurado por 64 elementos nuevos, 12 reutili-zados de ciclos anteriores al pasado, y los 81 restantes procedentes del pasado ciclo.

• Inspección por corrientes inducidas en los tres generadores de vapor y limpieza de lodos duros.

• Inspección de la vasija del reactor.• Revisión sellos y cambio de motor

de la bomba de refrigeración del reactor RCP-2.

• Revisión de los cierres del generador eléctrico.

te, siendo efectivas desde el 7 de mayo de 2011.Por unidad, las principales activida-

des fueron las siguientes:

Unidad ILo más destacable fue la parada para su vigesimosegunda recarga de com-bustible y mantenimiento llevada a cabo entre los días 10 de noviembre de 2012 y 10 de enero de 2013.

Además de la parada de recarga, la unidad tuvo una única parada auto-mática en junio por actuación de las protecciones eléctricas del transforma-dor principal, a consecuencia de una perturbación eléctrica en el parque de 400 kV, exterior a CN Almaraz y pro-piedad de Red Eléctrica Española.

Durante el resto del año la unidad permaneció operando de forma esta-ble al 100 % de potencia.

La generación de energía eléctrica bruta fue de 7.647,08 millones de kWh.

Unidad IILo más destacable fue la parada para su vigésima recarga de combustible y mantenimiento llevada a cabo entre los días 6 de mayo y 16 de junio.

Durante el resto del año, excepto una pequeña reducción de potencia de corta duración en julio por condi-ciones ambientales en el embalse de refrigeración de Arrocampo, la uni-dad permaneció operando de forma estable al 100 % de potencia.

La generación de energía eléctrica bruta fue de 7.979,51 millones de kWh.

By Unit, the main activi-ties were as follows:

Unit IThe most noteworthy event was the 22nd refueling and maintenance outage, which was carried out be-tween November 10, 2012 and January 10, 2013.

In addition to the refu-eling outage, the Unit had a single automatic scram in June due to actuation of the main transformer elec-tric protections caused by an electrical disturbance in the 400 kV switchyard exterior to Almaraz NPP and owned by Red Eléc-trica Española.

During the rest of the year, the Unit remained in stable operation at 100% power.

The gross electric energy generation was 7,647.08 million kWh.

Unit IIThe most noteworthy event

was the 20th refueling and maintenance outage, which was carried out between May 6 and June 16, 2012.

During the rest of the year, except for a minor, short-lasting power reduction in July due to ambient conditions in the Arrocampo cooling reservoir, the Unit remained in stable operation at 100% power.

The gross electric energy generation was 7,979.51 mil-lion kWh.

At the end of the year, Unit I was in the midst of a re-fueling outage and Unit II was operating at 100% power, supplying 1,050 MWe.

Other ActivitiesThe annual emergency drill was carried out on September 20.

The annual fire drill took place on October 25.

UNIT I TWENTY-SECOND REFUELINGThe 22nd refueling and maintenance outage took place between November 10, 2012 and January 10, 2013.

In addition to the regular support during plant opera-tion, a total of approximately 1,100 people were hired to execute the programmed jobs.

The most important activities carried out during the outage were as follows:• Unloading and loading of the reactor core, resulting in a

fuel arrangement with 64 new assemblies, 12 reused from cycles prior to the last one and the remaining 81 from the last cycle.

• Induced current inspection in the three steam genera-tors and hard sludge lancing.

• Reactor vessel inspection.• Seal maintenance and change of motor of reactor cool-

ant pump RCP-2.• Servicing of the diesel generator seals.• Change of condenser vacuum pump B.• Replacement of start-up transformer T1A2.• TEVA connection to transformer T1A3.Implementation of several design modifications, including

the following:• INDESEL (independence of electric systems).• FREC (redundant filtering unit in fuel building).• Associated with the implementation of the Alternative

Shutdown Panel.


ANUAL/ANNUAL

ENERGÍA ELÉCTRICA BRUTA UNIDAD I + UNIDAD II / GROSS ELECTRIC ENERGY UNIT 1 + UNIT 2

AN

UA

L (G

Wh

) / A

NN

UA

L(G

Wh

)

ACUMULADO A ORIGEN/ACUMUL. AT SOURCE

AC

UM

ULA

DO

A O

RIG

EN/A

CU

MU

L. A

T SO

UR

CE

450.00018.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

450.000

431.390400.000

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 201214.861 14.408 13.898 13.595 13.110 14.362 15.646 15.447 16.343 16.183 14.680 16.352 16.360 14.940 15.947 16.089 14.245 15.439 15.849 15.627 142.871 157.279 171.177 184.772 197.882 212.244 227.890 243.337 259.680 275.863 290.543 306.895 323.255 338.195 354.142 370.231 384.476 309.914 415.764 421.390

• Cambio bomba B del vacío de con-densador.

• Sustitución transformador de arran-que T1A2.

• Conexión TEVA al transformador T1A3.Implantación de diversas modifica-

ciones de diseño, entre las que desta-can las siguientes:• INDESEL (independización de siste-

mas eléctricos).• FREC (unidad de filtración redun-

dante en edificio de combustible).• Asociadas a la implantación del Pa-

nel de Parada Alternativa.• Modificaciones asociadas al incre-

mento de margen sísmico.• Mejoras en líneas de alimentación a

la turbobomba de AF.• Sustitución y reubicación de equipos

en zonas de atmósferas explosivas.• Adquisición de datos de potencia

en tiempo real por los despachos de empresas propietarias.

• Mejoras en respuesta al suceso de Fukushima:– Conexiones a tanques exteriores,

RW, AF, MW, CD y GO.– Conexiones SP.– Conexiones FW y AF a GV.– Conexiones al RCS con bomba

portátil.– Implantación de generador eléc-

trico.– Aporte al RCS con la bomba de

prueba hidrostática.– Equipo de bombeo portátil en es-

tructura de toma del embalse de refrigeración de servicios esen-ciales.

VIGESIMA RECARGA UNIDAD IILa parada para la vigésima recarga de combustible y mantenimiento tuvo lugar entre los días 6 de mayo y 16 de junio.

• Modifications associated with the increased seismic margin.

• Improvements in supply lines to the AF turbine pump.• Replacement and relocation of equipment in areas

with explosive atmospheres.• Real-time power data acquisition by owner utility

dispatch.• Improvements in response to the Fukushima event:

– Connections to outdoor tanks, RW, AF, MW, CD and GO.

– SP connections.– FW and AF connections to SG.– Connections to the RCS with portable pump.– Diesel generator implementation.– Make-up to the TCS with the hydrostatic test pump.– Portable pumping equipment in essential service

water cooling reservoir intake.

UNIT II TWENTIETH REFUELINGThe 20th refueling and maintenance outage took place between May 6 and June 16, 2012.

The programmed activities were considered con-cluded on June 16, after finishing the turbine roll and corresponding tests, but since the 400 kV switchyard was not available for connecting the Unit to the electric power grid due to the incidents described for Unit I, connection to the grid actually took place on June 19 after availability of the national electric power grid.

In addition to the regular support during plant opera-tion, a total of approximately 1,100 people were hired to execute the programmed jobs.

The most important activities carried out during the outage were as follows:• Unloading and loading of the reactor core, resulting in

a fuel arrangement with 60 new assemblies, 9 reused from cycles prior to the last one and the remaining 88 from the last cycle.

• Induced current inspection in the three steam genera-tors and hard sludge lancing.

• Visual inspection of the primary loop nozzles; the three hot leg nozzles and the weld of the cold leg of loop 3 were inspected.

• Visual inspection of the reactor vessel bottom pen-etrations.

• Preventive inspection of the seals of reactor cooling pumps nos. 1 and 3.

• Replacement of the auxiliary transformer with a new one.

Implementation of several design modifications, includ-ing the following:

Tras finalizar las actividades pro-gramadas, dado que se había efec-tuado el rodaje de la turbina y las correspondientes pruebas, pero no se encontraba disponible el parque de 400kV para el acoplamiento de la unidad a la red eléctrica por las incidencias descritas en la Unidad I, el día 16 se dieron por finalizadas las actividades, acoplándose real-mente a la red el día 19 de junio tras la disponibilidad de la Red Eléctrica Nacional.

Para la ejecución de los trabajos pro-gramados se incorporaron un total de aproximadamente 1.100 personas, adicionales a los apoyos habituales durante la operación de la planta.

Las actividades más destacables lle-vadas a cabo durante la parada fueron las siguientes:• Descarga y carga del núcleo del

reactor, el cual quedó configurado por 60 elementos nuevos, nueve reutilizados de ciclos anteriores al pasado, y los 88 restantes proceden-tes del pasado ciclo.

• Inspección por corrientes inducidas en los tres generadores de vapor y limpieza de lodos duros.

• Inspección visual de las toberas del circuito primario; inspeccionaron las tres toberas de rama caliente y la sol-dadura de la rama fría del Lazo 3.

• Inspección visual de las penetracio-nes del fondo de la vasija del reac-tor.

• Inspección preventiva de los cierres de las bombas de refrigeración del reactor no 1 y 3.

• Sustitución del transformador auxi-liar por uno nuevo.Implantación de diversas modifi-

caciones de diseño, entre las que cabe destacar las siguientes:• Alimentación eléctrica a los monito-


• Electric power supply to the radiation monitors of the control room air intakes from Unit II.

• Improvement of RCS level measurement subsystem in shutdowns.

• Modification in minor lines of pressurizer 1st gaseous phase.

• Replacement of unit output breakers.• Change of the SAMO process computer.• INDESEL (independence of electric systems).• FREC (redundant filtering unit in fuel building).• Associated with the implementation of the Alternative

Shutdown Panel.• Improvements in supply lines to the AF turbine pump.• Replacement and relocation of equipment in areas with

explosive atmospheres.• Change of mechanical seals of the heater drain pumps.• Real-time power data acquisition by owner utility dis-

patch.

ELECTRIC POWER PRODUCTION PROSPECTS FOR 2013At the end of the Unit I refueling outage on January 10 and during the step power-up, a failure occurred in the exciter that caused two automatic reactor scrams; con-sequently, for preventive purposes, power was reduced and the Unit taken to unplanned shutdown for a thorough overhaul of the exciter and the voltage regulator, discon-necting the Unit from the grid on January 22. During the power uprate and technology upgrade process, a new exciter and a new alternator were installed and they were put into operation for the first time in early 2010.

In Unit II, the twenty-first refueling and maintenance outage is scheduled for October 14 to December 6.


Tal y como se puede apreciar en la Figura 1, de los ocho objetivos que

se planteó cumplir la central de Trillo para 2012, se han cumplido siete. El único que no hemos podido alcan-zar es el de la duración de la parada de recarga. Por tanto, este ha sido un año que me encantaría repetir porque, además, ha sido el sexto mejor año de la central en lo que a producción energética bruta se refiere con 8.481 millones de kWh. El mejor año de to-da la historia de Trillo, irrepetible, fue el año 2000 por eso, aparece siempre como referente (Figura 2).

El factor de carga en este año ha sido del 90,58 % que, para una central como Trillo que hace recarga todos los años durante 28-30 días, el estar lo más cerca

As seen in Figure 1, of the eight objectives proposed for the Trillo power plant in 2012, seven have been

achieved. The only one we have not been able to achieve is the one concerning the refueling outage duration. Consequently, this has been a year I would be pleased to repeat because, additionally, it has been the sixth best year for the plant in terms of gross energy production, with 8,481 million kWh. The best, once-in-a-lifetime year for Trillo was 2000, which is why it also appears as a reference (Figure 2).

The load factor this year has been 90.58 %. For a plant like Trillo that has a refueling every year that lasts for 28-30 days, being as close as possible to 91 % is a resounding success, because the refueling already means a planned capability loss of 8 %. We had not exceeded 90 % since 2007.

As for automatic reactor scrams, we have not had one for eight years. In the annual month-to-month evolution, of note are the 351 days of uninterrupted connection to the grid, which is not at all bad for a plant like Trillo with an annual operating cycle with refueling every year. It is our best historical record.During the 24th plant refueling:

– 13 control rods were replaced, four of them as a result of the induced current inspection; the rest of the control rods are due to be replaced in the 25th refueling (2013).

– One spent fuel cask has been loaded (21 assemblies), and it is expected that four casks will be loaded in 2013.

– A campaign was carried out between September and October 2012 to measure straightness in 50 fuel assemblies and oxide layer in five, with satisfactory results.


AQUILINO RODRÍGUEZ

Director de CN TRILLO

AQUILINO RODRÍGUEZDirector of TRILLO NPP

OBJETIVOS Y RESULTADOS 2012 / 2012 OBJECTIVES & RESULTS

OBJETIVO / TARGET

7.829 GWh

89,39%

670 h

0,96%

0,87

0

388 mSvxp

3,3

7.948,8 GWh

90,58%

719 h

0,67%

0

0

366,22 mSvxp

0

• Energía Neta / Net Energy

• Factor de carga / Load Factor

• Parada de recarga / Refueling outage

• Indisponibilidad no programada / Unplanned capability loss factor

• Paradas automáticas reactor / Reactor automatic shutdowns

• Paradas no programadas / Unplanned shutdowns

• Dosis colectiva/ Collective dose

• Accidentabilidad/ Accident

RESULTADO / RESULT

Figura 1/Figure 1

res de radiación de las tomas de aire de sala de control desde Unidad II.

• Mejora subsistema de medida de nivel de RCS en paradas.

• Modificación en líneas menores de 1a fase gaseosa presionador.

• Sustitución de interruptores de sali-da de grupo.

• Cambio del ordenador de proceso SAMO.

• INDESEL, (independización de sis-temas eléctricos).

• FREC, (unidad de filtración redun-dante en edificio de combustible).

• Asociadas a la implantación del Pa-nel de Parada Alternativa.

• Mejoras en líneas de alimentación a la turbobomba de AF.

• Sustitución y reubicación de equipos en zonas de atmósferas explosivas.

• Cambio de cierres mecánicos de las bombas de drenaje de calentadores.

• Adquisición de datos de potencia en tiempo real por los despachos de empresas propietarias.

PREVISIONES DE PRODUCCIÓN ELÉCTRICA PARA 2013Finalizada el día 10 de enero la parada de recarga de la Unidad I, durante la subida escalonada de potencia se produjo una avería en la excitatriz que originó dos paradas automáticas del reactor, por lo que se procedió, de forma preventiva, a reducir potencia y llevar la unidad a parada no progra-mada para la revisión exhaustiva de la excitatriz y del regulador de tensión, desacoplándose la unidad de la red el día 22 de enero. Durante el proceso de aumento de potencia y renovación tecnológica, tanto la excitatriz como el alternador se instalaron nuevos y se pusieron por primera vez en funcio-namiento a principios del año 2010.

En la Unidad II se tiene prevista la vigesimoprimera parada de recarga de combustible y mantenimiento del 14 de octubre al 6 de diciembre de 2013.

posible del 91 % es todo un éxito, porque la recarga ya supone un 8 % de indispo-nibilidad programada. Desde 2007 no estábamos por encima del 90 %.

En cuanto a paradas automáticas del reactor, hace ocho años que no te-nemos ninguna.

En la evolución anual mes a mes hay que destacar los 351 días de co-nexión ininerrumpida a la red que para una central como Trillo de ciclo anual de operación con recarga todos los años no está nada mal. Es nuestro mejor registro histórico.Durante la la 24a recarga de la central:– Se sustituyeron 13 barras de control,

cuatro de ellas como consecuencia del resultado de la inspección por corrientes inducidas, estando pre-visto que queden sustituidas el res-to de las barras de control en la 25a recarca (2013).

– Se ha cargado un contenedor de combustible gastado (21 elementos) estando prevista la carga de cuatro contenedores en 2013.

– Entre septiembre y octubre de 2012 se realizó una campaña de medidas de rectitud en 50 elementos de com-bustible y de capa de óxido en cinco, con resultado satisfactorio.

– Con objeto de obtener información para reducir la contaminación en la cavidad del reactor, se ha realizado la toma de muestras de depósitos acumulados en cuantro elementos de combustible.

– En la 25a recarga (2013) se cargarán 40 elementos de combustible del tipo http y 4,2 % U-235 de eneriquecimien-to, para obetener un ciclo de 334 días de duración a plena potencia.

– Se ha mejorado la rigidez en 36 ele-mentos de combustible mediante el aumento de ocho puntos de solda-dura, en lugar de cuatro, entre la rejilla y el tubo guía.En cuanto a las actividades futuras,

durante la 25a recarga de la central que comenzará mediados de mayo de 2013, hay una muy importante que es la modificación de diseño de la purga y aporte del circuito primario de la central. Esta modificación la tenemos exigida por la autoridad reguladora desde hace varios años y que espera-mos culminar con éxito.

Sobre los resultados obtenidos a tra-vés del Sistema Integrado de Supervi-sión de Centrales (SISC) todos los indi-cadores están en verde, al igual que los hallazgos.

– In order to obtain information to reduce contamination in the reactor cavity, sam-ples have been taken from the accumu-lated deposits in four fuel assemblies.– In the 25th refueling (2013), 40 http-type fuel assemblies with 4.2% enrich-ment in U-235 will be loaded to obtain a 334-day cycle at full power.– The stiffness has been improved in 36 fuel assemblies by increasing the welding points from four to eight between the grid and the thimble tube.

With regard to future activities, there is a very important activity planned for the 25th plant refueling that will being in mid-May 2013, which is the design modification of the plant’s primary circuit letdown and make-up. We were required to make this modification by the regulatory authority several years ago, and we hope to successfully complete it.

Regarding the results obtained by the Plant Integrated Supervision System (SISC), all the indicators are on green, the same as the findings.

PRODUCCIÓN BRUTA / GROSS PRODUCTION

GWh

Años / Years

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

8.7338.425 8.352

8.667 8.536 8.6438.230,53

8.501,73 8.229,99 8.367,53 8.481,45

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Figura 2/Figure 2

TE ESPERAMOS

www.reunionanualsne.es

A.ntes de clausurar la jornada me gustaría compartir con ustedes

que la SNE lamenta no haber podido contar con con la presencia del Minis-terio de Industria, Energía y Turismo en este acto de clausura como viene siendo habitual durante los últimos años pero nos han pedido que discul-pemos su ausencia debido a proble-mas de agenda que les han impedido estar aquí con nosotros. Esperemos que el año próximo sí sea posible.

Esta jornada de Experiencias Opera-tivas constituye una de las actividades más significativas que realiza anual-mente nuestra Sociedad y resulta gra-tificante comprobar que, no sólo no pierde su interés con los años entre los socios y los profesionales de larga tra-yectoria en el sector, sino que nos per-mite mantener un foro de información y divulgación sobre el funcionamiento de nuestras centrales nucleares, tam-bién con jóvenes profesionales y con



CLAUSURA / CLOSING SESSION

De izquierda a derecha / from left to right: Lola Morales, Francisco López (vicepresidente de la SNE / Vicepresident of the SNE)

LOLA MORALES Presidenta

de la Sociedad Nuclear Española

estudiantes de máster relacionados con la energía nuclear que desde hace dos años asisten regularmente a la misma y con los que hemos tenido el honor de contar también en esta ocasión.

Esperamos, de verdad, que os haya sido de utilidad poder asistir a la expo-sición franca y abierta de todos nues-tros ponentes, incluyendo también los temas tratados en nuestra sesión espe-cial sobre la nueva fiscalidad del sector eléctrico y nuclear.

LOLA MORALESPresident of the Spanish Nuclear Society

B efore adjourning this meeting, I would like to say that the SNE is sorry that the Ministry of Industry,

Energy and Tourism has not been able to be represented here today, as has been the case during recent years, but they have asked us to excuse their absence because of prior engagements that have made it impossible for them to attend. We hope that next year it will be pos-sible.

This Operating Experiences meeting is one of the most significant activities carried out on a yearly basis by our Society, and it is gratifying to see that not only has it not diminished in interest among members and professionals with long careers in the sector, but also that it still allows us to offer a forum for information and reporting about the operation of our nuclear power plants among young professionals and students taking nuclear-related Master’s degrees, who for two years have been regularly attending the meeting and who we are honored to welcome again on this occasion.

We hope that the interesting presentations of our speakers, and also the subjects discussed in our special session on the new taxation system of the electricity and nuclear sectors, have been useful for you.

Since my term as president of the SNE will be ending this afternoon after two years of hard work, allow me to say a few words about the magnificent experience it has been. When, after several years of collaboration with the Society in different areas of activity, I accepted the


Sería muy prolijo describir en de-talles todas las activiades que se rea-lizan en la SNE pero os animo a que visitéis nuestras página web (www.sne.es y www.reunionanualsne.es) y nuetra participación en redes socia-les, las conozcáis y, si os interesan, participéis activamente de las mis-mas.

Estos dos años han constituido pa-ra mi una expericncia extraordinaria y enriquecedora y sólo tengo palabras de agradecimiento para todos los que me han ayudado en esta etapa y, en especial , para todos los miembros de la Junta Directiva que me han acom-pañado y apoyado activamente en esta labor.

Quiero dar las gracias también a todos los participantes en esta Jor-nada y, en especial, a todos nuestros ponentes por dedicarnos su tiempo y esfuerzo en la preparación de tantas e interesantes presentaciones que nos han permitido ampliar nuestro cono-cimiento sobre el funcionamiento de las centrales, así como comprender y debatir sobre un tema de máxima actualidad como es la nueva fiscali-dad del sector eléctrico. En particu-lar, quiero daros las gracias a todos los directores de todas las centrales nucleares españolas entre los que, este año, hemos tenido dos nuevas incorporaciones, por la generosa de-dicación de parte de su valioso tiempo para mostrarnos el esfuerzo continuo de las centrales nucleares, empresas e industrias españolas para garantizar una operación segura y eficiente de las centrales, adapatada a los retos emergentes dentro de un proceso con-tinuado de mejora que permite man-tenerse en los más altos estándares internacionales.

Finalmente, quiero agradecer a la Comisión de Programas por su mag-nífico trabajo y dedicación para con-seguir que esta Jornada haya sido un éxito. Espero que hayaís disfrutado de la misma y que nos acompaéis, nue-vamente, el año que viene. Muchas gracias a todos.

challenge of running it, the truth is that I was doubtful because I did not know if I could be a match for my pred-ecessors. But then I thought that we all have the duty and obligation to collaborate with a project we believe in and to focus on the work of supporting a better dissemi-nation and understanding of nuclear science and technol-ogy, firmly convinced that public trust can only be won if we demonstrate openness, rigor, objectiveness, credibility and transparency in our words and deeds.

When I began my term as president in February 2011, we were witnessing the so-called nuclear renaissance from a perspective of hopeful years to come. Less than one month later, the Fukushima accident occurred with the consequences for the nuclear sector we are all fa-miliar with. Later, in 2012, once this challenge had been successfully overcome by again demonstrating our sec-tor’s firm commitment to the safe operation of our plants, we were confronted with a new taxation system with ma-jor repercussions for the stability of our industry.

It is obvious that these have not been two easy years, but precisely for this reason they have served as a price-less school of learning in which I have experienced the importance of teamwork and been supported by our members, work committees, colleagues and friends in this venture to achieve a common goal through different courses of action – all of us cooperating to turn chal-lenges into opportunities, regardless of how difficult and complex they may be.

It would take too long to describe in detail all the activ-ities undertaken in the SNE, but I encourage you to learn about us by visiting our Website (www.sne.es and www.reunionanualsne.es) and our social media pages and, if you are interested, to actively participate in them.

These past two years have been an extraordinary and enriching experience for me, and I only have words of gratefulness for everyone who has helped me in this phase, and especially for the members of the Board of Directors who have actively supported and accompanied me in this venture.

I also want to thank all the attendees to this meet-ing, and especially our speakers for spending the time and effort to prepare so many interesting presentations, which have helped us to expand our knowledge of plant operation and to understand and debate the current issue of new taxation in the electricity sector. In particular, I want to thank all the directors of all the Spanish nuclear power plants, including the two new ones who have come aboard this year, for generously devoting part of their valuable time to demonstrate the ongoing effort of the Spanish nuclear plants, enterprises and industries to as-sure the safe, efficient operation of the plants, adapted to the emerging challenges in a process of continuous improvement that helps keep them at the highest interna-tional standards.

Finally, I would like to thank the Program Committee for their hard work and dedication to making this meeting a success. I hope you have enjoyed it and that you will accompany us again next year. Thank you.

Dado que esta tarde dejaré la pre-sidencia de la SNE tras dos años de intenso trabajo me permitiréis que dedique unas palabras a la magnífica experiencia que me ha tocado vivir. Cuando tras varios años de colabo-ración con la Sociedad en distintos ámbitos de actuación acepté el reto de presidirla, la verdad es que lo dudé porque no sabía si podría estar a la altura de mis predecesores pero pensé que todos tenemos el deber y la obli-gación de colaborar en un proyecto en el que creemos, centrado en trabajar para contribuir a una mejor difusión, divulgación y entendimiento de lo que es la ciencia y la tecnología nuclear, firmemente convencidos de que sólo se puede ganar la confianza del públi-co si se demuestra apertura, rigor, ob-jetividad, credibilidad y transparencia en las palabras y en los hechos.

Cuando comenzé mi periodo de presidencia en febrero de 2011 asis-tíamos al denominado renacimiento nuclear con una perspectiva de espe-ranzadores años venideros; menos de un mes después ocurrió el accidente de Fukushima con las consecuencias para la industria nuclear que todos conocemos. Posteriormente, en 2012, una vez superado con éxito el reto anterior demostrando, una vez más, el firme compromiso de nuestro sec-tor con la operación segura de sus centrales, nos encontramos con una nueva fiscalidad con importantes consecuencias para la estabilidad de nuestra industria.

Es evidente que no han sido dos años fáciles pero, precisamente por ello, me han servido de impagable escuela de aprendizaje constatando la importancia del trabajo en equipo, contando con el gran activo de nues-tros socios y comisiones de trabajo, compañeros de camino, de alegrías y fatigas, en el cumplimiento del objeti-vo común desde distintos ámbitos de actuación colaborando, entre todos, para saber transformar los retos en oportunidades, por difíciles y com-plejos que aquellos pudieran ser.


Impact of New Generator Circuit-Breaker Technologies on Nuclear Power Station Protection, Availability and ProfitabilityM. Palazzo and G. Cavaliere

The present paper investigates how the use of a generator circuit-breaker can help improve the protection and increase the availability as well as the profitability of the largest nuclear power stations. A simulation of the behaviour of a nuclear power station has been carried out with the help of the Monte Carlo method. The analysis provides important insights in the optimization of power station layouts, evaluating the possibility of applying different power station topologies. A comparison between different generator circuit-breakers extinguishing technologies is also provided.

El presente artículo investiga cómo el uso de un interruptor de generador puede ayudar a mejorar la protección y aumentar la disponibilidad, así como la rentabilidad de las mayores centrales nucleares. Una simulación del comportamiento de una central nuclear se ha llevado a cabo con la ayuda del método de Monte Carlo. El análisis proporciona información importante en la optimización de los diseños de las centrales eléctricas y la posibilidad de su aplicación en distintos tipos de central. También se ofrece una comparación entre las diferentes tecnologías de extinción en los interruptores de generador.

INTRODUCTIONThe liberalization of electric power systems puts a strong pressure on the issues concerned with the avail-ability of power stations. In a market scenario where power stations are held by different generating compa-nies, outages may have significant economic consequences. Moreover long unavailability periods (e.g. in case of severe failures of the step-up transformer) may affect the rate of re-turn of investments related to power stations. Therefore the problem of op-erating power stations with the high-est possible availability at the lowest possible cost has become more and more important in recent years. Obvi-ously, how a generator is connected to the high-voltage grid and how the power supply to the unit auxiliaries is secured has a decisive influence on the availability of a power station [1]–[5].

The present paper specifically in-vestigates how the use of a generator circuit-breaker can help improve the protection and increase the availabil-ity as well as the profitability of the largest nuclear power stations.

A comprehen sive su r vey of different fault conditions occurring in

several power stations has been per-formed. In order to carry out a more thorough investigation on the appli-cation of generator circuit-breakers a simulation of the behaviour of a nu-clear power station has been carried out with the help of the Monte Carlo method. The analysis provides impor-tant insights in the optimization of power station layouts, evaluating the possibility of applying different pow-er station topologies. A comparison between different generator circuit-breakers extinguishing technologies is also provided.

HISTORY OF THE DEVELOPMENT OF GENERATOR CIRCUIT-BREAKERS Initially in the larger power stations the individual generators were connected by means of their generator circuit-breakers (GenCBs) to a common busbar at their terminal voltage. The circuit-breakers used for switching the genera-tors were distribution-type units.

The continuous growth in size of the generators meant that the genera-tor ratings exceeded the current-car-rying capability and the interrupting capability of the switchgear available at that time. As a consequence the

MIRKO PALAZZO received his M.Sc. degree in electrical engineering from the Politecnico di Milano in 2002. Currently, he is working with the High Currents Systems Department of ABB Switzerland Ltd. in Zurich, Switzerland, where he is responsible for the application studies of high-current switchgear in new as well in existing power stations. Mirko is a member of the IEEE PES High Voltage Circuit Breaker Subcommittee (HVCB) and he is member of several IEC working groups and IEEE working groups within the IEEE PES Switchgear Committee.

GIOSAFAT CAVALIERE received his M.Sc. degree in electrical engineering from the University of Pavia in 1995. Currently, he is working with the High Currents Systems Department of ABB Switzerland Ltd. in Zurich, Switzerland, where he is the Global Product Marketing Manager for generator circuit-breakers.He has joined ABB in 1995 and has held several positions in project and system engineering as well as in management.

ARTÍCULO / ARTICLE


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GeneratorTransformerGenerator circuit-breakerDisconnectorEarting shitchVoltage transformer

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Figure 1. Single line diagram of the generator circuit-breaker system HEC 9.

ments with respect to rated normal current and fault currents. Further-more the currents of very high mag-nitude which GenCBs have to deal with are associated with very steep transient recovery voltages. The test quantities given for general purpose transmission and distribution circuit-breakers for the short-circuit and out-of-phase current switching tests do not adequately cover the above re-quirements. The only standard which covers the requirements for GenCBs is IEEE Std C37.013-1997 (R2008) with its amendment IEEE Std C37.013a-2007 [9], [10]. The question whether the requirements laid down in [9] and in [10] are adequate for the application of GenCBs in modern power stations and especially in the largest nucle-ar ones is considered in the present work.

A comprehensive survey of short-circuit currents occurring in 139 power stations has been performed. Generators ranging from 16 MVA to

larger generators could no longer sat-isfactorily be switched at their termi-nal voltage [6]. For this reason the unit connection was introduced in power stations [7]. One of the disadvantages of the unit connection is that the unit auxiliary supplies cannot be obtained from the unit auxiliary transformer if the generator is not operating. This means that during the start-up and shut-down periods the unit auxiliary supplies must be obtained from an alternative source which is normally a station transformer connected to the high-voltage grid.

The use of a GenCB installed be-tween generator and the associated step-up transformer offers many ad-vantages when compared to the unit connection such as simplified opera-tional procedures, better protection of power station equipment, higher power station availability and higher economic benefit [5], [8]. These and other reasons represented the im-pulse which led to the development of GenCBs specifically designed for this purpose during the 1960s. The first GenCB designed to be installed in the run of generator busducts used compressed air as operating and arc-extinguishing medium.

In the 1980s SF6 GenCBs were suc-cessfully introduced into the market. The design of these circuit-breakers was a three-phase system in single-phase enclosures, supplied fully as-sembled on a common frame with operating mechanism and control equipment. Mainly the economical aspect and reasons of reliability and maintainability convinced power sta-tion operators of this modern arc-ex-tinguishing medium.

In some cases a generator circuit-breaker of lower rating is used as a load switch. This switch is normally capable of interrupting a current mag-nitude higher than the rated current of the generator. This capability al-lows this device to be used for normal switching operations but not under fault conditions. The load switch can perform synchronizing as well as nor-mal shutdown tripping operations, hence allowing the unit auxiliaries to be fed through the step-up and unit auxiliary transformers. One of the disadvantages of the load switch compared to a GenCB is that it cannot interrupt fault currents, thus reducing the protection of generator and power transformers and the availability of the power station layout. When a fully rated GenCB is employed in place of a load switch, faults in the generator zone can be cleared without requiring a transfer of the supply power for the unit auxiliary system.

Today the state-of-the-art technolo-gy SF6 GenCB type HEC 9 with short-circuit breaking currents up to 250 kA is available (see Fig. 1 and Fig. 2). This breaking capacity corresponds to the highest short-circuit breaking current ever achieved with a single SF6 inter-rupting unit. The development was made possible by using the most ad-vanced SF6 self-blast principle. With this achievement modern SF6 GenCBs can now be delivered for the largest nuclear generating units.

REQUIREMENTS FOR THE APPLICATION OF GenCBs IN THE LARGEST NUCLEAR POWER STATIONSThe requi rements imposed on GenCBs greatly differ from the re-quirements imposed on general pur-pose transmission and distribution circuit-breakers. Due to the location of installation between the generator and the step-up transformer a GenCB must meet high technical require-


Figure 2. View of the three poles of the generator circuit-breaker system HEC 9.

ARTÍCULO / ARTICLE

2,002 MVA have been surveyed. The fault transients simulations have been performed by means of the Electro-magnetic Transients Program (EMTP) [11]. The system-source and genera-tor-source short-circuit currents have been specifically analysed.

The system-source short-circuit current is the short-circuit current to be interrupted by the GenCB in case of a three-phase fault occurring be-tween the generator and the GenCB. In all the simulations fault initiation takes place in the moment when the voltage in one phase passes through zero, thus leading to the highest de-gree of asymmetry in that phase. The calculations have been based on the maximum service voltage of the HV-System. In the simulations it has been assumed that the contacts of the GenCB part 40 ms after fault initia-tion (i.e. a typical contact parting time for GenCBs). The magnitude of the a.c. component of the short-circuit current and its degree of asymmetry are evaluated at this instant.

The results depicted in Fig. 3 show that the a.c. component of the sys-tem-source short-circuit breaking current (ISCsys) tends to increase with

generator rated power. The maximum observed value of ISCsys for nuclear power stations is 248 kA. The degree of asymmetry of the system-source short-circuit current at contact sepa-ration (DOAsys) seems to be less de-pendent upon generator rated power and shows an average value of 72.2% (see Fig. 4). No currents exhibiting delayed current zeros (DCZ) are ob-served (i.e. DOAsys is never higher than 100%). It is remarkable that for large nuclear power stations DOAsys is somewhat lower. A time constant of 133 ms seems to be adequate to cover the requirements for most applica-tions irrespectively of generator rated power.

The generator-source short-circuit current is the short-circuit current to be interrupted by the GenCB in case of a three-phase fault occurring between the step-up transformer and the GenCB. The source of this current is the generator through no power transformer. In the simula-tions fault initiation takes place in the moment when the voltage in one phase passes through zero, so that the highest degree of asymmetry is ob-tained in that phase. The calculations

have been based on the maximum operating voltage of the generator. It has been assumed that the contacts of the GenCB part 40 ms after fault initiation. The magnitude of the a.c. component of the short-circuit cur-rent and its degree of asymmetry are evaluated at this instant.

The results depicted in Fig. 5 show that the magnitude of the generator-source short-circuit breaking current (ISCgen) is usually lower than ISCsys and the ratio ISCgen/ISCsys does not seem to be dependent upon generator rated power. A value of ISCgen equal to 80% of ISCsys would cover the requirements for the majority of applications. The degree of asymmetry at contact sepa-ration (DOAgen) is generally higher than 100% thus confirming that gen-erator-source short-circuit currents typically exhibit DCZ (see Fig. 6). For nuclear power generators rated above 1,600 MVA values of DOAgen up to 120% have been observed. Further in-vestigations have shown that DOAgen is somewhat constant within a practi-cal range of contact parting times.

The results of the survey show that the requirements laid down in IEEE Std C37.013-1997 (R2008) and in IEEE

Figure 3. A.C. component of the system-source short-circuit brea-king current as a function of generator rated power.

Figure 4. Degree of asymmetry of the system-source short-circuit breaking current as a function of generator rated power.

Figure 5. Ratio of the a.c. component of the generator-source short-circuit breaking current to the a.c. component of the system-source short-circuit breaking current as a function of generator rated power.

Figure 6. Degree of asymmetry of the generator-source short-circuit breaking current as a function of generator rated power.


Std C37.013a-2007 with respect to the system-source short-circuit cur-rents are still adequate whereas the requirements concerning the genera-tor-source short-circuit currents do not properly represent the stress im-posed on GenCBs. The successfully tested interrupting capability of the SF6 GenCB type HEC 9 makes this GenCB suitable for safe and reliable application even in the largest nuclear power stations.

RELIABILITY OF GenCBsThe installation of a GenCB between the generator and the associated step-up transformer, where its performance directly influences the output of the unit, places high demands on its reli-ability. In order to assess the reliability of GenCBs a comprehensive survey has been carried out on major failures occurred to air-blast and SF6 GenCBs. According to [12] a major failure is defined as a failure of a switchgear or controlgear which causes the cessa-tion of one or more of its fundamental functions. Failure data obtained from the operating history of GenCBs op-erating in 108 countries from January 1970 have been analysed.

A population of 52,696 GenCB-years installed in different types of power stations has been surveyed. The sample size per different GenCB technology is depicted in Table I.

The average failure frequency has been computed by dividing the total number of major failures occurred to the observed population of GenCBs by the cumulative service time of equipment.

The results summarised in Table II show that the average failure frequen-cy of air-blast GenCBs is 5.6 times

higher compared to SF6 GenCBs with hydro-mechanical spring operating mechanism.

The difference between the reli-ability parameters of air-blast and SF6 GenCBs can be mainly attributed to the higher complexity of the former technology and to the aging of its components.

In comparison with SF6 circuit-breakers much higher pressures are used in air-blast circuit-break-ers. Since pressurized air has a rela-tively long time constant to recover to its non-conducting state, special means need to be applied to reduce the rate-of-rise of transient recovery voltage to values the circuit-breaker can cope with. A resistor is generally mounted in parallel to the interrupt-ing chamber of air-blast GenCBs. The disadvantage of this solution is that additional interrupting units are nec-essary to interrupt the resistor cur-rent. These additional interrupting units increase the complexity of the system, lead to additional sources of failures and in turn reduce the overall reliability of the GenCB.

Also the mechanical endurance of an air-blast GenCB is much shorter than that of a SF6 GenCBs which leads to a lower maintenance frequency and therefore to a higher availability of SF6 GenCBs.

Furthermore air-blast is an obso-lete technology which features sev-eral disadvantages compared to SF6 GenCB (e.g. higher noise levels, longer opening times, longer-lasting down time due to maintenance operations and lower availability of spare parts).

A comparison with the results shown in [13] and in [14] confirms that hydro-mechanical spring operat-

ing mechanisms installed on GenCBs have a lower average failure frequen-cy compared to spring, hydraulic or pneumatic operating mechanisms in-stalled on HVCBs.

AVAILABILITY ANALYSIS OF NUCLEAR POWER STATION LAYOUTSFor the present work the nuclear power station layout depicted in Fig. 7 has been analysed. The 1,800 MW generator is connected to the step-up transformer by means of a SF6 GenCB. The difference in the power station layout availability brought about by the use of an air-blast GenCB or a load switch has been investigated as well. The analysis has been carried out with the help of a computer program based on the sequential Monte Carlo simula-tion. This is a very powerful technique to quantitatively estimate the reliabil-ity of complex systems like nuclear power stations; furthermore it allows to quantify the impact of the connec-tion scheme of a generator to the extra high-voltage grid on the availability of the power station [15].

During a simulation run, when a failure occurs it is treated by tripping the circuit-breakers forming the pro-tection group of the failed component immediately after the occurrence of the failure. After the time necessary to isolate the failed component (i. e. the switching time) the circuit-breakers are closed again. When the repair of the component is completed (or a spare part has become available), the above procedure is repeated. Also the trans-fer of the auxiliaries between different sources during the starting-up and the shutting-down of the unit (or when a failure occurs) is modelled. One of the results obtained from the simulations is the throughput power of the power station, i. e. the power delivered to the grid. Reliability parameters for power station equipment has been obtained from published literature [1], [2], [16]-[20]. Circuit-breakers probabilities fail-to-open and fail-to-close have been taken into account as well.

The simulations have been carried out assuming that the power station supplies base load. The availability of the unit has been set to 88%. The results of the simulations are summa-rized in Table III.

The difference in the throughput power directly reflects the contribu-tion of the different technologies used to connect the generators to the step-up transformer on the availability of the power station. The results show that the use of a layout with a SF6 GenCB positively affects the avail-ability of the nuclear power station.

GenCB technology Sample size (GenCB-years)

Air-blast 14,261

SF6 with hydro-mechanical spring operating mechanism 24,091

Table I. Sample size per GenCB technology.

Table II. Average failure frequency per GenCB technology.

GenCB technology Major failures per 100 GenCB-years

Air-blast 0.666

SF6 with hydro-mechanical spring operating mechanism 0.120

Equipment used to connect the generator to the step-up transformer Unavailable throughput power (MW)

SF6 GenCB 218.5

Air-blast GenCB 219.2

Load switch 231.4

Table III. Results of availability simulations.


ARTÍCULO / ARTICLE

In order to make a more thorough comparison between the different options, an economic analysis has also been carried out. For the economic evaluation the following issues have been considered: income, acquisition costs, installation and commissioning costs, preventive maintenance costs and corrective main-tenance costs. The power delivered to the grid is calculated by subtracting the power consumed by the auxiliaries from the throughput power. The throughput power takes into account the unavailable power calculated by means of Monte Carlo method for each power station layout variant as shown in Table III. A figure of merit has been calculated for each layout according to the following formula:

where:• FM is the Figure of Merit of the nuclear power station layout which is equal to

the present value of the cash flows of the below monetary items;• INt is the income in year t (based on power delivered to the grid and energy

selling price);• MCt are the maintenance costs of selectable equipment in year t;• AC are the acquisition costs of selectable equipment;• IC are the installation and commissioning costs of selectable equipment;• r is the discount rate;• N is the service life expressed as number of years which is set to 30.

The results of the economic analysis show that the layouts with SF6 or air-blast GenCBs have a higher figure of merit compared to the layout with load switch. The economic advantage of the layout with SF6 GenCB is 7% higher than that of the layout with air-blast GenCB. This figure is mainly related to the higher protection and reliability provided by the SF6 GenCB and to lower maintenance frequency, duration and costs compared to air-blast GenCBs.

[5] A. Akhavein, M. S. Kianfar, D. Braun and T. Leimgruber, “Generator circuit-breaker versus station transformer - technical and economical comparison,” Proceedings of the Third IASTED Asian Conference, April 2007, pp. 336-342.

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[11] Canadian/American EMTP User Group: ATP Rule Book, 1987-1992.

[12] IEC 62271-1, High-voltage switchgear and controlgear – Part 1: Common specifications, International Standard IEC 62271-1, edition 1.1, 2011.

[13] Final Report of the 2004 – 2007 International Enquiry on Reliability of High Voltage Equipment, Part 1 – Summary and General Matters, CIGRE Brochure 509, Working Group A3.06, October 2012.

[14] Final Report of the 2004 – 2007 International Enquiry on Reliability of High Voltage Equipment, Part 2 – Reliability of High Voltage SF6 Circuit Breakers, CIGRE Brochure 510, Working Group A3.06, October 2012.

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[20] M. Palazzo, D. Braun, G. Cavaliere, K. Dahinden, R. Eberle, W. Kiechl and M. Lakner, “Reliability Analysis of Generator Circuit-Breakers,” CIGRE Session, Paris, 2012.

To 110kV Grid

StationTransformers

To 400kV Grid

Step-UpTransformer

Generator

GenCB Unit AuxiliaryTransformers

To 110kV Grid

Figure 7. Single line diagram of a 1,800 MW nuclear power station.

(1)

CONCLUSIONThis research work shows that the use of SF6 GenCBs results in a high-er power station availability for the largest nuclear power stations. Fur-thermore SF6 GenCBs provide a dis-tinctive economic advantage over air-blast GenCBs and load switches.

REFERENCES[1] D. Braun, F. Granata, M. Delfanti, M.

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Cálculos del blindaje de contenedores de combustible irradiado con MAVRIC (SCALE 6.1)I.P. Rubio, C. Casado y J. Sabater

Garantizar un blindaje adecuado frente a la radiación neutrónica y gamma es un requisito básico para el diseño y licenciamiento de contenedores de almacenamiento y/o transporte de combustible irradiado.Se presentan resultados de cálculos de dosis para distintos diseños de contenedor con la secuencia MAVRIC de SCALE 6.1. Esta versión de MAVRIC, liberada en Junio de 2011, incluye, entre otras mejoras, la posibilidad de definir mallas cilíndricas lo que permite simular detectores superficiales. La capacidad para simular detectores superficiales, que hasta la versión 6.1 de SCALE sólo estaba disponible dentro de la secuencia de SAS4 en el código MORSE, es de gran utilidad para los cálculos de diseño y licencia de contenedores de combustible gastado.Los cálculos que se presentan son parte de la cualificación en ENUSA de MAVRIC (SCALE 6.1) para sustituir a la secuencia SAS4 (SCALE 5.1), previamente cualificada, en las aplicaciones de cálculos de blindaje de contenedores.

A basic requirement for the design and licensing of transport and storage spent fuel casks is to guarantee an appropriate shielding against neutron and gamma.Results of dose calculations for different casks design with the sequence MAVRIC of SCALE 6.1 are presented. This version of MAVRIC, released in June 2011, includes, among other improvements, cylindrical meshes definition to simulate surface detectors. The capacity to simulate surface detectors, only available in SAS4 sequence with MORSE code up to version SCALE 6.1, is a major improvement for design and licensing calculations of spent fuel casks.The calculations presented are part of ENUSA MAVRIC (SCALE 6.1) qualification to replace SAS4 sequence, previously qualified, for the applications of shielding casks calculations.

L A S M E J O R E S P O N E N C I A S D E L A 3 8 ª R E U N I Ó N A N U A L D E L A S N E

C O M B U S T I B L E


M e j o r p o n e n c i a

CARLOS CASADO SÁNCHEZ es licenciado en Ciencias Físicas por la Universidad Autónoma de Madrid y diplomado en Ingeniería Nuclear por la Junta de Energía Nuclear. Actualmente, trabaja en Enusa Industrias Avanzadas S.A. en las áreas de Análisis de Criticidad, Blindaje y Evaluación de Término Fuente de Radiación y Calor.

ISABEL PATRICIA RUBIO OVIEDO es ingeniera industrial y máster en Ciencia y Tecnología Nuclear por la Universidad Politécnica de Madrid. Actualmente, desempeña su actividad en las áreas de Análisis de Criticidad, Blindaje y Evaluación de Término Fuente en Enusa Industrias Avanzadas S.A.

JAVIER SABATER LLEVOT es ingeniero industrial, especialidad en Técnicas Energéticas, por la Universidad Politécnica de Valencia. Se incorporó a Enusa Industrias Avanzadas S.A. desempeñando su actividad como ingeniero de diseño de recargas. Actualmente, trabaja en el área de Análisis de Criticidad, Blindaje y Evaluación de Término Fuente.

INTRODUCCIÓN La secuencia MAVRIC (Monaco with Auto-mated Variance Reduction Using Importance Calculations) incluida en la nueva versión del paquete SCALE 6.1, resuelve problemas de transporte complejos por Monte Carlo con métodos automáticos de reducción de varianza. El propósito de esta secuencia es el cálculo de flujos y tasas de dosis con incertidumbres asociadas reducidas en tiempos de ejecución razonables.

La versión de MAVRIC de SCALE 6.1 incorpora nuevas capacidades respecto a la versión integrada en SCALE 6.0. Se ha incluido la opción de definición de fuentes múltiples con distribuciones es-paciales, tanto radiales como axiales, en cada fuente. Permite importar distribu-ciones de energía desde un fichero binario de ORIGEN o desde las funciones de res-puesta leídas desde un fichero de seccio-nes eficaces AMPX. Esta nueva versión de MAVRIC también incorpora mejoras en los métodos de reducción de varianza. Se incluye la definición de mallas cilíndricas para simular con mayor precisión los efec-tos espaciales para el cálculo de blindaje con geometrías cilíndricas, como es un

contenedor de combustible irradiado. Por lo tanto, MAVRIC (SCALE 6.1) es una herramienta adecuada para el cálculo de blindaje de radiación neutrónica y ga-mma para el diseño y licenciamiento de contenedores de combustible irradiado.

En este trabajo se presentan resul-tados de la secuencia MAVRIC para diferentes problemas de referencia, comparándolos con las medidas experi-mentales, con el fin de evaluar la capaci-dad de cálculo y modelización de dicha secuencia para los cálculos de blindaje.

CÁLCULOSTodos los cálculos neutrónicos se han realizado con la librería 44groupndf5, ba-sada en ENDF/B-V; y todos los cálculos de radiación gamma con la librería v7-27n19g, basada en ENDF/B-VII.0.

Dosis en el contenedor TN12Descripción del contenedorEl contenedor TN12/2 se emplea para transportar 12 elementos combustibles PWR irradiados desde el emplazamien-to de un reactor japonés hacia la planta de reprocesado, situada en Francia.

El contenedor tiene 6.2 m de altura y 5 m de diámetro, siendo su peso de aproximadamente 102 toneladas cargado con los elementos combusti-bles. Consta de una cavidad interna donde se ubican las cestas para alo-jar el combustible irradiado. El con-tenedor cuenta con absorbentes de impacto situados en la parte superior e inferior de la zona de aletas, forma-dos por chapas de acero inoxidable embaladas con madera de balsa. El cuerpo principal es de acero al carbo-no, recubierto por una capa de resina como blindaje neutrónico. El espesor del cuerpo de acero al carbono y el mínimo espesor de la capa de resina son aproximadamente 30 cm y 10 cm, respectivamente. El contenedor incor-pora aletas refrigeradoras de cobre que actúan como disipadores de calor. En las Figuras 1 y 2 se muestra un es-quema del contenedor de transporte TN12/2 y del modelo desarrollado para MAVRIC, respectivamente.

La cavidad está compuesta por cua-tro secciones de aluminio, separadas por una estructura cruciforme de ace-ro inoxidable. Las cestas del combus-tible son también de aluminio, refor-zadas con rejillas de acero inoxidable con placas de B4C-Cu. En la Figura 3 se puede observar el modelo de la ca-vidad desarrollado para MAVRIC.

Descripción del combustibleEl combustible a transportar es de tipo 15x15. Se ha considerado como combus-tible un material homogéneo conside-rando la fracción de volumen equiva-lente de los componentes estructurales.

Se cargan tres tipos de elementos combustibles, designados como A, B y C, con quemados de ~33000, ~28000 y ~29000 MWd/tU, respectivamente. Por lo tanto, los tipos de combustible B y C pueden ser tratados de manera idéntica. De esta manera, se cargaron cuatro ele-mentos de tipo A en las cuatro posicio-nes interiores y los de tipo B y C en las ocho posiciones exteriores. En la Figura 3 se puede observar la disposición de los distintos tipos de elementos com-bustibles en la cavidad del contenedor.

Cálculos con MAVRICCálculos de dosis neutrónicaSe ha calculado la dosis neutrónica en la superficie del contenedor y a un metro de la misma, en siete posiciones


distribuidas a lo largo de la longitud axial, empleando dos metodologías de cálculo diferentes:• Detectores puntuales situados en

las diferentes posiciones.• Detectores superficiales consisten-

tes en un sector cilíndrico de 2 cm de espesor y superficie equivalente a la superficie útil del detector.En la Figura 4 se representan gráfi-

camente los resultados obtenidos con cada método, comparándolos con las medidas experimentales.

Cálculos de dosis gammaSe ha calculado la dosis gamma en la superficie del contenedor y a un metro de la misma, en cinco posiciones distri-buidas a lo largo de la longitud axial, empleando, al igual que para el caso de cálculo de dosis neutrónica, dos meto-dologías de cálculo diferentes:• Detectores puntuales situados en

las diferentes posiciones.• Detectores superficiales consisten-

tes en un sector cilíndrico de 2 cm

Figura 1. Contenedor de Transporte TN12/2 [2]. Figura 2. Sección XZ del modelo de MAVRIC - Contenedor TN12/2 .

Figura 3.- Sección XY del modelo de MAVRIC - Contenedor TN12/2.

Figura 4. Tasa de dosis neutrónica - Contenedor TN12/2

de espesor y superficie equivalente a la superficie útil del detector.En la Figura 5 se representan gráfi-

camente los resultados obtenidos con cada método, comparándolos con las medidas experimentales.

Análisis de resultados

En la Tabla 1 se muestra un resumen de los valores medios de la relación calculado-experimental, incertidum-bre y tiempo de ejecución emplea-do en el cálculo de Monte Carlo para cada una de las metodologías, tanto para los cálculos de dosis neutrónica como dosis gamma.

Dosis neutrónicaA la vista de los resultados se com-prueba que no hay diferencias signi-ficativas entre ambas metodologías de cálculo. Al emplear un detector puntual se obtienen incertidumbres asociadas a los resultados menores y, por el contrario, los tiempos de ejecu-ción invertidos en el cálculo de Monte Carlo son mayores que los del detec-tor superficial.

Las tasas de dosis neutrónica cal-culadas con MAVRIC a un metro de la superficie del contenedor muestran muy buen acuerdo con las medidas experimentales. Los resultados ob-tenidos para la superficie del conte-nedor sobreestiman ligeramente los resultados experimentales.

Dosis gammaTal como ocurre para los cálculos de

dosis neutrónica, se comprueba que no hay diferencias significativas entre los resultados obtenidos con ambas metodologías de cálculo. Al emplear un detector puntual se obtienen incer-tidumbres asociadas a los resultados menores y, por el contrario, los tiem-pos de ejecución invertidos en el cál-culo de Monte Carlo son mayores que los del detector superficial.

Las tasas de dosis gamma calculadas con MAVRIC para las dos posiciones respecto a la superficie del contenedor muestran un buen acuerdo con las me-didas experimentales, subestimando ligeramente dichas medidas dentro de las incertidumbres experimentales.

Dosis en un contenedor con fuente de 252CfDescripción del contenedorEn el Central Research Institute of Elec-tric Power Industry (CRIEPI), en Japón, se midieron dosis neutrónica y gamma como parte de las pruebas de certifica-ción de un contenedor de combustible irradiado. Los contenedores que se estudiaron fueron diseñados para al-macenar tres elementos combustibles PWR o siete elementos combustibles BWR. Sin embargo, la fuente neutróni-ca que se utilizó en el experimento fue de 252Cf distribuida en la superficie de un cilindro hueco. A continuación, se detallan las características principales de la estructura del contenedor:• El núcleo del contenedor está lleno de

agua donde se sitúa la fuente de 252Cf.• La estructura principal está compues-

ta de cilindros concéntricos de acero inoxidable y plomo.

• La parte superior e inferior del conte-nedor son placas de acero inoxidable.

• El contenedor cuenta con absorbentes de impacto situados en la parte su-perior e inferior (bloques de madera laminados con acero inoxidable).

• El contenedor cuenta con unas delga-das aletas anulares de cobre, que ac-túan como disipadores de calor, envol-viendo al blindaje externo de la resina.En la Figura 6 se muestra un esquema

del contenedor de transporte estudiado.Descripción de la fuente La fuente utilizada consiste en un ci-lindro hueco de aluminio de 3,5 mm de espesor y 25 cm de radio con una altura total de 50 cm. En la superficie, se encuentran dispersas 80 partículas de 252Cf, cada una de ellas con la misma intensidad. La masa total de 252Cf es de 1,026 mg, que se corresponde con una intensidad de la fuente de 2,4E+09 n/s.

El espectro de 252Cf se ha aproxima-do a un espectro de Watt:

N(E) ≈ e− E /1.025 ⋅ sinh 2.296E siendo E la energía del neutrón en MeV.

Descripción de la instalación experimentalEl contenedor se sitúa verticalmente en una plataforma giratoria de acero inoxidable de 125 cm de radio, dentro de una sala de 750 cm de ancho con paredes de hormigón de 40 cm de es-pesor. El suelo es de hormigón con un espesor de 100 cm y el techo de acero inoxidable con 1 cm de espesor. En la Figura 7 se muestra un esquema del

LAS MEJORES PONENCIAS DE LA 38ª REUNIÓN ANUAL DE LA SNE


Figura 5. Tasa de dosis gamma - Contenedor TN12/2.

Tabla 1. Valores medios de los resultados de MAVRIC SCALE 6.1- Contenedor TN12/2.

Metodología

Tasa de Dosis Neutrónica Tasa de Dosis Gamma

C/E Incert. Rel

TiempoMonte Carlo

(min)C/E Incert.

Rel

TiempoMonte Carlo

(min)

Detector Puntual 1.067 0.0059 67.4 0.904 0.0250 17.8

Detector Superficial 1.074 0.0438 24.8 0.857 0.0620 2.4

Figura 6. Contenedor de Transporte con fuente de 252Cf [5].

perficial consistente en un anillo ci-líndrico con un radio equivalente a la distancia fuente-detector puntual, lo cual define un mapa de importancias simétrico, tal como se muestra en la Figura 10. Por el contrario, para el caso con detector puntual, en el que se defi-ne el mapa de importancias alrededor del dicho punto, se obtiene un mapa de importancias asimétrico, tal como se puede observar en la Figura 11.

Para seleccionar el método de cálcu-lo más adecuado se debe alcanzar un compromiso entre el tiempo de ejecu-ción e incertidumbre. La metodología del detector puntual es con la que se obtiene una incertidumbre menor de los resultados para el mismo número de partículas rastreadas. Sin embargo,


modelo de MAVRIC de la instalación.

Cálculos con MAVRIC

Cálculos de dosis neutrónicaSe han realizado cálculos independientes para las distancias de 15 cm, 60 cm y 145 cm desde la superficie del contenedor. Para cada una de es-tas distancias, se ha calculado la dosis neutró-nica para siete cotas axiales diferentes, tal como se tomaron los resultados experimentales. Los cálculos se han realizado situando un detector puntual en cada una de estas posiciones.

En la Figura 8 se representan gráficamente los resultados obtenidos con los diferentes detectores puntuales, comparándolos con las medidas experimentales.

Cálculos de dosis gammaLa resina del contenedor es un blindaje neutró-nico efectivo, sin embargo, debido a las reaccio-nes H(n,γ) se generan fotones secundarios en este material. La radiación gamma secundaria proviene, por tanto, de la resina y de las pare-des y suelos de la instalación experimental.

Se han realizado cálculos independientes para distancias comprendidas entre 6 cm y 2 m desde la superficie del contenedor. Todos es-tos cálculos se han realizado en el plano axial correspondiente al centro de la fuente de 252Cf.

Para ello se han empleado dos metodolo-gías de cálculo diferentes:• Detectores puntuales situados en las dife-

rentes posiciones.• Detectores superficiales cilíndricos consis-

tentes en un anillo de 1 cm espesor y altura equivalente a la altura del detector, centrado en las diferentes posiciones.En la Figura 9 se representan gráficamente

los resultados obtenidos con cada uno de los dos métodos, comparándolos con las medidas experimentales.

Análisis de resultadosEn la Tabla 2 se muestra un resumen de los valores medios de la relación calculado-expe-rimental, incertidumbre y tiempo de ejecución empleado en el cálculo de Monte Carlo.

Dosis neutrónicaLas tasas de dosis neutrónica calculadas con MAVRIC para las tres distancias desde la su-perficie del contenedor muestran un buen

acuerdo con las medidas experimenta-les, subestimando ligeramente dichas medidas dentro de las incertidumbres experimentales.

Dosis gammaTal como ocurre para los cálculos de do-sis neutrónica, se comprueba que las ta-sas de dosis gamma muestran un buen acuerdo con las medidas experimenta-les, subestimando ligeramente dichas medidas dentro de las incertidumbres experimentales, acentuándose al au-mentar la distancia fuente-detector.

Con el fin de reducir el tiempo de ejecución del cálculo de Monte Car-lo y teniendo en cuenta la simetría del problema, se han realizado los cálculos empleando un detector su-

Figura 7. Vista de la sección XZ del modelo de MAVRIC de la instalación.

Figura 8. Tasa de dosis neutrónica - Contenedor con fuente de 252Cf.

Figura 9. Tasa de dosis gamma - Contenedor con fuente de 252Cf.

Tabla 2. Valores medios de los resultados de MAVRIC SCALE 6.1- Contenedor con fuente de 252Cf.

Metodología

Tasa de Dosis Neutrónica Tasa de Dosis Gamma

C/E Incert. Rel

TiempoMonte Carlo

(min)C/E Incert.

Rel

TiempoMonte Carlo

(min)

Detector Puntual 0.835 0.0087 13.69 0.784 0.0064 38.18

Detector Superficial - - - 0.954 0.0203 12.13

el tiempo de ejecución del cálculo de Monte Carlo del método del detec-tor puntual es aproximadamente tres veces mayor que el del detector su-perficial cilíndrico. Por lo tanto, para calcular tasas de dosis en grandes instalaciones simétricas la metodolo-gía del detector superficial cilíndrico será el más adecuado. Sin embargo, para cálculos en una posición con-creta, será más adecuado el uso de detectores puntuales, con los que se obtienen resultados con menor incer-tidumbre asociada.

Detección de neutrones en un laberinto de hormigón con fuente de 252CfDescripción de la instalación experimentalEn 1982 se llevaron a cabo diferentes medidas experimentales del flujo neu-trónico generado por una fuente de 252Cf a través de un laberinto de hor-migón situado en el Institute of High Energy Physics en Protvino (Rusia) con el fin de obtener datos experimentales a emplear en la validación de códigos de transporte.

Estos experimentos se realizaron con dos tipos de fuente de radiación:• Radiación no filtrada, procedente

de la fuente de 252Cf desnuda.• Radiación filtrada, procedente de la

fuente de 252Cf encapsulada en una esfera de polietileno de 30,5 cm de diámetro con una cavidad central esférica de 4 cm de diámetro.Se han considerado las medidas to-

madas en dos configuraciones dife-rentes del laberinto:• Laberinto con paredes de hormigón

(Figura 12).• Laberinto con paredes de hormigón

y blindaje en las paredes de la pri-mera esquina, consistente en placas de polietileno de 6,1 cm de espesor cubiertos por 0,08 cm de cadmio (Figura 13).

El flujo de neutrones se midió con un detector de esfera Bonner [con cristal de 6LiI(Eu)] de 3” (7,62 cm) de diámetro (Figuras 14 y 15) en diferen-tes puntos del laberinto indicados en la Figura 13.

Cálculos con MAVRICSe ha calculado la tasa de reacción 6Li(n,α) en el volumen ocupado por el cristal 6LiI(Eu), combinando el flujo neutrónico con la sección eficaz ma-croscópica de dicha reacción.

En las Figuras 16 y 17 se repre-sentan gráficamente los resultados obtenidos para cada uno de los dos modelos de laboratorio con radiación filtrada y no filtrada, comparándolos con las medidas experimentales.

Análisis de resultadosEn la Tabla 3 se muestra un resumen de los valores medios de la relación cal-culado-experimental, incertidumbre y tiempo de ejecución empleado en el cál-culo de Monte Carlo, para cada tipo de radiación y configuración del laberinto.

Las tasas de reacción calculadas con MAVRIC en las diferentes posicio-nes del laberinto muestran muy buen acuerdo con las medidas experimen-tales para el caso de radiación filtrada, tanto para el laberinto con paredes de hormigón como para el laberinto con blindaje. Por otra parte, los resultados obtenidos para el caso de radiación no filtrada sobreestiman ligeramente los resultados experimentales para ambos modelos del laberinto.



Figura 10. Mapa de Importancias - Detector Superficial Cilíndrico. Figura 11. Mapa de Importancias - Detector Puntual.

Figura 12.- Vista de la sección horizontal del laboratorio [6].

Figura 13.- Vista de la sección horizontal del modelo del laboratorio de MAVRIC.

Figura 14. Esquema del detector térmico [6].

Figura 15. Modelo del detector térmico de MAVRIC.

RESUMEN Y CONCLUSIONESGarantizar un blindaje adecuado fren-te a la radiación neutrónica y gamma es un requisito básico para el diseño y licenciamiento de contenedores de almacenamiento y/o transporte de combustible irradiado.

Los cálculos realizados demuestran que la secuencia MAVRIC de SCALE 6.1 es una herramienta adecuada para el cálculo de blindaje de radiación neutrónica y gamma para el diseño y licenciamiento de contenedores de combustible irradiado. Los resultados neutrónicos obtenidos con MAVRIC están en muy buen acuerdo con las medidas experimentales. En cuanto a la radiación gamma, los resultados obtenidos con MAVRIC subestiman ligeramente las medidas experimen-tales.

Estos cálculos han formado parte de la cualificación en Enusa de MAVRIC (SCALE 6.1) para sustituir a la secuen-cia SAS4 (SCALE 5.1), previamente cualificada para las aplicaciones de cálculos de blindaje de contenedores. De esta manera, Enusa dispone de una herramienta versátil y de la capa-cidad adecuada para realizar cálculos

de transporte de radiación para el di-seño y licenciamiento de contenedores de almacenamiento y/o transporte de combustible irradiado, así como para otras aplicaciones de blindaje.

REFERENCIAS

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Figura 16. Tasa de Reacción en laberinto con paredes de hormigón.

Figura 17. Tasa de Reacción en laberinto con blindaje.

Tabla 3. Valores medios de los resultados de MAVRIC SCALE 6.1- Laberinto de hormigón con fuente de 252Cf

Radiación

Laberinto con paredes de hormigón Laberinto con blindaje

C/E Incert. RelTiempo

Monte Carlo(min)

C/E Incert.RelTiempo

Monte Carlo(min)

No Filtrada 1.433 0.0637 156.49 1.235 0.0640 153.98

Filtrada 1.040 0.0760 144.63 1.056 0.1027 152.36


Proyectos de Iberdrola Ingeniería y Construcción en el EPR de Flamanville 3J. Zornoza, H. Dumas, J.L. Sesma, B. Cubián y J.I. Díaz

Iberdrola Ingenieria y Construccion participa desde hace cinco años en cinco proyectos sobre el EPR de Flamanville 3, tanto en la isla nuclear como en la isla convencional y la estación de bombeo.Estos proyectos representan un reto desde el punto de vista técnico debido a las altas exigencias aplicables al proyecto por el retorno de experiencia del explotador EDF así como al cumplimiento de las nuevas reglamentaciones surgidas desde la realización de la última central nuclear en Francia.Este artículo presenta la descripción de dichos proyectos, así como su estado actual de avance.

Iberdrola Engineering & Construction is participating during the last 5 years in 5 projects on the Flamanville 3 EPR, both in the nuclear island and conventional island and the pump house.These projects represent a challenge from the technical point of view due to the high requirements applicable to the project because of the experience feedback of the operator EDF and of compliance with new regulations that have emerged since the completion of the last nuclear power station in France.This paper presents the description of these projects, as well as its current status.

L A S M E J O R E S P O N E N C I A S D E L A 3 8 ª R E U N I Ó N A N U A L D E L A S N E

N U E V O S R E A C T O R E S


M e j o r p o n e n c i a

JAVIER ZORNOZAes ingeniero de telecomunicaciones e industrial, especialidad Sistemas Energéticos, ocho años de experiencia en el sector nuclear, en Francia y en proyectos internacionales.

HENRI DUMASes ingeniero industrial, seis años de experiencia en proyectos nucleares internacionales. Experto en transferencia de calor e hidráulica.

JOSÉ LUIS SESMAes ingeniero de minas, siete años de experiencia en el sector nuclear en plantas en operación y proyectos internacionales.

BEGOÑA CUBIÁNes ingeniero Industrial, especialidad Técnicas Energéticas, 13 años de experiencia en el sector nuclear, desarrollando proyectos de apoyo a centrales nucleares españolas (C.N. Cofrentes) y proyectos EPC en Francia.

JOSÉ IGNACIO DÍAZes doctor en Ciencias Químicas, especialidad Ciencia de Materiales e Ingeniería Metalúrgica, 18 años de experiencia en el sector nuclear, en proyectos nacionales e internacionales.

CONTEXTOElectricite de France (EDF) inició en 2006 la construcción de un nuevo reactor nuclear de tipo EPR en su central de Flamanville.

Iberdrola Ingenieria y Construccion (IIC) participa desde hace cinco años en cinco proyectos EPC en la construcción de dicho EPR, tanto en la isla nuclear como en la isla convencional y la estación de bombeo.

Estos proyectos representan un reto desde el punto de vista técnico debido a las altas exigencias aplicables al pro-yecto por el retorno de experiencia del explotador EDF así como al cumpli-miento de las nuevas reglamentacio-nes surgidas desde la realización de la última central nuclear en Francia. Adi-cionalmente, el estado de la cadena de suministro después de varios años sin construcción de nuevas plantas, así como la exigencia en algunos de los proyectos de aplicación de norma-tiva europea, no aceptando el cliente normativa americana, supusieron un desafío añadido.

DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOSCambiadores clase para la isla nuclearEl alcance de este proyecto, realizado en UTE con Equipos Nucleares S.A., consiste en el diseño, aprovisionamien-tos, fabricación, pruebas, transporte y Figura 1 : Introducción del cambiador RRI 3310 EX.

montaje de 21 cambiadores para la isla nuclear, así como el sistema de lim-pieza de bolas asociado a cuatro de ellos para evitar el ensuciamiento de los tubos.

La Tabla 1 muestra el detalle de los equipos suministrados y los valores de clasificación de los equipos en las diferentes categorías aplicables.

Este proyecto comenzó en 2007, y actualmente están fabricados el 90 % de los equipos, un 70 % están ya mon-tados y el 20 % restante está disponible a la espera de la autorización de mon-taje por parte de EDF en función del avance de la planta. Equipos de filtración para el agua de refrigeración esencialEl objeto de este proyecto es el dise-ño, aprovisionamientos, fabricación, pruebas, transporte y montaje de dos filtros de cadenas clase nuclear, así como los sistemas de limpieza asocia-dos, para el filtrado de la refrigeración esencial de la planta. Además, el con-trato incluye también diversos equi-pos auxiliares de filtración, como rejas fijas, limpiarrejas, ataguías, válvulas de compuerta –una de ellas clase nu-

clear– un pantalán, dos bombas de tornillo y un sistema de recuperación de los residuos filtrados.

El proyecto comenzó en 2007, y ac-tualmente están fabricados el 95 % de los equipos, un 80 % están ya montados y los restantes están disponibles a la espera de la accesibilidad a las zonas de montaje en función del avance de la planta.


Desmineralizadores clase para la isla nuclear

El alcance de este proyecto consiste en el diseño, aprovisionamientos, fabricación, pruebas, transporte y montaje de nueve desmineralizadores para la isla nuclear.

La Tabla II muestra el detalle de los equipos suministrador y los valores

Código ECS Class.ESPN

Class.Méca.

Class.Fonct.

Catég.RiesgoPED

Class.Sísmica

Classqualité

Grupo limpieza Codigo Aplicado.

APG 5405/10 EX NC NC NC IV SC2 NC B ASME VIII, Div.1

EVU 1140/50 EX N2 M2 F2 IV SC1 Q2 B ASME III NC + Exigencias Adicionales

EVU 4140/50 EX N2 M2 F2 IV SC1 Q2 B ASME III NC + Exigencias Adicionales

EVU 1420 EX NC NC F2 I SC1 Q3 B ASME VIII, Div.1

EVU 4420 EX NC NC F2 I SC1 Q3 B ASME VIII, Div.1

PTR 1251/52 EX N3 M2 F1B I SC1 Q2 A ASME III NC + Exigencias Adicionales

PTR 2251/52 EX N3 M2 F1B I SC1 Q2 A ASME III NC + Exigencias Adicionales

PTR 3251 EX N3 M2 F2 I SC1 Q2 A ASME III NC + Exigencias Adicionales

RRI 1310 EX NC M3 F1A I SC1 Q3 B ASME VIII, Div.1




TEG 1103 EX N3 M3 F2 III NC Q3 B ASME VIII, Div.1


TEG 2123 EX N3 M3 F2 0 NC Q3 B ASME VIII, Div.1

TEG 2223 EX N3 M3 F2 0 NC Q3 B ASME VIII, Div.1


REA 2593 EX N3 M3 F1B 0 SC2 Q3 A ASME VIII, Div.1

REA 3593 EX N3 M3 F1B 0 SC2 Q3 A ASME VIII, Div.1

REA 4383 EX N3 NC NC 0 NC Q3 A ASME VIII, Div.1

REA 5383 EX N3 NC NC 0 NC Q3 A ASME VIII, Div.1

Limpieza de bolas (4x) NC M3 F2/ F1A 0 SC1 Q3 C EN-13445+ Exigencias Adicionales

Tabla 1: Clasificación de los cambiadores de la isla nuclear

Figura 2: Ilustración de varios de los equipos suministrados en el contrato.

de clasificación de los equipos en las diferentes categorías aplicables.

Este proyecto comenzó en 2008, y actualmente están fabricados todos los equipos, un 65 % están ya montados y el 35 % restante está disponible a la es-pera de la autorización de montaje por parte de EDF en función del avance de la planta.

Sistema de tratamiento del agua de condensado durante el re-encendido El objeto de este proyecto es el diseño, aprovisionamientos, fabricación, prue-bas, transporte y montaje de un siste-ma completo de tratamiento parcial

del agua de condensado durante las primeras horas posteriores al re-en-cendido de la planta. El sistema inclu-ye etapas de prefiltración y filtración, desmineralización y filtración atrapa-resinas, así como una etapa previa de regulación de caudal.

A día de hoy, todos los equipos es-tán fabricados y el montaje electrome-cánico está en curso con una finaliza-ción prevista a finales de año.

Sistema de electrocloración para el agua de circulaciónEl alcance de este proyecto consiste en el diseño, aprovisionamientos, fabri-

cación, pruebas, transporte y montaje de una planta de generación de hipo-clorito de sodio para el tratamiento por electrocloración del agua de circu-lación a partir del propio agua de cir-culación. El sistema incluye etapas de bombeo, filtración, la electrocloración propiamente dicha, desgasificación y evacuación del hidrógeno producido, almacenamiento del hipoclorito de so-dio e inyección.

Actualmente, la mayoría de los equi-pos están fabricados, y el montaje de las tuberías de la etapa de inyección ya ha sido realizado. El montaje del resto del sistema está comenzará en enero de 2013.



Figura 4: Introducción de los desmineralizadores APG 81x0 DE.

Figura 6: Imagen CAD de los principales componentes del sistema de electrocloración.

Código ECS Class. ESPN Class. Méca. Class. Fonct. Catég. RiesgoPED

Class.Sismica Class qualité Grupo limpieza Codigo Aplicado

APG8120DE NC NC NC I NC NC B EN13445




PTR4524DE NC M3 F2 I NC Q3 B EN13445

TEP2211DE N3 M3 F2 I NC Q3 A EN13445

TEU4220DE NC M3 F2 I NC Q3 B ASME VIII div.1



Tabla II : Clasificación de los desmineralizadores de la isla nuclear.

Figura 5: Sistema de tratamiento del agua de condensado durante el re-encendido.

Figura 3: Canal de toma de agua de circulación de Flamanville 3.

ALEMANIA (9/0)

BROKDORF PWR ■ 1410 1480 1986EMSLAND PWR ■ 1329 1400 1988GRAFENRHEINFELD PWR ■ 1275 1345 1982GROHNDE PWR ■ 1360 1430 1985GUNDREMMINGEN-B BWR ■ 1284 1344 1984GUNDREMMINGEN-C BWR ■ 1288 1344 1985ISAR-2 PWR ■ 1400 1475 1988NECKARWESTHEIM-2 PWR ■ 1310 1400 1989PHILIPPSBURG-2 PWR ■ 1392 1458 1985

ARGENTINA (2/1)

ATUCHA-1 PHWR ■ 335 357 1974EMBALSE PHWR ■ 600 648 1983ATUCHA-2 PHWR ■ 692 745 (2013)

ARMENIA (1/0)

ARMENIA-2 PWR-VVR ■ 376 408 1980

BÉLGICA (7/0)

DOEL-1 PWR ■ 392 412 1975DOEL-2 PWR ■ 433 454 1975DOEL-3 PWR ■ 1006 1056 1982DOEL-4 PWR ■ 985 1041 1985TIHANGE-1 PWR ■ 962 1009 1975TIHANGE-2 PWR ■ 1008 1055 1983TIHANGE-3 PWR ■ 1015 1065 1985

BRASIL (2/1)

ANGRA-1 PWR ■ 626 657 1984ANGRA-2 PWR ■ 1275 1356 1999ANGRA-3 PWR ■ 1245 1300 (-)

BULGARIA (2/0)

KOZLODUY-5 PWR-VVR ■ 953 1000 1987KOZLODUY-6 PWR-VVR ■ 953 1000 1989

CANADÁ (19/0)

BRUCE A-1 PHWR ■ 732 824 1977BRUCE A-2 PHWR ■ 696 786 1977BRUCE A-3 PHWR ■ 750 805 1978BRUCE A-4 PHWR ■ 750 805 1978BRUCE B-5 PHWR ■ 790 840 1985BRUCE B-6 PHWR ■ 822 891 1984BRUCE B-7 PHWR ■ 806 840 1986BRUCE B-8 PHWR ■ 790 840 1987DARLINGTON-1 PHWR ■ 881 935 1993DARLINGTON-2 PHWR ■ 881 935 1990DARLINGTON-3 PHWR ■ 881 935 1993DARLINGTON-4 PHWR ■ 881 935 1993PICKERING A-1 PHWR ■ 515 542 1971PICKERING A-4 PHWR ■ 515 542 1973PICKERING B-5 PHWR ■ 516 540 1983PICKERING B-6 PHWR ■ 516 540 1984PICKERING B-7 PHWR ■ 516 540 1985PICKERING B-8 PHWR ■ 516 540 1986POINT LEPREAU PHWR ■ 635 680 1983

CHINA (17/29)

CEFR FBR ■ 20 25 2012GUANGDONG-1 PWR ■ 944 25 1993GUANGDONG-2 PWR ■ 944 984 1994LING AO 1 PWR ■ 938 984 2002LING AO 2 PWR ■ 938 990 2002LING AO 3 PWR ■ 1000 990 2010LING AO 4 PWR ■ 1000 1087 2011NINGDE 1 PWR ■ 1018 1089 2012QINSHAN 1 PWR ■ 288 310 1992QINSHAN 2-1 PWR ■ 610 650 2002QINSHAN 2-2 PWR ■ 610 650 2004QINSHAN 2-3 PWR ■ 610 642 2010QINSHAN 2-4 PWR ■ 610 650 2011QINSHAN 3-1 PHWR ■ 665 728 2002QINSHAN 3-2 PHWR ■ 665 728 2003TIANWAN 1 PWR-VVR ■ 1000 1060 2005TIANWAN 2 PWR-VVR ■ 1000 1060 2007CHANGJIANG-1 PWR ■ 610 650 (-)CHANGJIANG-2 PWR ■ 610 650 (-)FANGCHENGGANG-1 PWR ■ 1000 1087 (-)FANGCHENGGANG-2 PWR ■ 1000 1000 (-)FANGJIASHAN 1 PWR ■ 1000 1087 (-)FANGJIASHAN 2 PWR ■ 1000 1087 (-)FUQING 1 PWR ■ 1000 1087 (-)FUQING 2 PWR ■ 1000 1087 (-)FUQING 3 PWR ■ 1000 1087 (-)FUQING 4 PWR ■ 1000 1080 (-)HAIYANG 1 PWR ■ 1000 1115 (-)HAIYANG 2 PWR ■ 1100 1180 (-)HONGYANHE 1 PWR ■ 1000 1087 (2013)HONGYANHE 2 PWR ■ 1000 1087 (-)HONGYANHE 3 PWR ■ 1000 1087 (-)HONGYANHE 4 PWR ■ 1000 1087 (-)NINGDE 2 PWR ■ 1000 1087 (-)NINGDE 3 PWR ■ 1000 1080 (-)NINGDE 4 PWR ■ 1000 1080 (-)SANMEN 1 PWR-AP 1000 ■ 1000 1115 (-)SANMEN 2 PWR-AP 1000 ■ 1000 1115 (-)SHIDAOWAN 1 HTGR ■ 200 211 (-)TAISHAN 1 PWR-EPR ■ 1670 1750 (-)TAISHAN 2 PWR ■ 1670 1750 (-)TIANWAN 3 PWR-VVR ■ 1050 1126 (-)YANGJIANG 1 PWR ■ 1000 1087 (-)YANGJIANG 2 PWR ■ 1000 1087 (-)YANGJIANG 3 PWR ■ 1000 1080 (-)YANGJIANG 4 PWR ■ 1000 1080 (-)

COREA (23/4)

KORI-1 PWR ■ 573 610 1978KORI-2 PWR ■ 637 682 1983KORI-3 PWR ■ 963 1005 1985KORI-4 PWR ■ 967 1005 1986SHIN KORI-1 PWR ■ 1000 1060 2010SHIN KORI-2 PWR ■ 1006 1045 2012SHIN WOLSONG-1 PWR ■ 939 1060 2012ULJIN-1 PWR ■ 939 988 1988

REACTORES NUCLEARES EN EL MUNDO EN 2012

POTENCIA (MW)

AÑO NOMBRE TIPO ESTADO NETA BRUTA OPERACIÓN COMERCIAL

POTENCIA (MW)


Estado:■ En operación (437 unidades) ■ En construcción (67 unidades)

Tipo de reactor:- BWR: Reactor de agua en ebullición.- BWR-ABWR: Reactor de agua en ebullición avanzado.- FBR: Reactor reproductor rápido.- GCR: Reactor refrigerado por gas y moderado por grafito.- GCR-AGR: Reactor avanzado refrigerado por gas y moderado por grafito de tipo

británico.- LWGR: Reactor refrigerado por agua en ebullición y moderado por grafito de tipo ruso.

Tipo de reactor:- LWGR-RBMK : Reactor refrigerado por agua en ebullición y moderado por grafito

de tipo ruso, de 1000 MW de potencia.- PHWR: Reactor de agua a presión moderado por agua pesada.- PWR: Reactor de agua a presión.- PWR-(AP 1000, APR 1400, EPR) : Reactor de agua a presión avanzado.- PWR-VVR: Reactor de agua a presión del tipo ruso.- THGR: Reactor de alta temperatura refrigerado por gas.

LEYENDA

Fuentes: OIEA, ATW y elaboración propia.País (nº de unidades en operación / nº de unidades en construcción)

ULJIN-2 PWR ■ 937 990 1989ULJIN-3 PWR ■ 994 1050 1998ULJIN-4 PWR ■ 993 1054 1998ULJIN-5 PWR ■ 994 1056 2003ULJIN-6 PWR ■ 991 1055 2004WOLSONG-1 PHWR ■ 578 622 1983WOLSONG-2 PHWR ■ 684 740 1997WOLSONG-3 PHWR ■ 682 737 1999WOLSONG-4 PHWR ■ 685 740 1999YONGGWANG-1 PWR ■ 945 1002 1986YONGGWANG-2 PWR ■ 939 995 1987YONGGWANG-3 PWR ■ 985 1048 1995YONGGWANG-4 PWR ■ 988 1046 1996YONGGWANG-5 PWR ■ 987 1043 2001YONGGWANG-6 PWR ■ 993 1057 2002SHIN KORI-3 PWR-APR 1400 ■ 1350 1400 (-)SHIN KORI-4 PWR-APR 1400 ■ 1350 1400 (-)SHIN-ULCHIN-1 PWR ■ 1340 1400 (-)SHIN WOLSONG-2 PWR ■ 950 1000 (-)

EMIRATOS ÁRABES (0/1)BARAKAH-1 PWR-APR1400 ■ 1345 1400 (-)

ESLOVAQUIA (4/2)

BOHUNICE-3 PWR-VVR ■ 408 440 1985BOHUNICE-4 PWR-VVR ■ 408 440 1985MOCHOVCE-1 PWR-VVR ■ 408 440 1998MOCHOVCE-2 PWR-VVR ■ 408 440 1999MOCHOVCE-3 PWR-VVR ■ 408 440 (2014)MOCHOVCE-4 PWR-VVR ■ 408 440 (2015)

ESLOVENIA (1/0)

KRSKO PWR ■ 696 727 1983

ESPAÑA (8/0)

ALMARAZ-1 PWR ■ 1002 1035 1981ALMARAZ-2 PWR ■ 956 980 1983ASCÓ-1 PWR ■ 1001 1033 1984ASCÓ-2 PWR ■ 992 1027 1985COFRENTES BWR ■ 1064 1092 1985SANTA MARIA DE GARONA BWR ■ 446 466 1971TRILLO-1 PWR ■ 1003 1066 1988VANDELLOS-2 PWR ■ 1045 1087 1987

ESTADOS UNIDOS (104/1)

ARKANSAS NUCLEAR ONE-1 PWR ■ 840 903 1974ARKANSAS NUCLEAR ONE-2 PWR ■ 998 1065 1980BEAVER VALLEY-1 PWR ■ 849 887 1976BEAVER VALLEY-2 PWR ■ 832 888 1987BRAIDWOOD-1 PWR ■ 1178 1242 1988BRAIDWOOD-2 PWR ■ 1152 1210 1988BROWNS FERRY-1 BWR ■ 1108 1155 1974BROWNS FERRY-2 BWR ■ 1112 1152 1975BROWNS FERRY-3 BWR ■ 1114 1154 1977BRUNSWICK-1 BWR ■ 938 1006 1977BRUNSWICK-2 BWR ■ 937 1007 1975BYRON-1 PWR ■ 1164 1242 1985BYRON-2 PWR ■ 1160 1210 1987CALLAWAY-1 PWR ■ 1190 1236 1985CALVERT CLIFFS-1 PWR ■ 873 890 1975CALVERT CLIFFS-2 PWR ■ 862 889 1977CATAWBA-1 PWR ■ 1129 1205 1985CATAWBA-2 PWR ■ 1129 1205 1986CLINTON-1 BWR ■ 1043 1077 1987COLUMBIA BWR ■ 1108 1236 1984COMANCHE PEAK-1 PWR ■ 1196 1259 1990COMANCHE PEAK-2 PWR ■ 1150 1215 1993COOPER BWR ■ 760 801 1974CRYSTAL RIVER-3 PWR ■ 912 890 1977DAVIS BESSE-1 PWR ■ 949 905 1978DIABLO CANYON-1 PWR ■ 1122 1197 1985DIABLO CANYON-2 PWR ■ 1118 1197 1985DONALD COOK-1 PWR ■ 1029 1131 1975DONALD COOK-2 PWR ■ 1077 1151 1978

DRESDEN-2 BWR ■ 867 909 1970DRESDEN-3 BWR ■ 867 909 1971DUANE ARNOLD BWR ■ 581 630 1975FARLEY-1 PWR ■ 851 895 1977FARLEY-2 PWR ■ 860 905 1981FERMI-2 BWR ■ 1122 1215 1988FITZPATRICK BWR ■ 825 859 1975FORT CALHOUN-1 PWR ■ 478 501 1973GINNA PWR ■ 498 579 1970 GRAND GULF-1 BWR ■ 1266 1329 1985HATCH-1 BWR ■ 876 911 1974HATCH-2 BWR ■ 883 924 1979HOPE CREEK-1 BWR ■ 1185 1243 1986INDIAN POINT-2 PWR ■ 1028 1067 1974INDIAN POINT-3 PWR ■ 1025 1065 1976KEWAUNEE PWR ■ 556 581 1974LA SALLE-1 BWR ■ 1118 1166 1984LA SALLE-2 BWR ■ 1120 1178 1984LIMERICK-1 BWR ■ 1134 1183 1986LIMERICK-2 BWR ■ 1134 1183 1990MCGUIRE-1 PWR ■ 1100 1225 1981MCGUIRE-2 PWR ■ 1100 1225 1984MILLSTONE-2 PWR ■ 882 917 1975MILLSTONE-3 PWR ■ 1155 1206 1986MONTICELLO BWR ■ 572 613 1971NINE MILE POINT-1 BWR ■ 621 650 1969NINE MILE POINT-2 BWR ■ 1140 1205 1988NORTH ANNA-1 PWR ■ 924 976 1978NORTH ANNA-2 PWR ■ 910 960 1980OCONEE-1 PWR ■ 846 911 1973OCONEE-2 PWR ■ 846 911 1974OCONEE-3 PWR ■ 846 911 1974OYSTER CREEK BWR ■ 619 670 1969PALISADES PWR ■ 788 845 1971PALO VERDE-1 PWR ■ 1311 1428 1986PALO VERDE-2 PWR ■ 1314 1428 1988PALO VERDE-3 PWR ■ 1247 1368 1986PEACH BOTTOM-2 BWR ■ 1112 1182 1974PEACH BOTTOM-3 BWR ■ 1112 1182 1974PERRY-1 BWR ■ 1231 1311 1987PILGRIM BWR ■ 685 728 1972POINT BEACH-1 PWR ■ 512 530 1970POINT BEACH-2 PWR ■ 514 530 1972PRAIRIE ISLAND-1 PWR ■ 538 560 1973PRAIRIE ISLAND-2 PWR ■ 538 560 1974QUAD CITIES-1 BWR ■ 867 912 1973QUAD CITIES-2 BWR ■ 867 912 1973RIVER BEND-1 BWR ■ 957 992 1986ROBINSON 2 PWR ■ 710 790 1971SALEM-1 PWR ■ 1130 1233 1977SALEM-2 PWR ■ 1107 1233 1981SAN ONOFRE-2 PWR ■ 1080 1127 1983SAN ONOFRE-3 PWR ■ 1080 1127 1984SEABROOK-1 PWR ■ 1161 1244 1990SEQUOYAH-1 PWR ■ 1150 1186 1981SEQUOYAH-2 PWR ■ 1127 1181 1982SHEARON HARRIS-1 PWR ■ 900 960 1987SOUTH TEXAS-1 PWR ■ 1280 1333 1988SOUTH TEXAS-2 PWR ■ 1280 1333 1989ST. LUCIE-1 PWR ■ 839 872 1976ST. LUCIE-2 PWR ■ 839 882 1983SURRY-1 PWR ■ 799 847 1972SURRY-2 PWR ■ 799 847 1973SUSQUEHANNA-1 BWR ■ 1135 1202 1983SUSQUEHANNA-2 BWR ■ 1140 1207 1985THREE MILE ISLAND-1 PWR ■ 850 890 1974TURKEY POINT-3 PWR ■ 693 760 1972TURKEY POINT-4 PWR ■ 693 760 1973VERMONT YANKEE BWR ■ 605 635 1972VIRGIL C. SUMMER PWR ■ 966 1005 1984VOGTLE-1 PWR ■ 1174 1235 1987VOGTLE-2 PWR ■ 1173 1235 1989WATERFORD-3 PWR ■ 1152 1200 1985

POTENCIA (MW)


POTENCIA (MW)


WATTS BAR-1 PWR ■ 1121 1210 1996WOLF CREEK PWR ■ 1131 1173 1985WATTS BAR-2 PWR ■ 1180 1250 (2015)

FINLANDIA (4/1)

LOVIISA-1 PWR-VVR ■ 488 510 1977LOVIISA-2 PWR-VVR ■ 488 510 1981OLKILUOTO-1 BWR ■ 860 890 1979OLKILUOTO-2 BWR ■ 860 890 1982OLKILUOTO-3 PWR-EPR ■ 1510 1600 (-)

FRANCIA (58/1)

BELLEVILLE-1 PWR ■ 1310 1363 1987BELLEVILLE-2 PWR ■ 1310 1363 1988BLAYAIS-1 PWR ■ 910 951 1981BLAYAIS-2 PWR ■ 910 951 1982BLAYAIS-3 PWR ■ 910 951 1983BLAYAIS-4 PWR ■ 910 951 1983BUGEY-2 PWR ■ 910 945 1978BUGEY-3 PWR ■ 910 945 1978BUGEY-4 PWR ■ 880 917 1979BUGEY-5 PWR ■ 880 917 1979CATTENOM-1 PWR ■ 1300 1362 1986CATTENOM-2 PWR ■ 1300 1362 1987CATTENOM-3 PWR ■ 1300 1362 1990CATTENOM-4 PWR ■ 1300 1362 1991CHINON-B-1 PWR ■ 905 954 1982CHINON-B-2 PWR ■ 905 954 1983CHINON-B-3 PWR ■ 905 954 1986CHINON-B-4 PWR ■ 905 954 1987CHOOZ-B-1 PWR ■ 1500 1560 1996CHOOZ-B-2 PWR ■ 1500 1560 1997CIVAUX-1 PWR ■ 1495 1561 1997CIVAUX-2 PWR ■ 1495 1561 1999CRUAS MEYSSE-1 PWR ■ 915 956 1983CRUAS MEYSSE-2 PWR ■ 915 956 1984CRUAS MEYSSE-3 PWR ■ 915 956 1984CRUAS MEYSSE-4 PWR ■ 915 956 1984DAMPIERRE-1 PWR ■ 890 937 1980DAMPIERRE-2 PWR ■ 890 937 1980DAMPIERRE-3 PWR ■ 890 937 1981DAMPIERRE-4 PWR ■ 890 937 1981FESSENHEIM-1 PWR ■ 880 920 1977FESSENHEIM-2 PWR ■ 880 920 1977FLAMANVILLE-1 PWR ■ 1330 1382 1985FLAMANVILLE-2 PWR ■ 1330 1382 1986GOLFECH-1 PWR ■ 1310 1363 1990GOLFECH-2 PWR ■ 1310 1363 1993GRAVELINES-1 PWR ■ 910 951 1980GRAVELINES-2 PWR ■ 910 951 1980GRAVELINES-3 PWR ■ 910 951 1980GRAVELINES-4 PWR ■ 910 951 1981GRAVELINES-5 PWR ■ 910 951 1984GRAVELINES-6 PWR ■ 910 951 1985NOGENT-1 PWR ■ 1310 1363 1987NOGENT-2 PWR ■ 1310 1363 1988PALUEL-1 PWR ■ 1330 1382 1984PALUEL-2 PWR ■ 1330 1382 1984PALUEL-3 PWR ■ 1330 1382 1985PALUEL-4 PWR ■ 1330 1382 1986PENLY-1 PWR ■ 1330 1382 1990PENLY-2 PWR ■ 1330 1382 1992ST. ALBAN-1 PWR ■ 1335 1381 1985ST. ALBAN-2 PWR ■ 1335 1381 1986ST. LAURENT-B-1 PWR ■ 915 956 1981ST. LAURENT-B-2 PWR ■ 915 956 1981TRICASTIN-1 PWR ■ 915 955 1980TRICASTIN-2 PWR ■ 915 955 1980TRICASTIN-3 PWR ■ 915 955 1980TRICASTIN-4 PWR ■ 915 955 1981FLAMANVILLE-3 PWR-EPR ■ 1510 1600 (2016)

HOLANDA (1/0)

BORSSELE PWR ■ 485 522 1973

HUNGRÍA (4/0)

PAKS-1 PWR-VVR ■ 437 467 1983PAKS-2 PWR-VVR ■ 441 468 1984PAKS-3 PWR-VVR ■ 433 460 1986PAKS-4 PWR-VVR ■ 444 471 1987

INDIA (20/7)

KAIGA-1 PHWR ■ 202 220 2001KAIGA-2 PHWR ■ 202 220 1999KAIGA-3 PHWR ■ 202 220 2007KAIGA-4 PHWR ■ 202 220 2011KAKRAPAR-1 PHWR ■ 202 220 1993KAKRAPAR-2 PHWR ■ 202 220 1995MADRAS KALPAKKAM-1 PHWR ■ 205 220 1984MADRAS KALPAKKAM-2 PHWR ■ 202 220 1986NARORA-1 PHWR ■ 202 220 1992NARORA-2 PHWR ■ 202 220 1991RAJASTHAN-1 PHWR ■ 90 100 1973RAJASTHAN-2 PHWR ■ 187 200 1981RAJASTHAN-3 PHWR ■ 202 220 1999RAJASTHAN-4 PHWR ■ 202 220 2000RAJASTHAN-5 PHWR ■ 202 220 2009RAJASTHAN-6 PHWR ■ 202 220 2010TARAPUR-1 BWR ■ 150 160 1969TARAPUR-2 BWR ■ 150 160 1969TARAPUR-3 PHWR ■ 490 540 2006TARAPUR-4 PHWR ■ 490 540 2005KAKRAPAR-3 PHWR ■ 640 700 (2015)KAKRAPAR-4 PHWR ■ 640 700 (2015)KALPAKKAM FBR ■ 450 500 (-)KUDANKULAM-1 PWR-VVR ■ 953 1000 (-)KUDANKULAM-2 PWR-VVR ■ 953 1000 (-)RAJASTHAN-7 PHWR ■ 630 700 (2016)RAJASTHAN-8 PHWR ■ 630 700 (2016)

IRAN (1/0)

BUSHEHR 1 PWR-VVR ■ 915 1000 2011

JAPÓN (50/2)

FUKUSHIMA I-5 BWR ■ 760 784 1978FUKUSHIMA I-6 BWR ■ 1067 1100 1979FUKUSHIMA II-1 BWR ■ 1067 1100 1982FUKUSHIMA II-2 BWR ■ 1067 1100 1984FUKUSHIMA II-3 BWR ■ 1067 1100 1985FUKUSHIMA II-4 BWR ■ 1067 1100 1987GENKAI-1 PWR ■ 529 559 1975GENKAI-2 PWR ■ 529 559 1981GENKAI-3 PWR ■ 1127 1180 1994GENKAI-4 PWR ■ 1127 1180 1997HAMAOKA-3 BWR ■ 1056 1100 1987HAMAOKA-4 BWR ■ 1092 1137 1993HAMAOKA-5 BWR-ABWR ■ 1325 1380 2004HIGASHIDORI 1 BWR ■ 1067 1100 2005IKATA-1 PWR ■ 538 566 1977IKATA-2 PWR ■ 538 566 1982IKATA-3 PWR ■ 846 890 1994KASHIWAZAKI KARIWA-1 BWR ■ 1067 1100 1985KASHIWAZAKI KARIWA-2 BWR ■ 1067 1100 1990KASHIWAZAKI KARIWA-3 BWR ■ 1067 1100 1993KASHIWAZAKI KARIWA-4 BWR ■ 1067 1100 1994KASHIWAZAKI KARIWA-5 BWR ■ 1067 1100 1990KASHIWAZAKI KARIWA-6 BWR-ABWR ■ 1315 1356 1996KASHIWAZAKI KARIWA-7 BWR-ABWR ■ 1315 1356 1997MIHAMA-1 PWR ■ 320 340 1970MIHAMA-2 PWR ■ 470 500 1972MIHAMA-3 PWR ■ 781 826 1976OHI-1 PWR ■ 1120 1175 1979OHI-2 PWR ■ 1120 1175 1979OHI-3 PWR ■ 1127 1180 1991OHI-4 PWR ■ 1127 1180 1993ONAGAWA-1 BWR ■ 498 524 1984

POTENCIA (MW)


POTENCIA (MW)


ONAGAWA-2 BWR ■ 796 825 1995ONAGAWA-3 BWR ■ 796 825 2002SENDAI-1 PWR ■ 846 890 1984SENDAI-2 PWR ■ 846 890 1985SHIKA-1 BWR ■ 505 540 1993SHIKA-2 BWR-ABWR ■ 1304 1358 2005SHIMANE-1 BWR ■ 439 460 1974SHIMANE-2 BWR ■ 789 820 1989TAKAHAMA-1 PWR ■ 780 826 1974TAKAHAMA-2 PWR ■ 780 826 1975TAKAHAMA-3 PWR ■ 830 870 1985TAKAHAMA-4 PWR ■ 830 870 1985TOKAI-2 BWR ■ 1060 1100 1978TOMARI-1 PWR ■ 550 579 1989TOMARI-2 PWR ■ 550 579 1991TOMARI-3 PWR ■ 912 960 2009TSURUGA-1 BWR ■ 341 357 1970TSURUGA-2 PWR ■ 1115 1160 1986SHIMANE-3 BWR-ABWR ■ 1325 1375 (-)OHMA BWR-ABWR ■ 1325 1385 (-)

MÉXICO (2/0)

LAGUNA VERDE-1 BWR ■ 655 683 1990LAGUNA VERDE-2 BWR ■ 655 683 1995

PAKISTÁN (3/2)

CHASNUPP 1 PWR ■ 300 325 2000CHASNUPP 2 PWR ■ 300 325 2011KANUPP PHWR ■ 125 137 1972CHASNUPP 3 PWR ■ 315 340 (2016)CHASNUPP 4 PWR ■ 315 340 (2017)

REINO UNIDO (16/0)

DUNGENESS-B1 GCR-AGR ■ 555 615 1985DUNGENESS-B2 GCR-AGR ■ 555 615 1986HARTLEPOOL-1 GCR-AGR ■ 605 655 1984HARTLEPOOL-2 GCR-AGR ■ 605 655 1985HEYSHAM I-1 GCR-AGR ■ 575 625 1984HEYSHAM I-2 GCR-AGR ■ 575 625 1985HEYSHAM II-1 GCR-AGR ■ 625 680 1988HEYSHAM II-2 GCR-AGR ■ 625 680 1989HINKLEY POINT B-1 GCR-AGR ■ 610 655 1976HINKLEY POINT B-2 GCR-AGR ■ 610 655 1977HUNTERSTON B-1 GCR-AGR ■ 595 644 1976HUNTERSTON B-2 GCR-AGR ■ 595 644 1977SIZEWELL B PWR ■ 1188 1250 1995TORNESS POINT 1 GCR-AGR ■ 625 682 1988TORNESS POINT 2 GCR-AGR ■ 625 682 1989WYLFA 1 GCR ■ 490 540 1971

REPÚBLICA CHECA (6/0)

DUKOVANY-1 PWR-VVR ■ 411 442 1985DUKOVANY-2 PWR-VVR ■ 413 440 1986DUKOVANY-3 PWR-VVR ■ 427 456 1987DUKOVANY-4 PWR-VVR ■ 412 440 1987TEMELIN-1 PWR-VVR ■ 925 975 1999TEMELIN-2 PWR-VVR ■ 912 981 2002

RUMANÍA (2/0)

CERNAVODA-1 PHWR ■ 650 706 1996CERNAVODA-2 PHWR ■ 655 706 2006

RUSIA (33/11)

BALAKOVO-1 PWR-VVR ■ 953 1000 1986BALAKOVO-2 PWR-VVR ■ 953 1000 1988BALAKOVO-3 PWR-VVR ■ 953 1000 1990BALAKOVO-4 PWR-VVR ■ 953 1000 1993BELOYARSKY-3 (BN-600) FBR ■ 560 600 1981BILIBINO-1 LWGR ■ 11 12 1974BILIBINO-2 LWGR ■ 11 12 1975BILIBINO-3 LWGR ■ 11 12 1976BILIBINO-4 LWGR ■ 11 12 1977KALININ-1 PWR-VVR ■ 953 1000 1985KALININ-2 PWR-VVR ■ 953 1000 1987KALININ-3 PWR-VVR ■ 953 1000 2004KALININ-4 PWR-VVR ■ 950 1000 2011KOLA-1 PWR-VVR ■ 411 440 1973KOLA-2 PWR-VVR ■ 411 440 1975KOLA-3 PWR-VVR ■ 411 440 1982KOLA-4 PWR-VVR ■ 411 440 1984KURSK-1 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1977

KURSK-2 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1979KURSK-3 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1984KURSK-4 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1986LENINGRAD-1 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1974LENINGRAD-2 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1976LENINGRAD-3 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1980LENINGRAD-4 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1981NOVOVORONEZH-3 PWR-VVR ■ 385 417 1972NOVOVORONEZH-4 PWR-VVR ■ 385 417 1973NOVOVORONEZH-5 PWR-VVR ■ 953 1000 1981ROSTOV-1 PWR-VVR ■ 953 1000 2001ROSTOV-2 PWR-VVR ■ 953 1000 2010SMOLENSK-1 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1983SMOLENSK-2 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1985SMOLENSK-3 LWGR-RBMK ■ 925 1000 1990AKADEMIK LOMONOSOV 1 PWR ■ 35/73 40 (-)AKADEMIK LOMONOSOV 2 PWR ■ 35/73 40 (-)BALTIISK-1 PWR-VVR ■ 1109 1194 (2017)BELOYARSKY-4 FBR ■ 750 800 (-)KURSK-5 PWR-VVR ■ 915 1000 (-)LENINGRAD 2-1 PWR-VVR ■ 1085 1170 (-)LENINGRAD 2-2 PWR-VVR ■ 1085 1170 (-)NOVOVORONEZH II-1 PWR-VVR ■ 1114 1200 (-)NOVOVORONEZH II-2 PWR-VVR ■ 1000 1085 (-)ROSTOV-3 PWR-VVR ■ 1011 1085 (-)ROSTOV-4 PWR-VVR ■ 1011 1085 (-)

SURÁFRICA (2/0)

KOEBERG-1 PWR ■ 900 944 1984KOEBERG-2 PWR ■ 900 944 1985

SUECIA (10/0)

FORSMARK-1 BWR ■ 968 1026 1980FORSMARK-2 BWR ■ 964 1030 1981FORSMARK-3 BWR ■ 1155 1212 1985OSKARSHAMN-1 BWR ■ 467 487 1972OSKARSHAMN-2 BWR ■ 602 627 1975OSKARSHAMN-3 BWR ■ 1153 1198 1985RINGHALS-1 BWR ■ 857 875 1976RINGHALS-2 PWR ■ 867 900 1975RINGHALS-3 PWR ■ 1040 1096 1981RINGHALS-4 PWR ■ 907 955 1983

SUIZA (5/0)

BEZNAU-1 PWR ■ 365 380 1969BEZNAU-2 PWR ■ 365 380 1972GOESGEN PWR ■ 970 1020 1979LEIBSTADT BWR ■ 1165 1220 1984MÜEHLEBERG BWR ■ 373 390 1973

TAIWÁN (6/2)

CHINSHAN 1 BWR ■ 604 636 1978 CHINSHAN 2 BWR ■ 604 636 1979 KUOSHENG 1 BWR ■ 948 985 1981 KUOSHENG 2 BWR ■ 948 985 1983 MAANSHAN 1 PWR ■ 890 951 1984 MAANSHAN 2 PWR ■ 890 951 1985LUNGMEN 1 BWR ■ 1315 1356 (-) LUNGMEN 2 BWR ■ 1315 1356 (-)

UCRANIA (15/2)

KHMELNITSKI-1 PWR-VVR ■ 950 1000 1985KHMELNITSKI-2 PWR-VVR ■ 950 1000 2004ROVNO-1 PWR-VVR ■ 363 402 1981ROVNO-2 PWR-VVR ■ 377 416 1982ROVNO-3 PWR-VVR ■ 950 1000 1987ROVNO-4 PWR-VVR ■ 950 1000 2004SOUTH UKRAINE-1 PWR-VVR ■ 950 1000 1983SOUTH UKRAINE-2 PWR-VVR ■ 950 1000 1985SOUTH UKRAINE-3 PWR-VVR ■ 950 1000 1989ZAPOROZHE-1 PWR-VVR ■ 950 1000 1985ZAPOROZHE-2 PWR-VVR ■ 950 1000 1985ZAPOROZHE-3 PWR-VVR ■ 950 1000 1987ZAPOROZHE-4 PWR-VVR ■ 950 1000 1988ZAPOROZHE-5 PWR-VVR ■ 950 1000 1988ZAPOROZHE-6 PWR-VVR ■ 950 1000 1989KHMELNITSKI-3 PWR-VVR ■ 950 1000 (2015)KHMELNITSKI-4 PWR-VVR ■ 950 1000 (2016)

POTENCIA (MW)


POTENCIA (MW)


Datos revisados según la Guía UNESA para IMEX

ESPAÑOLAS

Marzo Acumulado Acumulado1.066 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 775.787 2.273.963 199.452.230Producción neta MWh 727.953 2.134.354 186.746.864Horas acoplado h 743 2.159 191.546Factor de carga o utilización % 97,95 98,80 86,17Factor de operación % 100 100 87,92 Paradas automáticas no programadas 0 0 11Paradas automáticas programadas 0 0 18Paradas no programadas 0 0 28Paradas programadas 0 0 32

Marzo Acumulado Acumulado466 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 0 0 133.335.074Producción neta MWh 0 0 126.976.805Horas acoplado h 0 0 302.218,01Factor de carga o utilización % 0 0 78,51Factor de operación % 0 0 81,92Paradas automáticas no programadas 0 0 150Paradas automáticas programadas 0 0 9Paradas no programadas 0 0 62Paradas programadas 0 0 59

Marzo Acumulado Acumulado1.092 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 794.033 2.348.057 222.451.639Producción neta MWh 763.883 2.259.774 214.144.439Horas acoplado h 743 2.159 223.077,53Factor de carga o utilización % 97,86 100,50 86,76Factor de operación % 100 100 89,04 Paradas automáticas no programadas 0 0 96Paradas automáticas programadas 0 0 7Paradas no programadas 0 0 11Paradas programadas 0 0 32

Ascó I Marzo Acumulado Acumulado1.032,5 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 773.620 2.251.540 210.509.722Producción neta MWh 744.620 2.164.274 201.833.776Horas acoplado h 743 2.159 222.914,28Factor de carga o utilización % 100,84 101 82,69Factor de operación % 100 100 85,81Paradas automáticas no programadas 0 0 92Paradas automáticas programadas 0 0 5Paradas no programadas 0 0 19Paradas programadas 0 0 27

Ascó II Marzo Acumulado Acumulado1.027,2 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 759.680 2.206.210 204.797.200Producción neta MWh 730.411 2.118.222 196.606.277Horas acoplado h 743 2.159 215.086,33Factor de carga o utilización % 99,54 99,48 86,74Factor de operación % 100 100 89,42Paradas automáticas no programadas 0 0 58Paradas automáticas programadas 0 0 4Paradas no programadas 0 0 12Paradas programadas 0 0 27

TRILLO IUFG 34,5%, IBERDROLA G. 48%,

HC G. 15,5%, NUCLENOR 2%

NUCLENOR (ENDESA G. 50%, IBERDROLA G. 50%)Sta. Mª DE GAROÑA

ENDESA G. 72%, IBERDROLA G. 28%

Marzo Acumulado Acumulado1.087,14 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 794.957 2.329.294 188.606.960Producción neta MWh 764.049 2.238.931 180.279.132Horas acoplado h 743 2.159 186.554Factor de carga o utilización % 98,42 99,24 81,21Factor de operación % 100 100 84,11 Paradas automáticas no programadas 0 0 47Paradas automáticas programadas 0 0 0Paradas no programadas 0 0 25Paradas programadas 0 0 36

VANDELLÓS II

ASCÓ ENDESA G. 100%

ENDESA G. 85%, IBERDROLA G. 15%

Almaraz I Marzo Acumulado Acumulado1.035,27 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 765.023 1.181.146 219.189.672Producción neta MWh 739.721 1.138.344 210.642.130Horas acoplado h 743 1.280,5 240.561Factor de carga o utilización % 98,11 52,13 81,56Factor de operación % 100 59,31 85,98Paradas automáticas no programadas 0 3 92Paradas automáticas programadas 0 0 6Paradas no programadas 0 1 19Paradas programadas 0 0 39

Almaraz II Marzo Acumulado Acumulado1.045 MW en el año a origen

Producción bruta MWh 767.369 2.253.078 215.634.497Producción neta MWh 739.858 2.175.544 207.949.310Horas acoplado h 743 2.159 231.935,5Factor de carga o utilización % 98,88 99,92 86,70Factor de operación % 100 100 89,75Paradas automáticas no programadas 0 0 69Paradas automáticas programadas 0 0 6Paradas no programadas 0 0 22Paradas programadas 0 0 32

ENDESA G. 36%, IBERDROLA G. 53%, UFG 11%

ENDESA G. 36%,IBERDROLA G. 53%, UFG 11%ALMARAZ

COFRENTES IBERDROLA G. 100%

CENTRALES NUCLEARESMarzo 2013


MEDIO ASUNTO RESUMEN

2 de abrilENRESA CONTRATA EL DISEÑO DE TAREAS PREVIAS A DESMANTELAR GAROÑA

El director de Operaciones de Enresa, Alejandro Rodríguez, se-ñaló ayer que «si hay un cambio en la postura oficial, la licita-ción se declarará desierta o se rescindirá el contrato».

3 de abrilEL CONSEJO DE SEGURIDAD NUCLEAR TIENE NUEVA DIRECCIÓN

El presidente del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), Fernan-do Martí Scharfhausen, y los consejeros Rosario Velasco, Fer-nando Castelló y Cristina Narbona, tomaron ayer posesión ofi-cialmente de su cargo.

3 de abril

JAPAN TO OVERHAUL ITS ELECTRICITY SECTOR FROM 2015

The break-up of the regional power companies, which operate as quasi-monopolies in spite of halting deregulation efforts that be-gan in the 1990s, is seen by many as the price being paid by the industry in return for government support after Fukushima.

6 de abrilELECTRICITY FOR COOLING SYSTEM IS RESTORED AT NUCLEAR PLANT

Cooling was restored by late evening, and there was no immi-nent danger to the 566 nuclear fuel rods stored in the pool, said the plant’s operator, Tokyo Electric Power.

6 de abrilAPROBADO EL ALMACÉN DE RESIDUOS DE ASCÓ

El Consejo de Seguridad Nuclear ha aprobado un informe para la puesta en marcha de un almacén temporal individual (ATI) en la central nuclear de Ascó, que almacenará el combustible irradiado que ahora se guarda en piscinas de combustible gas-tado.

8 de abril JAPÓN NECESITA LA ENERGÍA NUCLEAR

Japón tiene que dar una segunda oportunidad a la energía nu-clear. El objetivo del primer ministro, Shinzo Abe, de debilitar el yen hará que la electricidad se encarezca en un país que im-porta el 80% de la energía, incluso antes del desastre de Fukus-hima de 2011.

9 de abril

EL GOBIERNO ULTIMA UNA ’ESTRATEGIA GLOBAL ENERGÉTICA’ CON EL APOYO DE CIU

En pleno debate por la negociación para mantener abierta la central Garoña, el texto aconseja definir una propuesta sobre la nuclear que permita su aprovechamiento durante la vida útil de las plantas, en el marco de las propuestas planteadas por la UE. También defiende diversificar las fuentes de producción con-templando las renovables y sin excluir ninguna fuente.

10 de abrilEL GOBIERNO REFORMARÁ EL HISTÓRICO ‘POOL’ ELÉCTRICO TRAS SU COLAPSO

El exceso de energía hidráulica y eólica ha hundido el mercado y ha provocado que Endesa, Iberdrola y Gas Natural no cobren ni un euro por producir. Industria cambiará el sistema.

10 de abrilUN SISMO CAUSA 32 MUERTOS CERCA DE LA NUCLEAR DE BUSHEHR (IRÁN)

Según las autoridades iraníes, el sismo no causó daño alguno a la central ni provocó fugas radiactivas. El terremoto de 6,1 gra-dos causó ayer la muerte de 32 personas e hirió a más de 800.

11 de abrilANTONIO CORNADÓ, PRESIDENTE DEL FORO NUCLEAR

Tomó ayer posesión de su cargo de presidente del Foro Nuclear, para el que fue nombrado la semana pasada por la asamblea de dicha asociación. Cornadó dice que se trata de un sector “indispensable, muy dinámico y prestigioso, con potencial de crecimiento”.

11 de abril

INDUSTRIA DIFICULTA EL ARRANQUE DE GAROÑA CON EL NUEVO TRIBUTO NUCLEAR

Una orden de Industria ha corroborado que el impuesto nuclear que entró en vigor en enero gravará el combustible gastado de las centrales desde que se introdujo en el reactor (incluso antes de la creación del tributo) y se pagará cuando se extraiga defi-nitivamente.

12 de abril AT FUKUSHIMA, NEW FEARS ABOUT VULNERABILITY

More than two years after multiple meltdowns at the Fukushi-ma Daiichi nuclear power p[ant, a series of recent mishaps - in-cluding a blackout set off by a rat and the discovery of leaks of many thousands of liters of radioactive water - have underscored just how vulnerable the plant remains.

14 de abrilCUENTA ATRÁS PARA EL ALMACÉN TEMPORAL DE RESIDUOS DE ASCÓ

El pleno del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) ya ha aproba-do un informe favorable a la puesta en marcha del equipamien-to, que se empezó a construir en octubre de 2011.

LO NUCLEAR EN LOS MEDIOS

Prensa Nacional

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16 de abrilEDUARDO MONTES. PRESIDENTE DE UNESA

«La reforma del sector que prepara el Gobierno tiene que contar con las empresas». «El recibo eléctrico ha bajado porque la de-manda ha caído al nivel de hace nueve años».

16 de abrilLOS MUNICIPIOS NUCLEARES TEMEN QUE GAROÑA SEA «EL NUEVO ZORITA»

Su vicepresidente, Rafael Higuera, reclamó ayer una «alternati-va al fin de la actividad de la central, a la que le quedan menos de tres meses para que expire su licencia de explotación.

17 de abril INAUGURADO AYER UN CURSO DEL CONSEJO DE SEGURIDAD NUCLEAR

Formación para los responsables del nivel de respuesta exterior del Plan de Emergencia Nuclear, (PENCA). La temática trata de forma destacada la prevención y protección.

18 de abrilTOKYO. U.N. TEAM INSPECTING NUCLEAR PLANT

A U.N. nuclear monitoring team on Wednesday began inspec-ting Japan’s crippled Fukushima Daiichi nuclear plant, which continues to suffer leaks of radioactive water and other glitches. The team is primarily reviewing the decommissioning of the plant, which was ravaged in a March 2011 earthquake.

20 de abrilEL CABRIL AUMENTÓ EN UN 32% LA RECEPCIÓN EN 2012

El almacén de residuos nucleares baja y media intensidad de El Cabril hizo balance esta semana de su actividad a lo largo del año pasado. Recepcionó 2.893 metros cúbicos, un 32% más que en 2011 llegando a rozar su tope histórico de 1998 (3.207 metros cúbicos). Ya proyecta un nuevo depósito.

20 de abril LA CARTA DE LA ENERGÍA GANA PESO

LaCarta de la Energía es el tratado internacional por excelencia ya que aglutina a un gran número de países para defender las inversiones en materia energética. Se está utilizando también por parte de las eléctricas alemanas para defenderse de la deci-sión de cierre de las centrales nucleares.

22 de abrilEL EXCESO DE PRODUCCIÓN HIDROELÉCTRICA DETIENE LAS PLANTAS EÓLICAS Y SOLARES

Las lluvias y el deshielo han disparado la generación eléctrica de los pantanos. El kilovatio ha salido gratis muchos días por la saturación de la oferta.

25 de abril REFORMA DEL MERCADO ELÉCTRICO

La comparecencia de Alberto Nadal en la Comisión de Industria del Congreso de los Diputados trató sobre la próxima reforma del sistema eléctrico para reducir el déficit tarifario. Según el secretario de Estado de Energía, “se presentará al Consejo de Ministros antes del 30 de junio”.

25 de abril RESULTADOS TRIMESTRALES DE IBERDROLA

Iberdrola redujo su beneficio en el primer trimestre en un 14% frente al mismo periodo de 2012. En España, el impacto de la nueva fiscalidad aprobada por el Gobierno en el último trimes-tre de 2012 asciende a 122 millones de euros, incluyendo las tasas a la generación, el canon hidroeléctrico y la tasa nuclear. Sánchez Galán lamentó que en España y Reino Unido los im-puestos superen los gastos de personal en más de un 30%.

25 de abril

ENRESA LLAMA A LAS EMPRESAS DEL “CLUSTER” NUCLEAR A PARTICIPAR EN EL ATC

1.200 millones de euros es el presupuesto del almacén nuclear de Cuenca que operará en 2017. El almacén nuclear de Cuen-ca cuenta con los «estudios idóneos», adelantó el presidente de Enresa Gil-Ortega, con lo que a finales de 2014 comenzarán las obras.

26 de abril TAL DÍA COMO HOY 1986. La explosión de un reactor en la central ucraniana de Chernobil provoca el mayor desastre nuclear de la historia.

28 de abril REFORMA DEL SECTOR ENERGÉTICO. EL ELECTRODÉFICIT DE NUNCA ACABAR

En los últimos quince años la potencia instalada se ha multipli-cado casi por tres, al pasar de los 40.000 a los 110.000 me-gavatios. Este avance se ha apoyado en las energías renovables y en los ciclos combinados, mientras que la capacidad de las fuentes hidráulicas de energía, la nuclear y el carbón permane-cían más o menos estables y se apreciaba un descenso impor-tante en las instalaciones de fuel y gas natural.

diariomontañés

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Secciones FIJASNoticias de la SNE

JUEVES NUCLEAR CULTURAL

La Comisión de Programas ha organizado la visita guia-da a la exposición temporal “Impresionismo y aire libre. De Corot a Van Gogh”, en el Museo Thyssen, en Madrid. Analizar el papel de la pin-tura al aire libre como mo-tor de la renovación plástica del siglo XIX era el objeti-vo principal de esta exposi-ción. Según la reseña pre-parada por la Comisión, “en general, tendemos a rela-cionar la pintura al aire libre con el impresionismo pero, cuando Monet, Renoir, Sis-ley o Pissarro empezaron a exponer sus obras en el es-tudio del fotógrafo Nadar, en 1874, la pintura en plein air llevaba ya casi un siglo de desarrollo. Los estudios al aire libre constituyeron, de hecho, parte fundamen-tal de la formación del pin-tor de paisajes desde fines del siglo XVIII. Más tarde, convertida en eje del natu-ralismo, su potencialidad renovadora se extendió has-ta finales del siglo XIX. La muestra reunirá alrededor de 100 obras en un arco cronológico que va desde 1780 hasta 1900, aproxi-madamente; desde los ini-ciadores del paisaje al aire libre, como Pierre-Henri de Valenciennes y Thomas Jo-nes, a artistas como Turner, Constable, Corot, Rousseau,

Courbet, Daubigny y todos los grandes maestros del impresionismo, hasta lle-gar al cambio de siglo con Van Gogh o Cézanne, entre otros muchos nombres im-prescindibles. Su comisario es Juan Ángel López, con-servador de la Colección Carmen Thyssen-Bornemis-za en el Museo Thyssen-Bornemisza de Madrid”.

Como en ocasiones an-teriores, esta actividad ha sido un éxito. La SNE pro-mueve, de esta manera, ini-ciativas dirigidas a sus so-cios.

JUEVES NUCLEARES“LA FORMACIÓN Y LOS ENTORNOS FORMATIVOS”

El pasado 04 de abril 2013 en la Sede de Tecnatom (San Sebastián de los Re-yes - Madrid), y dentro del ciclo de conferencias de los “Jueves Nucleares” tuvo lugar la conferencia-visita bajo el titulo La formación y los entornos formativos impartida por A. Santiago Lucas y Alfonso Vinue-sa, ambos pertenecientes a la Dirección de Seguri-dad, Operación y Formación (tecnatom).

Inicialmente se realizó una breve presentación de Tecnatom y sus principa-les actividades seguida de la conferencia –visita, en la misma se habló de la im-

portancia que tiene la for-mación para conseguir las competencias necesarias del personal de las centra-les nucleares, de la me-todología utilizada para conseguir unos programas y medios totalmente ajus-tados al puesto de trabajo y de la selección rigurosa de los entornos formativos donde se imparten dichos conocimientos- habilidades de tal forma que los alum-nos puedan vivir una reali-dad muy cercana a la de su puesto de trabajo.

Entre los entornos comen-tados, cabe destacar: Au-la de referencia; (GADDIE) herramienta para la gestión completa de la formación; simulador de alcance total especifico para cada plan-ta; simulador de accidentes severos; simulador gráfico interactivo; simulador de factores humanos; simula-dor de paneles virtuales; vi-sualización 3D de procesos termohidráulicos; realidad virtual inmersiva conecta-da con el simulador de al-cance total; realidad virtual de las salas de control; lazo hidráulico, medios didácti-cos avanzados.

Se realizó una visita a los simuladores de alcance to-tal referencia de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo, en el simulador referencia de Almaraz se programaron

varios eventos (un recha-zo de carga, seguido de un disparo del reactor y perdi-da de energía eléctrica ex-terior).

La duración de la presen-tación-visita fue de aproxi-madamente dos horas y la asistencia de 43 personas que en todo momento mos-traron un interés especial por el tema tratado.

PONENCIAS PREMIADAS EN LA 38ª REUNIÓN ANUAL DE LA SNE

En el número de febrero de NUCLEAR ESPAÑA, publi-camos las fotos de los gana-dores de las mejores ponen-cias de la 38ª Reunión Anual de la SNE, pero, con algunos premiados no publicamos la información completa: En la mejor ponencia sobre FOR-MACIÓN la fotografía pu-blicada corresponde a José Luis Delgado que recogió el premio en nombre de los au-tores, Pablo Riera y Noemí Álvarez.

En la ponencia sobre NUEVOS REACTORES que publicamos en este mismo número los autores son Ja-vier Zornoza, Henri Dumas, José Luis Sesma, Begoña Cubián y José Ignacio Díaz y quien aparece en la fo-tografía es Javier Zornoza. Y, en cuanto a la ponen-



cia póster, ls autores de la misma sonRosa González Gandal, Miguel Ángel Ro-dríguez Gómez, Gonzalo Serrano Cinca y Luis López Álvarez.

WIN ORGANIZA UNA MESA REDONDA SOBRE APLICACIONES DE LAS RADIACIONES IONIZANTES

Dentro del curso sobre ‘Radiaciones ionizantes: aplicaciones y seguridad’ que el Colegio Oficial de Físicos realizó en cola-boración con la Universi-dad Autónoma de Madrid, la Sociedad Española de Protección Radiológica (SEPR), Enresa y WiN, el 8 de febrero se cele-bró una mesa redonda en la que se dieron a conocer diversas aplicaciones des-de un punto de vista prác-tico de las radiaciones io-nizantes.

De la mano de la Pre-sidenta de WIN, Maribel Gómez, se analizó la con-tribución que la energía nuclear hace al panora-ma energético actual, así como la tecnología de las centrales españolas. A su término, y ante las pre-

guntas de los asistentes, explicó qué había ocurrido en el accidente de la cen-tral de Fukusima Dai-ichi y cuál es el estado actual en el que se encuentra la central.

Además de la aplicación energética, se trataron las aplicaciones industriales y las médicas, que qui-zá son menos conocidas, de la mano de Magdale-na Galvez y Marisa Espa-ña respectivamente. A lo largo de unas dos horas se explicó en qué consiste la irradiación de alimen-tos, el uso de las radiacio-nes para la eliminación de agentes patógenos y las diferentes técnicas médi-cas en las que las radia-ciones juegan un papel vital.

La audiencia, cerca de medio centenar de per-sonas entre los que ha-bía estudiantes (principal-mente de Física), recién licenciados o profesiona-les de diversos ámbitos ha valorado muy positiva-mente esta iniciativa.

WiN tiene como objetivo colaborar nuevamente en actividades de estas ca-racterísticas.

PREMIO SNE FIN DE CARRERA

El jurado del Premio al Me-jor Trabajo, Proyecto o Tesi-na Fin de Estudios en su edición de 2013, formado por Juan Bros, José Anto-nio Carretero, Jorge Jimé-nez y Luis Ulloa, miembros de la Comisión Técnica de la SNE, reunido en la se-de de la Sociedad Nuclear Española el día 25 de abril de 2013, ha seleccionado, como finalistas al Premio SNE a trabajos, proyectos y tesinas fin de estudios, los trabajos que se indican a continuación:

• Modelo de filtración de partículas suspendidas en un chorro gaseoso en-trante en un lecho acuo-so. Aplicación al ámbito del accidente severo en centrales nucleares. Au-tora: Elena Fernández Gutiérrez (Escuela Poli-técnica de Ingeniería de Gijón de la Universidad de Oviedo).

• Estudio de la activación neutrónica del acero inoxidable en un reactor nuclear. Autor: Ignacio Lázaro Roche (Escuela Técnica Superior de In-

genieros Industriales de la Universidad Politéc-nica de Valencia)

• Efectos de la irradiación producida en reactores de fusión sobre material es-tructural: El hierro como modelo de estudio por ci-nética de Montecarlo. Au-tora: Adriana Ortiz Gómez (Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politéc-nica de Madrid) La Comisión Técnica quie-

re expresar su satisfacción por el excelente nivel, una vez más, de todos los traba-jos presentados y, con ello, indicar las dificultades habi-das para poder seleccionar, como finalistas, sólo tres proyectos.

De acuerdo con lo esta-blecido en las bases del Premio, los tres autores fi-nalistas expondrán sus tra-bajos durante la Reunión Anual de la Sociedad Nu-clear Española a celebrar en Reus del 25 al 27 de septiembre de 2013. Un ju-rado, de reconocido presti-gio en el mundo nuclear es-pañol, será el encargado de otorgar el Premio entre los tres finalistas.

NombramientosGEORGINA KESSEL SE INCORPORA AL CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN DE IBERDROLA

El Consejo de Administra-ción de Iberdrola ha apro-bado el nombramiento de Georgina Kessel Martínez como consejera externa independiente, en sustitu-ción de Víctor de Urrutia Vallejo.

Licenciada en Economía por el Instituto Tecnológi-co Autónomo de México (ITAM), donde ha sido ca-tedrática e investigadora, y doctora en Economía por la Universidad de Colum-bia (Nueva York), Kessel

cuenta con una amplia ex-periencia en el sector ener-gético.

Ocupó la Secretaría de Estado de Energía mexi-cana entre diciembre de 2006 y enero de 2011, años en los que también ejerció los cargos de pre-sidenta del Consejo de Ad-ministración de Petróleos Mexicanos (PEMEX) y de la Junta de Gobierno de la Comisión Federal de Elec-tricidad (CFE). Además, ha sido directora general del Banco Nacional de Obras y Servicios Públicos (Bano-bras), una institución pú-blica dedicada a la banca de desarrollo.

Nombrada en su día pri-mera presidenta de la Comi-sión Reguladora de Energía (CRE) de México, Georgina Kessel Martínez participa actualmente en el Conse-jo de Seguridad Energética del Foro Económico Mun-dial y forma parte del gru-po asesor del secretario ge-neral de Naciones Unidas, Ban Ki-moon, denominado Sustainable Energy for All.

Con este nombramiento, Iberdrola refuerza la inter-nacionalización de su Con-sejo de Administración, a la vez que aumenta la pre-sencia de mujeres, que al-canza el número de 4 de un total de 14 miembros.

Antes que Kessel ya se habían incorporado al mis-mo, también en calidad de consejeras externas in-dependientes, Inés Macho Stadler, en junio de 2006, Samantha Barber, en julio de 2008, y María Helena Antolín Raybaud, en mar-zo de 2010. De este modo, Iberdrola se convierte en la compañía con mayor por-centaje de consejeras entre las grandes empresas del Ibex-35 y en una de las pri-meras a nivel global.

Por otro lado, el Consejo de Administración ha reca-lificado al consejero Ángel Acebes como externo inde-pendiente.

32 AREVA 26 ASOCIACIÓN NUCLEAR ASCÓ-VANDELLÓS II 54 CENTRALES NUCLEARES ALMARAZ-TRILLO 3ªC CENTRAL NUCLEAR DE COFRENTES 4ªC EMPRESARIOS AGRUPADOS 38 ENUSA 48 GEOCISA 4 GRUPO DOMINGUIS 12 MONCASA 11 RINGO VÁLVULAS 2ªC WESTINGHOUSE

ÍNDICE DE ANUNCIANTES

SECCIONES FIJAS


EL BERD ANUNCIA UN PRÉSTAMO PARA MEJORAS DE SEGURIDAD EN LAS CENTRALES NUCLEARES UCRANIANAS

El Banco Europeo para la Reconstrucción y Desarrollo (BERD) ha anunciado que va a participar, mediante un préstamo de 300 millones de euros en un amplio pro-grama de mejoras de segu-ridad para las unidades nu-cleares de Ucrania.

El programa permitirá al parque de centrales ucrania-nas cumplir con las normas de seguridad internaciona-les, entre ellas las del OIEA.

En un comunicado, se afirma que para el BERD re-presenta el mayor proyecto de seguridad nuclear hasta la fecha al que ha prestado financiación.

TEPCO HA EMPLEADO BOMBAS PROVISIONALES PARA DETENER LOS ESCAPES DE FUKUSHIMA

La empresa operadora de la central nuclear de Fukus-hima-Daiichi ha instalado unas bombas provisionales para intentar detener el es-cape de aguas contamina-das desde los dos depósitos de almacenamiento de agua en la instalación dañada.

En un comunicado, Tepco ha indicado que se sospe-cha que los escapes de agua radiactiva se encuentren en los depósitos 1 y 2 de la central.

Con el fin de impedir el escape de agua al suelo y a las aguas subterráneas del entorno, Tepco ha instalado bombas provisionales para devolver el agua filtrada a los depósitos.

Continuará el bombeo hasta que se puedan trans-ferir las aguas contaminadas desde los depósitos 1 y 2 a un depósito de superficie. Ya se han iniciado las obras de construcción de dicho depósito.

Los depósitos son crucia-

les para la gestión de las aguas contaminadas utiliza-das para enfriar las barras de combustible fundidas en los reactores de la central, que resultaron dañadas a causa del terremoto y del tsunami.

Tepco también está to-mando medidas en la tierra alrededor de los depósitos para comprobar la concen-tración de radiactividad en las aguas. Ha afirmado que los sondeos iniciales de las aguas subterráneas cerca de los depósitos han indica-do unos niveles de radiacti-vidad “inferiores a los lími-tes de detección”. El límite de detección facilitado por Tepco es de 20 becquerel por litro (Bq/l)

ENSREG A FAVOR DE LA ‘DESCENTRALIZACIÓN’ EN LA DIRECTIVA DE SEGURIDAD NUCLEAR REVISADA DE LA UE

El Grupo Europeo de Regu-ladores de Seguridad Nu-clear (ENSREG) dice que serían preferibles unas nor-mas de seguridad nuclear descentralizadas que per-mitan “un amplio consen-so” entre los estados miem-bros de la UE, en lugar de unas normas de “dos nive-les” que supondrían com-partir responsabilidades entre los reguladores na-cionales y la comunidad de Euratom.

En un resumen de su postura sobre el borrador del texto de la directiva eu-ropea de seguridad nuclear revisada, el cual no se ha hecho público todavía, ENS-REG dice que está a favor de las normas descentra-lizadas, que son implícitas en la directiva de seguridad existente, ya que permitirán “reforzarla aún más”.

Seguir descentralizando también permitiría estable-cer nuevos “mecanismos de cooperación” entre los es-tados miembros de la UE, señaló ENSREG.

Según ENSREG, para po-ner en marcha la propuesta de dos niveles, lo que su-pondría compartir respon-sabilidades entre los regula-dores nucleares nacionales y la comunidad de Euratom, haría falta “un cambio im-portante” en la forma de transferir parcialmente las responsabilidades desde un nivel nacional a un nivel central de la UE.

EL OIEA AFIRMA QUE LOS REGULADORES DEBERÍAN MEJORAR EL INTERCAMBIO DE EXPERIENCIAS

En Conferencia Internacio-nal sobre Eficiencia Regula-dora Nuclear celebrada en Ottawa (Canadá), se ha lle-gado a la conclusión de que los reguladores nucleares no tienen un método siste-mático para recoger, anali-zar y compartir experiencias reguladores, ni evalúan de forma rutinaria los sucesos y problemas menos signifi-cativos, lo que podría con-tribuir a mejorar el proceso regulador.

Los reguladores nucleares de más de 50 países, reuni-dos en Ottawa han instado a la acción para reforzar la eficacia de la regulación nuclear y aumentar el inter-cambio de información.

Se ha afirmado que, aun-que los reguladores realizan evaluaciones detalladas de los requisitos, sistemas y procesos reguladores des-pués de “sucesos opera-tivos significativos”, no comparten todas sus expe-riencias ni evalúan siempre los sucesos operativos me-nos significativos.

Se ha convocado la con-ferencia de cuatro días, acogida por el gobierno ca-nadiense, para debatir los retos de la regulación nu-clear y las lecciones apren-didas del accidente en la central nuclear de Fukushi-ma-Daiichi. Ha sido la ter-cera conferencia internacio-

nal de este tipo organizada por el Organismo Interna-cional de Energía Atómica desde la celebración de la conferencia inicial en Mos-cú en el año 2006.

Según los reguladores presentes en la conferen-cia, las peer reviews clara-mente tendrían que incluir planes de acción naciona-les y misiones de segui-miento para completar el proceso. Los reguladores deben iniciar el proceso de peer review del OIEA “tan pronto como sea posible, informar de los resultados de forma transparente y tomar las medidas de se-guimiento necesarias”.

Los reguladores han afir-mado que se debe revisar la seguridad de las pisci-nas de combustible gasta-do en cuanto a los “puntos débiles obvios en la de-fensa en profundidad”, así como posibles mecanis-mos nuevos para eliminar “tanto como sea posible” la posibilidad de acciden-tes severos.

En la conferencia se ha hecho un llamamiento a los reguladores, para que garanticen el desarrollo, comprobación, puesta en marcha y mejora de sus planes nacionales de co-municación “mucho antes de que se produzca un ac-cidente”.

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