EPR (reactor nuclear)

Los principales objetivos del diseño EPR de tercera generación son aumentar la seguridad y, al mismo tiempo, mejorar la competitividad económica mediante mejoras en los diseños anteriores de reactores de agua a presión, ampliados a una potencia eléctrica de alrededor de 1650 MWe (neta) ^{[ 13 ]} con una potencia térmica de 4500 MW. El reactor puede utilizar combustible de óxido de uranio enriquecido al 5% , combustible de uranio reprocesado o combustible de óxido de plutonio y uranio mixto al 100% , revestido con la variante M5 de aleación de circonio de Areva . ^{[ 14 ] [ 15 ]} El EPR es el descendiente evolutivo de los reactores Framatome N4 y Konvoi de Siemens Power Generation Division . ^{[ 16 ] [ 17 ]} Siemens cesó sus actividades nucleares en 2011. ^{[ 18 ]} El EPR fue diseñado para utilizar el uranio de forma más eficiente que los reactores de Generación II más antiguos , utilizando aproximadamente un 17% menos de uranio por kilovatio-hora de electricidad generada que estas tecnologías de reactores más antiguas. ^{[ 19 ]}   

El diseño ha pasado por varias iteraciones. El diseño conceptual de 1994 tenía una potencia eléctrica de salida de 1450  MW, la misma que la del Framatome N4, pero utilizando instrumentación derivada de Siemens Konvoi e incluyendo también un nuevo sistema de seguridad de captura de núcleo . En 1995, surgió la preocupación por el excesivo coste por MW, y la potencia de salida se elevó a 1800  MW en el diseño de 1997, aunque posteriormente se redujo a 1650  MW (netos) en el diseño final certificado. ^{[ 20 ]} Tiene 4 circuitos de refrigeración con 1 generador de vapor por circuito. Hay paredes de hormigón entre los circuitos y las partes caliente y fría de cada circuito para proteger contra fallos. Además de la contención de doble capa, hay una pared de hormigón que rodea los componentes del sistema primario dentro de la contención. ^{[ 21 ]}

El diseño EPR cuenta con varias medidas de protección activas y pasivas contra accidentes:

• Cuatro sistemas de refrigeración de emergencia independientes, cada uno de los cuales proporciona la refrigeración necesaria del calor residual (es decir, redundancia del 300%) ^{[ 22 ].}
• Confinamiento hermético alrededor del reactor
• Un contenedor adicional y un área de enfriamiento en caso de que un núcleo fundido logre escapar del reactor (ver edificio de contención y colector de núcleo ).
• Muro de hormigón de dos capas con un espesor total de 2,6 m (8 pies 6 pulgadas) , diseñado para soportar el impacto de aviones y la sobrepresión interna, y un vacío bajo en el espacio anular entre las dos capas ^{[ 23 ].}   

El EPR tiene una frecuencia máxima de daño en el núcleo ^de diseño de 5,3  ×  10⁻⁷ por estación por año ^{[ 24 ]} y una potencia bruta de salida de 1770 MWe para una frecuencia de red de 50 Hz. ^{[ 21 ]} La versión presentada a la NRC de EE. UU. tiene una potencia eléctrica de salida de 1600 MW (neta). ^{[ 25 ]}   

En 2013EDF reconoció las dificultades que estaba teniendo en la construcción del diseño del EPR, y su jefe de producción e ingeniería, Hervé Machenaud, afirmó que EDF había perdido su posición dominante internacional en el diseño y la construcción de centrales nucleares. Machenaud indicó que EDF estaba considerando diseñar dos nuevos reactores de menor potencia, uno con una potencia de 1500  MW y el otro de 1000  MW. Machenaud declaró que habría un período de reflexión sobre la mejor manera de mejorar el diseño del EPR para reducir su precio e incorporar las mejoras de seguridad posteriores a Fukushima . ^{[ 31 ]}

En septiembre de 2015, el director ejecutivo de EDF, Jean-Bernard Lévy, declaró que se estaba trabajando en el diseño de un "Nuevo Modelo" EPR, o "EPR2", ^{[ 32 ] que sería más fácil de construir y estaría listo para pedidos a partir de 2020 aproximadamente, [ 9 ]} describiéndolo en 2016 como "un reactor que ofrece las mismas características que el EPR actual, pero será más barato de construir con tiempos y costos de construcción optimizados". ^{[ 33 ]}

En 2016, EDF planeó construir dos nuevos reactores modelo EPR en Francia para 2030 para prepararse para la renovación de su flota de reactores más antiguos. ^{[ 34 ]} Sin embargo, tras las dificultades financieras de Areva y su fusión con EDF, el ministro francés de Ecología, Nicolas Hulot, declaró en enero de 2018: «Por ahora, [construir un nuevo modelo EPR] no es ni una prioridad ni un plan. En este momento, la prioridad es desarrollar energías renovables y reducir la participación de la energía nuclear». ^{[ 35 ]} El plan de la industria y el gobierno para 2019-2022 incluía el trabajo en «una nueva versión del EPR». ^{[ 36 ]}

En julio de 2019, la autoridad francesa de seguridad nuclear, ASN, emitió una opinión sobre la seguridad de un nuevo diseño de modelo EPR (EPR2). Determinó que la seguridad general era satisfactoria, aunque identificó áreas que requerían un examen más detallado. La simplificación más notable es un edificio de contención de una sola capa con revestimiento, en contraposición a la doble capa con revestimiento del EPR. ASN destacó que la suposición de que las tuberías de los circuitos de refrigeración primario y secundario no fallarían, basada en el diseño del EPR, podría no ser apropiada para el EPR2 simplificado y requiere demostraciones de seguridad adicionales. ^{[ 37 ] [ 38 ]} Otra simplificación es que, a diferencia del primer diseño del EPR, el diseño del EPR2 no permite el acceso al edificio del reactor para mantenimiento durante su funcionamiento, lo que simplifica su diseño. ^{[ 39 ] [ 40 ]}

En 2020, la ministra francesa de Energía, Élisabeth Borne, anunció que el gobierno francés no decidiría sobre la construcción de ningún reactor nuevo hasta que el muy retrasado Flamanville 3 entrara en funcionamiento después de 2022. EDF había estimado que la construcción de seis reactores nucleares EPR2 costaría al menos 46.000  millones de euros. ^{[ 41 ]} Un informe del Tribunal de Cuentas concluyó que EDF ya no puede financiar la construcción de EPR2 por sí sola, por lo que es necesario resolver los problemas de financiación y rentabilidad. ^{[ 42 ]} La oficina de auditoría exige que EDF garantice la financiación y la rentabilidad de EPR2 antes de construir cualquiera en Francia. ^{[ 43 ]}

En enero de 2022, la viceministra de Medio Ambiente, Bérangère Abba, declaró que los planes para los nuevos reactores EPR2, que entrarían en funcionamiento entre 2035 y 2037, deberían presentarse alrededor de 2023. ^{[ 44 ]} La decisión se aceleró debido al impacto de la crisis energética mundial de 2021. [ ^{45 ] En} junio de 2023, EDF anunció que estaba iniciando el proceso de autorización para construir dos reactores EPR2 en la central nuclear de Penly . ^{[ 46 ] [ 47 ]}

El EPR2 requiere 250 tipos de tuberías en lugar de 400 para el EPR, 571 válvulas en lugar de 13 300 válvulas para el EPR y 100 tipos de puertas en lugar de 300 en el EPR. El EPR2 también utiliza más componentes prefabricados, y los edificios eléctricos pueden ser completamente prefabricados. El cuarto sistema/tren de refrigeración de emergencia/seguridad del reactor se elimina, lo que significa que el mantenimiento solo puede realizarse cuando la planta está apagada. Este tren se añadió a petición de electricistas alemanes en el diseño original del EPR para permitir el mantenimiento en funcionamiento. El colector del núcleo ha sido modificado. ^{[ 30 ] [ 48 ] [ 49 ] [ 50 ]} Tiene una potencia neta de salida de 1670  MWe. ^{[ 51 ]}

Se está desarrollando una variante más pequeña del EPR2 que utiliza tres en lugar de cuatro circuitos de refrigeración, generando 1200  MW netos de energía eléctrica, el EPR1200, destinado a la exportación. En febrero de 2023, el regulador ASN emitió una opinión favorable sobre las características de seguridad del EPR1200. ^{[ 52 ]}

La construcción de la central eléctrica Olkiluoto 3 ^{[ 59 ] en Finlandia comenzó en agosto de 2005. [ 4 ]} La central tiene una potencia eléctrica neta de 1600 MWe . ^{[ 13 ]} La construcción fue un esfuerzo conjunto de la francesa Areva y la alemana Siemens AG a través de su filial común Areva NP, para el operador finlandés TVO . Siemens cesó sus actividades nucleares en 2011. Las estimaciones de costos iniciales fueron de aproximadamente 3700 millones de euros, ^{[ 60 ]} pero desde entonces el proyecto ha experimentado varios aumentos de costos y retrasos importantes, con las últimas estimaciones de costos publicadas (de 2012) de más de 8000 millones de euros . ^{[ 61 ]} Inicialmente, estaba previsto que la central entrara en funcionamiento en 2009. ^{[ 62 ]}   

En mayo de 2006, se anunciaron retrasos en la construcción de aproximadamente un año, debido a problemas de control de calidad en toda la obra. En parte, los retrasos se debieron a la falta de supervisión de subcontratistas sin experiencia en la construcción nuclear. ^{[ 63 ] [ 64 ]} Los retrasos provocaron resultados financieros decepcionantes para Areva. La empresa atribuyó los retrasos al enfoque finlandés para la aprobación de la documentación técnica y los diseños. ^{[ 65 ] [ 66 ]}

En diciembre de 2006, TVO anunció que la construcción llevaba un retraso de aproximadamente 18 meses, por lo que se esperaba que finalizara entre 2010 y 2011, y se informó que Areva se estaba preparando para registrar un  cargo de 500 millones de euros en sus cuentas por el retraso. ^{[ 67 ] [ 68 ]}

A finales de junio de 2007, se informó que Säteilyturvakeskus (STUK), la Autoridad Finlandesa de Seguridad Radiológica y Nuclear, había encontrado varias "deficiencias" de diseño y fabricación relacionadas con la seguridad. ^{[ 69 ]} En agosto de 2007, se informó de un nuevo retraso en la construcción de hasta un año asociado con problemas de construcción en el refuerzo del edificio del reactor para resistir un accidente aéreo y el suministro oportuno de la documentación adecuada a las autoridades finlandesas. ^{[ 70 ] [ 71 ] [ 72 ]}

En septiembre de 2007, TVO informó que el retraso en la construcción era de "al menos dos años" y que los costos superaban el presupuesto en más del 25%. ^{[ 73 ]} Las estimaciones de costos de los analistas para el sobrecosto oscilan hasta 1.500  millones de euros. ^{[ 74 ] [ 75 ]}

En octubre de 2008 se anunció un nuevo retraso, lo que elevó el retraso total a tres años, con una fecha prevista de puesta en línea para 2012. ^{[ 76 ]} Las partes se sometieron a arbitraje para resolver una disputa sobre la responsabilidad de los retrasos y los sobrecostos finales. ^{[ 77 ] [ 78 ]} Areva resolvió la larga disputa en 2018 al acordar el pago de 450  millones de euros por sobrecostos y retrasos. ^{[ 79 ]}

En mayo de 2009, la estación llevaba al menos tres años y medio de retraso y un sobrecoste superior al 50%. Areva y la empresa de servicios públicos implicada «mantienen una fuerte disputa sobre quién asumirá los sobrecostes y existe un riesgo real de que la empresa entre en impago». ^{[ 80 ]} En agosto de 2009, Areva anunció  provisiones adicionales de 550 millones de euros para la construcción, elevando los costes de la estación a 5.300  millones de euros, y anuló los beneficios operativos provisionales del primer semestre de 2009. ^{[ 81 ]}

La cúpula de la estructura de contención se terminó en septiembre de 2009. ^{[ 82 ]} Se completó el 90% de las adquisiciones, el 80% de los trabajos de ingeniería y el 73% de los trabajos civiles. ^{[ 83 ]}

En junio de 2010, Areva anunció  provisiones adicionales por valor de 400 millones de euros, lo que elevó el sobrecoste a 2.700  millones de euros. El plazo se prolongó desde junio de 2012 hasta finales de 2012. ^{[ 84 ] [ 85 ] [ 86 ]} En diciembre de 2011, TVO anunció un nuevo retraso hasta agosto de 2014. ^{[ 87 ]} En julio de 2012, estaba previsto que la central comenzara la producción de electricidad no antes de 2015, un retraso de al menos seis años. ^{[ 88 ]} En diciembre de 2012, el director ejecutivo de Areva estimó los costes en 8.000  millones de euros. ^{[ 89 ]}

En septiembre de 2014, Areva anunció que las operaciones comenzarían en 2018. ^{[ 90 ]} En octubre de 2017, la fecha se pospuso hasta la primavera de 2019. ^{[ 91 ]} Durante las pruebas entre 2018 y 2021, se anunciaron múltiples retrasos adicionales, de alrededor de tres años en total. ^{[ 92 ] [ 93 ] [ 94 ] [ 95 ] [ 96 ] [ 97 ]}

Olkiluoto 3 alcanzó la primera criticidad en diciembre de 2021. ^{[ 58 ]} La conexión a la red tuvo lugar en marzo de 2022. ^{[ 98 ]} En mayo de 2022, se encontró material extraño en el recalentador de vapor de la turbina y la planta se cerró durante unos tres meses para trabajos de reparación. Se esperaba que la producción regular comenzara en diciembre de 2022, después de una fase de producción de prueba. ^{[ 99 ]} El 28 de octubre de 2022, se anunció que se habían encontrado grietas de unos pocos centímetros en los cuatro impulsores de las bombas de agua de alimentación. Aún no se había determinado la causa de las grietas y no estaba claro cómo afectaría al cronograma de puesta en marcha. ^{[ 100 ]} Las bombas de agua de alimentación son más grandes que en otros reactores nucleares. ^{[ 101 ]}

Olkiluoto 3 comenzó la producción regular de electricidad en abril de 2023. ^{[ 4 ]}

El 6 de diciembre de 2007 se vertió el primer hormigón para el reactor EPR de demostración en la central nuclear de Flamanville. ^{[ 103 ]} Como su nombre indica, este será el tercer reactor nuclear en el emplazamiento de Flamanville y el segundo reactor EPR que se construirá. La potencia eléctrica será de 1630  MWe (netos). ^{[ 13 ]}  Se planeó que el proyecto implicara una inversión de capital de aproximadamente 3300 millones de euros por parte de EDF . ^{[ 104 ]}

Del 19 de octubre de 2005 al 18 de febrero de 2006, el proyecto fue sometido a debate público nacional. El 4 de mayo de 2006, el Consejo de Administración de EDF decidió continuar con la construcción. Entre el 15 de junio y el 31 de julio de 2006, la unidad fue objeto de una consulta pública, que emitió una "opinión favorable" sobre el proyecto. ^{[ 105 ]} Ese verano, comenzaron los trabajos de preparación del terreno.

En diciembre de 2007, comenzó la construcción de la unidad. Se esperaba que durara 54 meses, y su puesta en marcha estaba prevista para 2012. ^{[ 104 ]}

En abril de 2008, la autoridad francesa de seguridad nuclear ( Autorité de sûreté nucléaire , ASN) informó que una cuarta parte de las soldaduras inspeccionadas en el revestimiento de acero de la contención secundaria no cumplían con las normas y que se habían encontrado grietas en la base de hormigón. EDF declaró que se estaban realizando avances en estos problemas, que se habían planteado muy al principio de la construcción; ^{[ 106 ]} sin embargo, el 21 de mayo, la ASN ordenó la suspensión del vertido de hormigón en la obra. ^{[ 107 ]} Un mes después, se reanudaron los trabajos de hormigonado tras la aceptación por parte de la ASN del plan de acción correctiva de EDF, que incluía controles de supervisión externa. ^{[ 108 ]}

En mayo de 2009, Stephen Thomas informó que, tras 18 meses de construcción y una serie de problemas de control de calidad, el proyecto tenía un sobrecoste superior al 20% y EDF estaba luchando por mantenerlo dentro del plazo previsto. ^{[ 80 ]}

En agosto de 2010, el regulador, ASN, informó de nuevos problemas de soldadura en el revestimiento de acero de la contención secundaria. ^{[ 109 ]} Ese mismo mes, EDF anunció que los costes habían aumentado un 50% hasta alcanzar los 5.000  millones de euros, y que la puesta en marcha se retrasaría unos dos años, hasta 2014. ^{[ 109 ]}

En julio de 2011, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 6.000 millones de euros  y que la finalización de la construcción se retrasaba hasta 2016. ^{[ 110 ]}

En diciembre de 2012, EDF anunció que los costos estimados habían aumentado a 8.500  millones de euros. ^{[ 111 ]} También en diciembre de 2012, la compañía eléctrica italiana Enel anunció que renunciaba a su participación del 12,5% en el proyecto y a cinco futuros EPR, por lo que se le reembolsaría su participación en el proyecto de 613  millones de euros, más intereses. ^{[ 112 ] [ 113 ]}

En noviembre de 2014, EDF anunció que la finalización de la construcción se retrasaba hasta 2017 debido a retrasos en la entrega de componentes por parte de Areva. ^{[ 114 ]}

En abril de 2015, Areva informó al regulador nuclear francés ASN que se habían detectado anomalías en el acero del recipiente del reactor, causando "valores de tenacidad mecánica inferiores a los esperados". Se están realizando más pruebas. ^{[ 115 ]} En julio de 2015, The Daily Telegraph informó que Areva había estado al tanto de este problema desde 2006. ^{[ 116 ]} En junio de 2015, ASN descubrió múltiples fallos en las válvulas de seguridad del sistema de refrigeración. ^{[ 117 ]} En septiembre de 2015, EDF anunció que los costes estimados habían aumentado a 10.500  millones de euros y que la puesta en marcha del reactor se retrasaba hasta el cuarto trimestre de 2018. ^{[ 118 ]}

En abril de 2016, ASN anunció que se habían encontrado puntos débiles adicionales en el acero del reactor, y Areva y EDF respondieron que se realizarían nuevas pruebas, aunque las obras de construcción continuarían. ^{[ 119 ]}

En febrero de 2017, el Financial Times afirmó que el proyecto llevaba seis años de retraso y  un sobrecoste de 7200 millones de euros, ^{[ 120 ]} mientras que los nuevos retrasos en la construcción de los reactores EPR en la central nuclear de Taishan llevaron a EDF a declarar que Flamanville 3 seguía en marcha para comenzar a operar a finales de 2018, siempre que recibiera la aprobación regulatoria. ^{[ 121 ]} En junio de 2017, el regulador francés emitió una resolución provisional que indicaba que Flamanville  3 era seguro para comenzar. ^{[ 122 ]}

El descubrimiento de desviaciones de calidad en la soldadura llevó a una nueva revisión del cronograma en julio de 2018. La carga de combustible se retrasó hasta finales de 2019, y la estimación de costos aumentó de 10.500  millones de euros a 10.900  millones de euros. ^{[ 123 ]}

En junio de 2019, el regulador nuclear ASN determinó que ocho soldaduras en tuberías de transferencia de vapor que atraviesan la contención de dos paredes, que EDF esperaba reparar después de la puesta en marcha, debían repararse antes de la puesta en servicio del reactor. ^{[ 124 ] [ 125 ]} Para entonces, los costos estimados eran de 11  mil millones de euros. ^{[ 126 ]}

En octubre de 2019, EDF anunció que, debido a este problema, los costos aumentarían a 12.400  millones de euros y que la carga de combustible se retrasaría hasta finales de 2022. ^{[ 126 ] [ 127 ]} Pierre Moscovici, presidente del Tribunal de Cuentas , hizo una declaración el 9 de julio de 2020 en relación con la publicación del informe sobre los costos del retraso del Flamanville  3. El informe del Tribunal de Cuentas reveló que los costos podrían alcanzar los 19.100  millones de euros en lugar de los 12.400  millones de euros al tener en cuenta los cargos adicionales debido al retraso en la construcción. ^{[ 128 ]}

En enero de 2022, se anunció que se necesitaba más tiempo para la reparación de soldaduras defectuosas y la solución de otros problemas. ^{[ 129 ] [ 130 ] [ 126 ]} En diciembre de 2022, EDF anunció un retraso adicional de al menos seis meses con un aumento estimado de costos de 500  millones de euros debido a más trabajo para establecer un nuevo proceso para el tratamiento térmico de alivio de tensiones de algunas soldaduras cerca de equipos sensibles. La carga de combustible comenzó en mayo de 2024. ^{[ 131 ]} Los costos totales estimados aumentaron a 13.2  mil millones de euros, ^{[ 132 ]} lo que llevaría los costos específicos a 8090 euros por kW de capacidad eléctrica neta.

Flamanville 3 alcanzó su primera criticidad en septiembre de 2024. La conexión a la red se produjo en diciembre de 2024. ^{[ 102 ]}

En diciembre de 2025, tras una autorización de la autoridad francesa de seguridad nuclear y protección radiológica ( ASNR ), Flamanville 3 alcanzó el 100% de su potencia termonuclear, produciendo 1669 MW de potencia eléctrica bruta. ^{[ 133 ]}

En 2006, Areva participó en el primer proceso de licitación para la construcción de cuatro nuevos reactores nucleares en China, junto con Westinghouse , propiedad de Toshiba , y la rusa Atomstroyexport . ^{[ 134 ]} Sin embargo, Areva perdió esta licitación a favor de los reactores AP1000 de Westinghouse , en parte debido a la negativa de Areva a transferir la experiencia y el conocimiento a China.

Posteriormente, Areva logró ganar un contrato en febrero de 2007, por un valor aproximado de 8.000 millones de euros  (10.500  millones de dólares) para dos reactores EPR ubicados en Taishan , provincia de Guangdong , en el sur de China, a pesar de mantener sus condiciones anteriores. ^{[ 135 ] [ 136 ]} El contratista general y operador es China General Nuclear Power Group (CGN).

La construcción del primer reactor en Taishan comenzó oficialmente el 18 de noviembre de 2009, y la del segundo el 15 de abril de 2010. ^{[ 137 ]} Se planeó que la construcción de cada unidad durara 46 meses, significativamente más rápido y más barato que los dos primeros reactores EPR en Finlandia y Francia. ^{[ 138 ]}

El recipiente de presión del primer reactor se instaló en junio de 2012, ^{[ 139 ]} y el del segundo en noviembre de 2014. El primer recipiente de presión se importó de Mitsubishi Heavy Industries en Japón, y los generadores de vapor de Areva en Francia. El segundo recipiente de presión y los generadores de vapor asociados se fabricaron en China por Dongfang Electric y Shanghai Electric . ^{[ 140 ]}

En 2014, se informó que la construcción llevaba más de dos años de retraso, principalmente debido a demoras en componentes clave y problemas de gestión del proyecto. ^{[ 141 ]}

En febrero de 2016 se realizaron pruebas de funcionamiento en frío en Taishan  1, y se esperaba su puesta en marcha en el primer semestre de 2017. El  inicio de operaciones de Taishan 2 estaba programado para finales de ese mismo año. ^{[ 142 ]} Sin embargo, las fechas de puesta en servicio se retrasaron seis meses en febrero de 2017, y se esperaba que la operación comercial comenzara en el segundo semestre de 2017 y el primer semestre de 2018. ^{[ 143 ]}

En diciembre de 2017, los medios de comunicación de Hong Kong informaron que un componente se había agrietado durante las pruebas y que era necesario reemplazarlo. ^{[ 144 ]} En enero de 2018, la puesta en marcha se reprogramó nuevamente, y se esperaba que la operación comercial comenzara en 2018 y 2019. ^{[ 145 ]}

En junio de 2018, Taishan  1 alcanzó la criticidad por primera vez. ^{[ 146 ]} El 29 de junio de 2018, Taishan 1 se conectó a la red. ^{[ 147 ] [ 148 ]} Entró en operación comercial en diciembre de 2018. ^{[ 2 ] [ 149 ]} Taishan  2 alcanzó estos hitos en mayo de 2019 ^{[ 150 ]} junio de 2019 ^{[ 151 ]} y septiembre de 2019, ^{[ 3 ]} respectivamente.

El proyecto Taishan está liderado por Taishan Nuclear Power Joint Venture Co. (TNPJVC), una empresa conjunta fundada por CGN (51% de participación), EDF (30%) y la empresa de servicios públicos china Guangdong Energy Group (19%), también conocida como Yuedian. ^{[ 152 ]}

Entre las empresas que suministraron equipos a la Unidad  1 de Taishan se encuentran Framatome, que fabricó los generadores de vapor y el presurizador en Francia, y la empresa china Dongfang Electric Corp. (DEC), que fabricó la turbina Arabelle en la sala de máquinas. ^{[ 153 ]} Dicha turbina fue diseñada y licenciada por General Electric. Otros proveedores de equipos para la Unidad 1 incluyen Mitsubishi (vasija del reactor); Škoda, una empresa checa (componentes internos del núcleo); y la empresa francesa Jeumont Electric, que junto con DEC proporcionó las bombas primarias.

En abril de 2020, Framatome firmó un contrato de servicios a largo plazo con TNPJVC para dar soporte a las operaciones de los dos reactores EPR. Este contrato cubre las paradas programadas y los trabajos de mantenimiento de la central nuclear, incluyendo el suministro de repuestos y los servicios de ingeniería durante ocho años. ^{[ 154 ]}

En junio de 2021, se detectaron concentraciones de gases radiactivos superiores a las esperadas en el circuito primario de la unidad 1. Posteriormente, esto se atribuyó a un revestimiento defectuoso del combustible. ^{[ 155 ] [ 156 ]} El reactor se desconectó en julio de 2021 y se reinició en agosto de 2022. ^{[ 157 ]}

Hinkley Point C es una central nuclear en construcción con dos reactores EPR y una potencia eléctrica de 3.200 MWe en Somerset , Inglaterra. 

El EPR fue sometido a una Evaluación de Diseño Genérico por la Oficina de Regulación Nuclear , junto con el Westinghouse AP1000 . ^{[ 158 ]} Las Confirmaciones de Aceptación de Diseño Provisional se pospusieron hasta que se tuvieron en cuenta las lecciones del desastre nuclear de Fukushima Daiichi . ^{[ 159 ]} EDF compró British Energy en 2009. EDF planeaba construir cuatro nuevos EPR, ^{[ 160 ]} sujeto a un acuerdo de precios de electricidad con el gobierno. ^{[ 161 ] [ 162 ]} Areva ha firmado una asociación estratégica con Rolls-Royce para apoyar la construcción de EPR. ^{[ 163 ]} El 19 de marzo de 2013, se dio la Orden de Consentimiento de Desarrollo que otorgaba el permiso de planificación para Hinkley Point C, ^{[ 164 ]} pero las negociaciones con el gobierno del Reino Unido sobre los precios de la electricidad y la financiación del proyecto con inversores privados aún debían concluirse. ^{[ 165 ]}

El 21 de octubre de 2013, EDF Energy anunció que se había alcanzado un acuerdo sobre las centrales nucleares que se construirían en el emplazamiento de Hinkley Point  C. El Grupo EDF y el Gobierno del Reino Unido acordaron las principales condiciones comerciales del contrato de inversión. La decisión final de inversión estaba condicionada a la finalización de los pasos clave restantes, incluido el acuerdo de la Comisión Europea .

El 8 de octubre de 2014, la Comisión Europea anunció su acuerdo, con 16 de los 28 comisarios a favor de seguir adelante con la construcción. El 21 de septiembre de 2015, el gobierno británico anunció que proporcionaría un  paquete de apoyo de 2.000 millones de libras esterlinas para Hinkley Point  C, la primera central nuclear de Gran Bretaña en 20 años. ^{[ 166 ]}

El 21 de octubre de 2015, durante la visita de Estado del presidente chino Xi Jinping al Reino Unido, EDF y CGN firmaron un acuerdo de inversión para el proyecto de 18.000  millones de libras esterlinas (21.100  millones de euros) para construir dos reactores en Hinkley Point. ^{[ 167 ] [ 168 ]}

En junio de 2016, los directivos de EDF comunicaron a los miembros del Parlamento que la  propuesta de Hinkley Point C debía posponerse hasta que se hubiera "resuelto una serie de problemas", incluyendo las "crecientes deudas" de EDF. ^{[ 169 ]} El 28 de julio de 2016, tras la dimisión de un miembro del consejo, el consejo de EDF aprobó la decisión final de inversión para el proyecto. ^{[ 170 ]} Sin embargo, Greg Clark , el nuevo Secretario de Estado de Negocios, Energía y Estrategia Industrial del nuevo gobierno de Theresa May , anunció entonces que el gobierno no firmaría el contrato en los días siguientes como se esperaba, sino que lo retrasaría hasta otoño para "considerar cuidadosamente todos los componentes de este proyecto". ^{[ 171 ]} La aprobación final del gobierno se dio en septiembre de 2016. ^{[ 6 ]}

En julio de 2017, tras una revisión interna, EDF anunció estimaciones revisadas para el proyecto, que incluían al menos 1.500  millones de libras esterlinas de costes adicionales y hasta 15 meses de programa adicional, lo que dio lugar a estimaciones actualizadas del coste total de entre 19.600 y 20.300  millones de libras esterlinas. ^{[ 172 ] [ 173 ] [ 174 ]} Tras una serie de aumentos de costes y retrasos posteriores, ^{[ 175 ] [ 176 ] [ 7 ]} ahora se estima que los costes estarán entre 31.000 y 35.000 millones de libras esterlinas  (entre 36.300 y 41.000  millones de euros), y se estima que la primera unidad comenzará a generar electricidad alrededor de 2030. ^{[ 8 ]}

El vertido de hormigón de aproximadamente 2000 metros cúbicos (71 000 pies cúbicos ) para el primer reactor comenzó el 11 de diciembre de 2018. Se completó en un período de 30 horas, creando la primera parte de la unidad una base de 4500 toneladas, una plataforma de 3,2 metros (10 pies 6 pulgadas) de espesor. El edificio del reactor se construirá sobre la plataforma (que se completará). ^{[ 177 ]} Este inicio de construcción marca la primera construcción de un nuevo reactor en el Reino Unido después de una pausa de 30 años, y el segundo PWR en el Reino Unido, después de Sizewell B.     

La finalización de la base del primer reactor, los últimos 8954 metros cúbicos (316 200 pies cúbicos ) de hormigón, se logró en junio de 2019. ^{[ 178 ]} La finalización de la base del segundo reactor, 8991 metros cúbicos (317 500 pies cúbicos ) de hormigón, se logró en junio de 2020. ^{[ 179 ]}    

En febrero de 2023, el primer recipiente de presión del reactor nuclear fue entregado al sitio a través del muelle dedicado a Hinkley en Combwich , en el canal de Bristol . ^{[ 180 ]} El recipiente de presión fue construido en Francia en 2022 por Framatome . ^{[ 181 ]}

En enero de 2024, EDF presentó tres escenarios para las obras, incluyendo la fecha de puesta en marcha de la Unidad 1; con una productividad de instalación prevista, un inicio en 2029 con un coste de 31.000  millones de libras (precios de 2015, 41.600  millones de libras a precios de 2024); con una productividad de instalación menos favorable, un inicio en 2030 con un coste de 34.000 millones de libras  (precios de 2015, 46.500 millones de libras  a precios de 2024); o un escenario desfavorable con un inicio en 2031 con un coste de 35.000  millones de libras (precios de 2015, 47.900  millones de libras a precios de 2024). ^{[ 182 ]}

En mayo de 2024, el primero de los generadores de vapor de 520 toneladas fue entregado al sitio de la misma manera que el recipiente de presión del reactor. ^{[ 183 ]}

En febrero de 2026, EDF actualizó el cronograma y los costos, y ahora espera que el primer reactor entre en funcionamiento en 2030 y que los costos totales aumenten a 35  mil millones de libras esterlinas (precios de 2015, más de 48  mil millones de libras esterlinas a precios de 2026), es decir, casi el doble del costo inicial y 13 años después del inicio de la construcción. ^{[ 184 ]} Estos costos son equivalentes a más de 16 800 euros por kW de capacidad eléctrica neta.

Las dos unidades EPR en Sizewell C recibieron la aprobación de planificación el 20 de julio de 2022 y se les otorgó una licencia de sitio nuclear el 7 de mayo de 2024. ^{[ 185 ] [ 186 ] [ 187 ]} A partir de 2017, se esperaba que la producción de electricidad comenzara en 2031 como muy pronto. ^{[ 188 ]} Los trabajos de preparación del sitio comenzaron oficialmente el 15 de enero de 2024. ^{[ 189 ] [ 190 ]}

En julio de 2008, el presidente francés anunció que se construiría un segundo reactor EPR en Francia debido a los altos precios del petróleo y el gas. ^{[ 191 ]} Penly fue elegido como emplazamiento en 2009, con el inicio de la construcción previsto para 2012. ^{[ 192 ]} Sin embargo, en 2011, tras el desastre nuclear de Fukushima Daiichi , EDF pospuso las consultas públicas. ^{[ 193 ]} En febrero de 2013, el ministro de Renovación Industrial, Arnaud Montebourg, declaró que los planes para un nuevo reactor EPR en Penly habían sido cancelados, citando la capacidad de producción de electricidad y las enormes inversiones en energías renovables, junto con su confianza en el EPR como un proyecto competitivo en otros países. ^{[ 194 ] [ 195 ]}

Posteriormente se retomaron los planes para construir nuevos reactores en Francia. Penly y Gravelines figuran entre los candidatos para la instalación de un par de reactores EPR. ^{[ 196 ]}

En octubre de 2019, el periódico Le Monde informó que el gobierno francés había enviado a EDF una "carta de misión" en la que solicitaba a la empresa que se preparara para construir un total de seis reactores EPR en tres emplazamientos en los próximos 15 años. ^{[ 197 ]} No se esperaba una decisión del gobierno sobre la construcción de nuevos reactores hasta después de 2022. ^{[ 41 ]} EDF ha presentado una propuesta para construir seis EPR2 por unos 50.000  millones de euros. ^{[ 198 ]} En febrero de 2022, el presidente francés Emmanuel Macron anunció que Francia construiría, de hecho, seis nuevos reactores EPR2, el primero de los cuales entraría en funcionamiento en 2035, con una opción para ocho más. ^{[ 199 ] [ 200 ]}

En junio de 2023, EDF anunció que estaba iniciando el proceso de autorización para construir dos reactores EPR2 en la central nuclear de Penly , anticipando que los trabajos preparatorios del sitio comenzarían en el verano de 2024 y la construcción comenzaría alrededor de 2027. ^{[ 46 ]} En 2024, el gobierno francés estaba considerando proporcionar a EDF préstamos sin intereses para el desarrollo de reactores y una garantía de precio de electricidad a largo plazo para apoyar la construcción de EPR2. ^{[ 201 ]} Se estimó que tres centrales de reactores duales costarían 51.700 millones de euros  . ^{[ 202 ] [ 47 ]}

En marzo de 2024, los medios informaron que los costos previstos para los seis reactores habían aumentado a 67.400  millones de euros, ^{[ 202 ] [ 203 ] [ 204 ]} equivalentes a 6800 euros por kW de capacidad eléctrica neta. En enero de 2025, el Tribunal de Cuentas informó que Francia estaba «lejos de estar preparada» para comenzar la construcción de los reactores EPR2 debido a las incertidumbres financieras y la falta de preparación de la cadena de suministro de la construcción. ^{[ 205 ]}

En marzo de 2025, el Consejo de Política Nuclear acordó que se debería ofrecer un préstamo gubernamental subvencionado, posiblemente sin intereses, ^{[ 205 ]} para cubrir al menos la mitad del coste de construcción de seis reactores EPR2, aunque esto requerirá la aprobación de la subvención estatal de la Unión Europea. Un Contrato por Diferencia a no más de 100 € por MWh cubriría los costes restantes. Sin embargo, retrasó la puesta en marcha prevista de los reactores EPR2 en tres años, hasta 2038, aunque el objetivo de inicio de la construcción se mantuvo en 2027. Los tres primeros pares de reactores EPR2 se proponen para los emplazamientos de Penly, Gravelines y Bugey. ^{[ 206 ] [ 207 ]} Se espera que EDF tome una decisión final de inversión en 2026. ^{[ 202 ]}

En diciembre de 2025, EDF informó que el costo de los seis reactores era ahora de 72.800  millones de euros (precios de 2020, ~89.000  millones de euros a precios de 2025), aprobó una inversión de 2.700  millones de euros en 2026 y tenía como objetivo 2038 para la puesta en marcha del primer reactor en Penly, con los reactores subsiguientes siguiendo "a intervalos de 12 a 18 meses". ^{[ 208 ]} Estas estimaciones son equivalentes a 7.300 euros (precios de 2020, ~8.900 euros a precios de 2025) por kW de capacidad eléctrica neta.

En febrero de 2009, la Corporación de Energía Nuclear de la India (NPCIL) firmó un memorando de entendimiento con Areva para instalar dos reactores EPR en Jaitapur , Maharashtra. Posteriormente, en diciembre de 2010, se firmó un acuerdo marco. ^{[ 209 ]}

En enero de 2016, durante la visita de Estado del presidente francés François Hollande a la India, se emitió una declaración conjunta con el primer ministro indio Narendra Modi . Según la declaración, ambos líderes "acordaron una hoja de ruta de cooperación para acelerar las conversaciones sobre el proyecto de Jaitapur". ^{[ 210 ]}

En marzo de 2018, se firmó un Acuerdo de Camino Industrial hacia el Futuro entre EDF y NPCIL, con el objetivo de generar una licitación para seis reactores. ^{[ 211 ] [ 212 ]}

En abril de 2021, EDF presentó a NPCIL una oferta para desarrollar seis reactores EPR en el sitio de Jaitapur, con una capacidad instalada combinada de 9,6  GWe. ^{[ 213 ]}

Se han propuesto dos unidades EPR adicionales para su construcción en el sitio de Moorside cerca de Sellafield , Cumbria , como parte de un futuro centro de energía limpia que también incorporaría reactores modulares , generación de energía renovable, producción de hidrógeno y tecnologías de almacenamiento de baterías. ^{[ 214 ]}

El EPR-1200, una  versión de 1200 MWe del EPR, es uno de los cuatro reactores nucleares potenciales que Kazajstán está considerando para su segunda central nuclear. ^{[ 215 ]}

Se consideró el reactor EPR para la adición de dos reactores (posible ampliación a cuatro) a la central nuclear de Darlington en Ontario, Canadá . Sin embargo, las ofertas oficiales debían incluir todas las contingencias, y Areva no presentó una oferta final que cumpliera con estos requisitos. El proyecto finalmente se abandonó cuando la única oferta, presentada por la canadiense AECL , superó ampliamente los 10 $/Wp. ^{[ 216 ]}

Se consideró brevemente la instalación de EPR en Nuevo Brunswick , para reemplazar o sustituir el único sistema CANDU 6 de esa provincia . Estos planes duraron solo desde junio de 2010 hasta las elecciones dos meses después, cuando el proyecto desapareció inmediatamente de los estudios posteriores. ^{[ 217 ]}

En octubre de 2012, la empresa eléctrica checa ČEZ anunció que Areva había sido eliminada de una licitación para la construcción de dos reactores para la central nuclear de Temelín . Areva no cumplió con los requisitos legales de la licitación. ^{[ 218 ]} En abril de 2014, ČEZ canceló la licitación debido a los bajos precios de la electricidad y la negativa del gobierno a respaldar un precio mínimo garantizado para la energía. ^{[ 219 ]}

En junio de 2021, el Ministerio de Industria y Comercio de la República Checa invitó a EDF, junto con Westinghouse y Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP), a participar en una ronda de precalificación para una nueva unidad en la central nuclear de Dukovany . ^{[ 220 ]} EDF propuso la  versión de 1200 MWe del EPR (EPR-1200) para el proyecto. ^{[ 221 ]} En febrero de 2024, la licitación se modificó a ofertas vinculantes para hasta cuatro nuevas unidades. En julio de 2024, KHNP fue seleccionada como la empresa adjudicataria preferida. ^{[ 222 ]}

En 2010, el parlamento finlandés decidió autorizar dos nuevos reactores. Tanto TVO como Fennovoima estaban considerando el EPR. ^{[ 223 ] [ 224 ]} En diciembre de 2013, Fennovoima confirmó que había seleccionado un reactor de agua a presión VVER AES-2006 ruso en lugar del EPR. ^{[ 225 ]} En mayo de 2022, tras importantes retrasos en la fase de diseño y licenciamiento del proyecto y a la luz de la invasión rusa de Ucrania en 2022 , Fennovoima canceló el contrato con Rosatom para construir la central eléctrica. ^{[ 226 ]}

El 24 de febrero de 2009, Italia y Francia acordaron estudiar la viabilidad de construir cuatro nuevas centrales nucleares en Italia. ^{[ 227 ]} Posteriormente, el 3 de agosto de 2009, EDF y Enel establecieron una empresa conjunta, Sviluppo Nucleare Italia, para estudiar la viabilidad de construir al menos cuatro reactores EPR. ^{[ 228 ]}

Sin embargo, en el referéndum de 2011 , poco después del desastre nuclear de Fukushima , los italianos votaron a favor de derogar la nueva normativa que permitía la energía nuclear en Italia. La derogación de una ley se produce cuando al menos el 50 % + 1 de los electores emiten un voto válido y la mayoría de estos votan a favor de la derogación. En este referéndum, la participación fue del 55 % y el 94 % votó a favor de derogar la nueva normativa.

En octubre de 2021, EDF hizo una oferta a Polonia para construir cuatro o seis reactores EPR en dos o tres emplazamientos. La capacidad instalada combinada de los reactores sería de 6,6 o 9,9  GWe. ^{[ 229 ]}

En octubre de 2022, Polonia seleccionó el diseño AP1000 de Westinghouse , y se espera que la construcción de la primera planta de tres unidades comience en 2026. ^{[ 230 ]}

En marzo de 2008, el presidente francés Nicolas Sarkozy llegó a un acuerdo con el gabinete de los Emiratos Árabes Unidos que «establece un marco de cooperación para la evaluación y el posible uso de la energía nuclear con fines pacíficos». Este acuerdo no constituía un contrato para la construcción de la planta de recuperación mejorada de petróleo (EPR) por parte de ninguna de las empresas nucleares francesas, Total SA , Suez o Areva. ^{[ 231 ]}

En mayo de 2009, el presidente estadounidense Barack Obama firmó un acuerdo similar con los Emiratos Árabes Unidos. No se otorgaron contratos para reactores, ni se garantizó que las empresas estadounidenses los recibirían. ^{[ 232 ]}

En diciembre de 2009, los Emiratos Árabes Unidos rechazaron las ofertas estadounidenses y francesas y adjudicaron un contrato para la construcción de cuatro estaciones no EPR ( APR-1400 ) a un grupo surcoreano que incluía a Korea Electric Power Corporation , Hyundai Engineering and Construction , Samsung y Doosan Heavy Industries . ^{[ 233 ]}

Tras perder este pedido, Areva consideró si debía reintroducir la comercialización de un diseño de reactor de segunda generación más pequeño y sencillo junto con el EPR, para países que se inician en la energía nuclear. ^{[ 234 ]} A partir de 2011, Areva y Mitsubishi Heavy Industries ofrecen un reactor PWR ATMEA1  de tercera generación más pequeño, de 1100 MWe . ^{[ 235 ]}

El US-EPR, la versión del EPR presentada al regulador estadounidense, ^{[ 236 ]} es uno de los competidores para la próxima generación de centrales nucleares en los Estados Unidos, junto con el AP1000 y el ESBWR . En febrero de 2015, Areva solicitó la suspensión del proceso de revisión de la solicitud de certificación de diseño en la Comisión Reguladora Nuclear de los Estados Unidos (NRC). ^{[ 236 ]} Había estado bajo revisión allí con la expectativa de presentar una solicitud para la aprobación del diseño final y la certificación del diseño estándar desde el 14 de diciembre de 2007. ^{[ 237 ]} UniStar, Amarillo Power, PPL Corp y AmerenUE anunciaron planes para presentar una solicitud de licencia combinada de construcción y operación en 2008 para el US-EPR en su central Callaway . UniStar presentó una solicitud parcial en julio de 2007 para una tercera unidad propuesta en la central nuclear Calvert Cliffs en Maryland. Sin embargo, ambas propuestas fueron posteriormente canceladas.

En abril de 2009, los legisladores de Missouri se opusieron a los aumentos de tarifas de preconstrucción, lo que llevó a AmerenUE a suspender los planes para su reactor. ^{[ 238 ]} En julio de 2010, Constellation Energy Group redujo el gasto en UniStar para la central nuclear de Calvert Cliffs debido a las incertidumbres sobre una garantía de préstamo del Departamento de Energía de EE. UU., ^{[ 239 ] [ 240 ]} y posteriormente se retiró del proyecto. ^{[ 241 ]} En octubre de 2008, Areva anunció que se asociaría con la empresa de defensa estadounidense Northrop Grumman para establecer una instalación de 380  millones de dólares para construir módulos y ensamblajes para los reactores EPR y US-EPR en el astillero de Northrop Grumman en Newport News, Virginia . ^{[ 242 ] [ 243 ]} El proyecto se suspendió indefinidamente en mayo de 2011. ^{[ 244 ]}