Energía nuclear en Canadá

En 1944, se aprobó la construcción del reactor de prueba ZEEP (Zero Energy Experimental Pile), de menor tamaño, en los Laboratorios Nucleares de Chalk River en Ontario , y el 5 de septiembre de 1945, a las 15:45 , el ZEEP de 10 vatios logró la primera reacción nuclear  autosostenida fuera de los Estados Unidos. ^{[ 5 ]}

En 1946, el Laboratorio de Montreal cerró sus puertas y el trabajo continuó en los Laboratorios Nucleares de Chalk River . Basándose en parte en los datos experimentales obtenidos del ZEEP, el Reactor Nacional Experimental de Investigación (NRX), un reactor de investigación moderado por agua pesada y alimentado con uranio natural , entró en funcionamiento el 22 de julio de 1947. Operó durante 43 años, produciendo radioisótopos , desarrollando combustibles y materiales para reactores CANDU y suministrando neutrones para experimentos de física. En 1957, se le unió el Reactor Nacional Universal de Investigación (NRU), de mayor potencia (200 megavatios MW) .

Entre 1967 y 1970, Canadá también desarrolló un reactor nuclear experimental en miniatura llamado SLOWPOKE (acrónimo de Safe LOW-POwer Kritical Experiment, Experimento Crítico Seguro de Baja Potencia). El primer prototipo se ensambló en Chalk River y se construyeron muchos SLOWPOKE, principalmente para investigación. Dos SLOWPOKE siguen en funcionamiento en Canadá: uno en Kingston, Ontario, y el de la École Polytechnique de Montréal, que lleva en marcha desde 1976.

En 1952, el gobierno canadiense creó Atomic Energy of Canada Limited (AECL), una corporación estatal con el mandato de desarrollar usos pacíficos de la energía nuclear. Se formó una alianza entre AECL, Ontario Hydro y Canadian General Electric para construir la primera central nuclear de Canadá, la Nuclear Power Demonstration (NPD). La NPD, de 20 MW _e, entró en funcionamiento en junio de 1962 y demostró los conceptos únicos de recarga de combustible en potencia utilizando combustible de uranio natural , moderador de agua pesada y refrigerante. Estas características sentaron las bases de una flota de reactores de potencia CANDU (CANDU es un acrónimo de CANada Deuterium Uranium) construidos y operados en Canadá y otros países. A partir de 1961, AECL lideró la construcción de 24 reactores CANDU comerciales en Ontario , Quebec y Nuevo Brunswick .

El primer reactor CANDU a gran escala entró en servicio el 26 de septiembre de 1968 en Douglas Point , a orillas del lago Hurón , en Ontario. Dos años después, un reactor de potencia comparable, pero de diseño diferente, entró en funcionamiento a lo largo del río San Lorenzo, en Quebec. Gentilly-1 fue un prototipo de reactor CANDU- BWR con características destinadas a reducir su coste y complejidad. Tras el equivalente a tan solo 180 días de funcionamiento en casi siete años (un factor de capacidad de vida útil del 5,7 %), Gentilly-1 fue clausurado en junio de 1977. ^{[ 6 ]} Douglas Point, que también sufría de falta de fiabilidad con un factor de capacidad de vida útil del 55,6 %, fue considerado un fracaso financiero y clausurado en mayo de 1984. ^{[ 7 ]}

En agosto de 1964, Ontario Hydro decidió construir la primera central nuclear a gran escala de Canadá en Pickering, a orillas del lago Ontario , a tan solo 30 kilómetros del centro de Toronto , para ahorrar en costes de transmisión. Para reducir costes, los reactores comparten sistemas de seguridad, incluyendo la contención y el sistema de refrigeración de emergencia del núcleo . La central Pickering A comenzó a operar en 1971 con un coste de 716 millones de dólares (1965). Le siguió la central Bruce A , construida en 1977 con un coste de 1.800 millones de dólares en el mismo emplazamiento que el reactor Douglas Point. A partir de 1983, se añadieron cuatro reactores B a las unidades existentes de Pickering, compartiendo todos ellos la misma infraestructura común que los reactores A. El coste final de estos cuatro nuevos reactores fue de 3.840 millones de dólares (1986). Asimismo, por 6.000 millones de dólares, se añadieron cuatro nuevos reactores al emplazamiento de Bruce a partir de 1984, pero en un edificio independiente con su propia infraestructura compartida. Tras un accidente por pérdida de refrigerante ocurrido en el reactor Pickering A2 en agosto de 1983, se reemplazaron los tubos de presión de cuatro de los reactores entre 1983 y 1993 a un costo de $1 mil millones (1983). ^{[ 8 ]}

Dado que la mayor parte del desarrollo de la energía nuclear se concentraba en Ontario, los nacionalistas de Quebec estaban ansiosos por beneficiarse de esta prometedora tecnología. Hydro-Québec inicialmente planeó construir hasta 40 reactores en la provincia, pero el gobierno optó por impulsar megaproyectos hidroeléctricos (véase el Proyecto de la Bahía de James ). A finales de la década de 1970, la opinión pública sobre la energía nuclear cambió, y para 1983 solo un nuevo reactor, el de Gentilly, estaba operativo. Ese mismo año, otro reactor comenzó a funcionar en Point Lepreau , Nuevo Brunswick, una provincia que anhelaba diversificar sus fuentes de energía desde la crisis del petróleo de 1973. ^{[ 9 ]}

En 1977, se aprobó una nueva planta cerca de Toronto, Darlington , para su finalización en 1988 a un costo estimado de $3.9 mil millones (1978). Después de mucha controversia, la última unidad entró en servicio con cinco años de retraso. Para entonces, el costo se había disparado a $14.4 mil millones (1993). ^{[ 10 ]} A raíz de este costo, se canceló una planta Darlington B. En ese momento, la flota de reactores canadienses en operación consistía en ocho unidades en el sitio de Pickering, ocho unidades en el sitio de Bruce, cuatro unidades en el sitio de Darlington, una unidad en Gentilly en Quebec y una unidad en Point Lepreau en Nuevo Brunswick para una capacidad instalada operativa neta total de 14.7 GW _{e .}

Para 1995, las unidades Pickering y Bruce A necesitaban reacondicionamiento, ya que después de 25 años de operación a plena potencia, los canales de combustible, quebradizos, presentaban un mayor riesgo de ruptura y debían ser reemplazados. El primer reactor en cerrar fue la unidad 2 de Bruce A en noviembre de 1995 debido a un accidente de mantenimiento. ^{[ 11 ]} Tras las críticas a la gestión de las plantas de Ontario Hydro y una serie de incidentes, ^{[ 12 ]} el 31 de diciembre de 1997, los cuatro reactores A de Pickering y la unidad 1 de Bruce A se cerraron abruptamente. Tres meses después, se cerraron las dos unidades restantes de Bruce A. Más de 5 GW de la capacidad eléctrica de Ontario se desconectaron abruptamente, pero en ese momento, se suponía que los reactores se reiniciarían a intervalos de seis meses a partir de junio de 2000. ^{[ 8 ]}

En 1999, Ontario Hydro, endeudada, fue reemplazada por Ontario Power Generation (OPG). Al año siguiente, OPG arrendó sus centrales nucleares Bruce A y B a Bruce Power , un consorcio liderado por British Energy . Los reactores A4 y A1 de Pickering fueron reacondicionados de 1999 a 2003 y de 2004 a 2005, respectivamente. Para evitar una escasez de energía mientras se eliminaban gradualmente las centrales de carbón de Ontario , las unidades 3 y 4 de Bruce A volvieron a funcionar en enero de 2004 y octubre de 2003, respectivamente, y luego las unidades 1 y 2 fueron reacondicionadas por completo por $4.8 mil millones (2010). ^{[ 13 ]} De las ocho unidades instaladas, cuatro fueron reacondicionadas, dos fueron reiniciadas sin reacondicionamiento y dos (Pickering A2 y A3) fueron cerradas definitivamente.

En abril de 2008, se inició la renovación en Point Lepreau, la cual se estimó que estaría terminada en septiembre de 2009 con un costo de $1.4 mil millones. Aquejada por retrasos, la obra se finalizó con tres años de retraso y con un sobrecosto considerable. ^{[ 14 ]} Hydro-Québec había decidido en agosto de 2008 renovar de manera similar Gentilly-2 a partir de 2011. Debido a los retrasos en la reconstrucción de Point Lepreau y por razones económicas en una provincia con excedentes de energía hidroeléctrica , la planta se cerró definitivamente en diciembre de 2012. ^{[ 11 ]} Debería permanecer inactiva 40 años más antes de ser desmantelada. ^{[ 15 ]}

Tras los accidentes nucleares japoneses de 2011 , la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (CNSC) ordenó a todos los operadores de reactores que revisaran sus planes de seguridad e informaran sobre posibles mejoras antes de finales de abril de 2011. ^{[ 16 ]} Posteriormente, el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) realizó una revisión de la respuesta de la CNSC a los sucesos en la central nuclear japonesa de Fukushima Daiichi y concluyó que fue «rápida, sólida y completa, y constituye una buena práctica que deberían adoptar otros organismos reguladores». ^{[ 17 ]}

A partir de 2022, OPG planea cerrar las 2 unidades Pickering A para 2024 y mantener las unidades Pickering B operando hasta 2026. Sin embargo, OPG revisó su plan operativo y decidió que Pickering B podría continuar operando hasta 2026 y está reevaluando la viabilidad de reacondicionar las cuatro unidades Pickering B y agregar otros 30 años de operación a su vida. ^{[ 18 ]} Mientras tanto, los reactores Darlington están siendo gradualmente sometidos a un reacondicionamiento completo de $12.8 mil millones actualmente en curso en las Unidades 1 y 3 mientras que la Unidad 2 completó con éxito su reacondicionamiento en 2020. Bruce Power seguirá el mismo plan para sus 8 unidades CANDU-750. Esta empresa aún más grande comenzó en enero de 2020 y debería costar $13 mil millones. ^{[ 19 ]} Los reactores Darlington y Bruce, recientemente renovados, deberían operar al menos hasta 2050 y hasta 2064. Para compensar el cierre programado de numerosos reactores, el Gobierno de Ontario decidió en enero de 2016 posponer la fecha de retiro de la planta Pickering A hasta 2024 mientras revisaba la posibilidad de renovar Pickering B. ^{[ 20 ]} Al 31 de diciembre de 2024, el último reactor de Pickering A fue cerrado. ^{[ 21 ]}

Energy Alberta Corporation anunció el 27 de agosto de 2007 que había solicitado una licencia para construir una nueva planta nuclear en el norte de Alberta, en Lac Cardinal (a 30  km al oeste de la ciudad de Peace River ), con dos reactores ACR-1000 que entrarían en funcionamiento en 2017 como fuentes de vapor y electricidad para el proceso de extracción de arenas bituminosas , que consume mucha energía y utiliza gas natural . ^{[ 31 ]} Sin embargo, una revisión parlamentaria sugirió suspender los esfuerzos de desarrollo, ya que resultaría inadecuado para la extracción de arenas bituminosas. ^{[ 32 ]}

Tres meses después del anuncio, la empresa fue adquirida por Bruce Power ^{[ 33 ]} , que propuso ampliar la planta a cuatro unidades para un total de 4 GW _e . ^{[ 34 ]} Estos planes se vieron frustrados y Bruce retiró su solicitud para Lac Cardinal en enero de 2009, proponiendo en su lugar un nuevo emplazamiento a 30  km al norte de Peace River. ^{[ 35 ]} Finalmente, en diciembre de 2011, el controvertido proyecto fue abandonado. ^{[ 36 ]}

El 15 de enero de 2024, Capital Power Corporation de Alberta firmó un acuerdo con Ontario Power Generation para evaluar conjuntamente la viabilidad de implementar reactores modulares pequeños (SMR) en Alberta. Las evaluaciones se llevarán a cabo durante dos años e incluyen la evaluación de la escalabilidad y las estructuras de propiedad y operación. ^{[ 37 ]}

El Gobierno de Saskatchewan estaba en conversaciones con Power Systems de Hitachi Limited sobre la construcción de una pequeña planta nuclear en la provincia, lo que implicaba un estudio de cinco años que comenzaría en 2011. ^{[ 38 ]}

Un estudio de 2014 mostró el apoyo público a la energía nuclear y destacó un suministro confiable de mineral de uranio en la provincia, ^{[ 39 ]} pero la provincia no ha estado dispuesta a avanzar y no se ha identificado ningún sitio desde 2011. ^{[ 38 ]}

El 27 de junio de 2022, Saskatchewan Power Corporation seleccionó el SMR BWRX-300 para su posible despliegue a mediados de la década de 2030 ^{[ 40 ].}

En agosto de 2007, un consorcio llamado Team CANDU inició un estudio de viabilidad sobre la instalación de un reactor CANDU avanzado en Point Lepreau para suministrar energía a la costa este. En julio de 2010, el Gobierno de Nuevo Brunswick y NB Power firmaron un acuerdo con Areva para estudiar la viabilidad de una nueva unidad nuclear de agua ligera en Point Lepreau, pero dos meses después, un gobierno recién elegido archivó el plan. ^{[ 41 ]}

A number of Canadian startups are developing new commercial nuclear reactor designs.^[42] In March 2016, the Oakville, Ontario-based company Terrestrial Energy was awarded a $5.7 million grant by the Government of Canada to pursue development of its small IMSRMolten Salt Reactor.^[43] Thorium Power Canada Inc., from Toronto, is seeking regulatory approvals for a thorium-fuelled compact demonstration reactor to be built in Chile that could be used to power a 20 million-litre/day desalination plant. Since 2002, General Fusion, from Burnaby, British Columbia, has raised $300 million from public and private investors to build a fusion reactor prototype based on magnetized target fusion starting in 2017.^[44][45]

• El 12 de diciembre de 1952, el primer gran accidente de reactor nuclear del mundo ( nivel 5 de INES ) ocurrió en los Laboratorios Chalk River , a 180 kilómetros al noroeste de Ottawa . Una excursión de potencia y una pérdida parcial de refrigerante provocaron graves daños en el núcleo del reactor NRX, lo que resultó en la liberación de productos de fisión a través de la chimenea del reactor y la acumulación de 4,5 toneladas de agua contaminada en el sótano del edificio. El futuro presidente de los Estados Unidos, Jimmy Carter , en ese momento teniente de la Armada de los Estados Unidos , estuvo entre las 1202 personas involucradas en la limpieza, que duró dos años; ^{[ 61 ] [ 62 ]}
• El 24 de mayo de 1958, una barra de combustible se incendió y se rompió mientras era retirada del reactor NRU , lo que provocó la contaminación total del edificio. Al igual que en 1952, se solicitó la ayuda del ejército y aproximadamente 679 personas participaron en las labores de limpieza. ^{[ 63 ]}

En noviembre de 1978, un accidente por pérdida de refrigerante afectó al reactor experimental WR-1 de los Laboratorios Whitshell en Pinawa , Manitoba. Se derramaron 2739 litros de aceite refrigerante ( isómero de terfenilo ), la mayor parte en el río Winnipeg , y tres elementos combustibles se rompieron, liberándose algunos productos de fisión. La reparación tardó varias semanas en completarse. ^{[ 64 ]}

• El 1 de agosto de 1983, los tubos de presión —que contienen las barras de combustible— se rompieron debido a la hidruración en el reactor Pickering 2. Se escapó algo de refrigerante, pero se recuperó antes de que saliera de la planta, y no hubo liberación de material radiactivo del edificio de contención. Los cuatro reactores fueron retubados con nuevos materiales ( Zr -2,5% Nb ) durante diez años; ^{[ 63 ]}
• El 2 de agosto de 1992, una fuga de agua pesada en el intercambiador de calor del reactor 1 de Pickering liberó 2,3 petabecquerel (PBq) de tritio radiactivo en el lago Ontario, lo que provocó un aumento de los niveles de tritio en el agua potable a lo largo de la costa del lago; ^{[ 8 ]}
• El 10 de diciembre de 1994, una rotura de tubería en el reactor Pickering 2 provocó una importante pérdida de refrigerante y un derrame de 185 toneladas de agua pesada. Fue necesario utilizar el Sistema de Refrigeración de Emergencia del Núcleo para evitar la fusión del núcleo . ^{[ 65 ]} En 2001, el Comité Permanente del Senado sobre Energía, Medio Ambiente y Recursos Naturales lo calificó como «el accidente nuclear más grave de Canadá».
• El 12 de enero de 2020, a las 07:23 EST (UTC -5), se emitió una alerta de incidente nuclear a través del sistema Alert Ready para todos los residentes de Ontario. La alerta indicaba que «Se informó de un incidente en la central nuclear de Pickering » y que «las personas cercanas a la central nuclear de Pickering NO necesitan tomar ninguna medida de protección en este momento». Posteriormente, la diputada provincial Sylvia Jones reveló que «la causa de la alerta fue un error durante un "ejercicio de entrenamiento rutinario" realizado por el Centro Provincial de Operaciones de Emergencia (PEOC)». ^{[ 66 ]}

En 2009, más de 200 000 litros de agua con trazas de tritio e hidracina se derramaron en el lago Ontario después de que unos trabajadores llenaran accidentalmente el tanque equivocado con agua tritiada. Sin embargo, el nivel del isótopo en el lago no fue suficiente para representar un peligro para los residentes. ^{[ 63 ] [ 67 ]}

El 13 de diciembre de 2011, se produjo un derrame radiactivo en la central nuclear de Point Lepreau, en Nuevo Brunswick, durante trabajos de reacondicionamiento. Hasta seis litros de agua pesada salpicaron el suelo, lo que obligó a evacuar el edificio del reactor y a detener las operaciones. El 14 de diciembre, NB Power emitió un comunicado de prensa en el que admitía que se había producido otro tipo de derrame tres semanas antes. ^{[ 68 ]}

En 2009, Canadá poseía las cuartas mayores reservas recuperables de uranio del mundo (a un costo inferior a 130 USD /kg) ^{[ 71 ]} y, hasta esa fecha, era el mayor productor mundial. Las únicas minas actualmente activas y las reservas de uranio más importantes se encuentran en la cuenca de Athabasca , al norte de Saskatchewan . La mina McArthur River de Cameco , inaugurada en 2000, es el mayor yacimiento de uranio de alta ley y el mayor productor del mundo. ^{[ 72 ]}

Aproximadamente el 15% de la producción de uranio de Canadá se utiliza para alimentar reactores nacionales, el resto se exporta. ^{[ 73 ]}

El concentrado de mineral de uranio ( yellowcake ) de minas en Canadá y otros lugares se procesa en trióxido de uranio (UO₃ ₎ en la planta Blind River de Cameco , la refinería de uranio comercial más grande del mundo. ^{[ 74 ]} Esta forma más pura de uranio es la materia prima para la siguiente etapa de procesamiento que se lleva a cabo en Port Hope , Ontario. Allí, la planta de conversión de Cameco produce hexafluoruro de uranio (UF₆ ₎ para instalaciones extranjeras de enriquecimiento de uranio y dióxido de uranio ₍ UO₂ ) para fabricantes locales de combustible. Las instalaciones de fabricación de combustible de Cameco en Port Hope y de BWXT en Peterborough y Toronto ^{[ 75 ]} transforman el polvo de dióxido de uranio en pastillas cerámicas antes de sellarlas en tubos de circonio para formar barras de combustible ensambladas en haces para reactores CANDU en Canadá y otros lugares. ^{[ 76 ]}

Al igual que en Estados Unidos o Finlandia , la política de Canadá consiste en no reprocesar el combustible nuclear gastado, sino en deshacerse directamente de él por razones económicas.

En 1978, el gobierno de Canadá puso en marcha un programa de gestión de residuos de combustible nuclear. En 1983, se construyó un laboratorio subterráneo en los Laboratorios Whiteshell de Manitoba para estudiar las condiciones geológicas asociadas al almacenamiento de combustible nuclear gastado. La instalación, de 420 metros de profundidad, fue desmantelada e inundada deliberadamente en 2010 para realizar un último experimento. ^{[ 77 ]} En 2002, la industria fundó la Organización de Gestión de Residuos Nucleares (NWMO) para desarrollar una estrategia permanente de gestión de residuos.

Canadá cuenta con un activo movimiento antinuclear , que incluye a importantes organizaciones como Greenpeace y el Sierra Club . Greenpeace fue fundada en Vancouver por antiguos miembros del Sierra Club para protestar contra las pruebas de armas nucleares en la isla Amchitka . Más de 300 grupos de interés público en todo Canadá han respaldado el mandato de la Campaña para la Eliminación de la Energía Nuclear (CNP). Se informa que algunas organizaciones ambientalistas, como Energy Probe , el Instituto Pembina y la Coalición Canadiense para la Responsabilidad Nuclear (CCNR), han desarrollado una considerable experiencia en temas de energía nuclear . También existe una larga tradición de oposición indígena a la minería de uranio . ^{[ 89 ] [ 90 ]}

La provincia de Columbia Británica mantiene firmemente una estricta política antinuclear. La corporación estatal BC Hydro respalda este principio al "rechazar la consideración de la energía nuclear en la implementación de la estrategia de energía limpia de Columbia Británica". ^{[ 91 ]}