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ESTUDIO EXPLORATORIO DE UNA CENTRAL NUCLEAR EN

EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

GONZALO CALVO YÁÑEZ

PROFESOR GUÍA: PABLO DAUD MIRANDA

MIEMBROS DE LA COMISIÓN: RODRIGO DONOSO HEDERRA

EMILIO COVARRUBIAS NOÉ

ENERO 2007

RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TITULO DE INGENIERO CIVIL INDUSTRIAL POR GONZALO CALVO YÁÑEZ FECHA 15 DE ENERO DE 2007 PROF. GUÍA: PABLO DAUD M. RESUMEN EJECUTIVO En Chile la demanda eléctrica crece anualmente un 7%. Los problemas de suministro de gas natural de Argentina y el riesgo hidrológico por escasez de lluvias motivan estudiar nuevas fuentes de energía para diversificar la matriz de generación eléctrica. El objetivo general del presente trabajo de título es estudiar, a nivel exploratorio, una central nuclear en el Sistema Interconectado Central. Para la realización de éste, se recopilaron y seleccionaron distintas fuentes bibliográficas, lo que sirvió para identificar los principales temas que involucra un proyecto nuclear. En particular se analizó el mercado eléctrico chileno, las alternativas tecnológicas nucleares, el mercado del combustible, la regulación, los requerimientos de sitio, el impacto ambiental a nivel global y la evaluación técnica y económica. Según el análisis realizado, los reactores nucleares son instalaciones industriales seguras, tanto para eventos sísmicos y eventuales ataques terroristas. Para el correcto funcionamiento, requieren alrededor de 700 personas capacitadas, con un gasto sobre los 27 millones de US$ anuales. Chile no cuenta con esos recursos y tampoco con la legislación necesaria para el correcto funcionamiento de una central de potencia. Un reactor no tiene emisiones de dióxido de carbono y su costo de manejo de desechos nucleares es 1,1 US$/MWh contrastado con el costo de emisión de dióxido de carbono de la generación térmica que es sobre los 5,2 US$/MWh. Este aspecto hace que estas instalaciones sean ambientalmente sustentables respecto a las otras alternativas. Para la evaluación económica se estudiaron dos casos: un reactor de 1.000 MW que utiliza agua liviana (LWR) de 1.900 US$/kW de inversión y un reactor de 650 MW que utiliza agua pesada (CANDU) cuyo monto de inversión es 1.800 US$/kW. En ambos, se obtuvo un VAN positivo con una tasa de descuento del 9%. Sin embargo, el proyecto deja de ser viable para tasas superiores al 10%. De acuerdo a la evaluación, los proyectos dejan de ser atractivos en caso de existir una demora en la construcción o atraso de su operación comercial. Sin embargo, los resultados son poco sensibles ante variaciones del precio del concentrado de uranio. Comparado con otras alternativas térmicas, una central nuclear es más competitiva económica y ambientalmente que una central a carbón y un ciclo combinado a gas natural licuado. En consecuencia, los resultados del estudio incentivan a profundizar más los análisis de factibilidad de un proyecto nuclear, en la medida que el gobierno se comprometa a apoyar el proyecto.

AGRADECIMIENTOS

A la gente de la Comisión Chilena de Energía Nuclear, en especial a Don Gonzalo Torres, jefe del departamento de Materiales Nucleares por su profesionalismo y confianza. También por su invaluable ayuda a mis amigos y tutores Claudio Betti y Pedro Cataldo, de Planificación Energética de ENDESA. A mi mamá, Paulina, Cristóbal, Ximena, Marisol y especialmente a Daniela por su disposición, optimismo y alegría. Finalmente deseo agradecer a mi padre y colega Gonzalo Calvo Flores, por su paciencia, ejemplo, cariño (a su manera) y confianza.

ÍNDICE

1. PRESENTACIÓN ....................................................................................................................... 3

1.1. Introducción.......................................................................................................................... 3 1.2. Motivación............................................................................................................................ 3 1.3. Objetivos............................................................................................................................... 4 1.4. Metodología.......................................................................................................................... 4 1.5. Alcances ............................................................................................................................... 6 1.6. Resultados esperados............................................................................................................ 7

2. MERCADO ELÉCTRICO .......................................................................................................... 8 2.1. Descripción General ............................................................................................................. 8 2.2. Sistemas Interconectados de Chile ....................................................................................... 8 2.3. Marco Institucional............................................................................................................... 9 2.4. Tarificación y Precios de Generación................................................................................. 10 2.5. Potencia Instalada y Generación en el SIC......................................................................... 12

3. ENERGÍA NUCLEAR.............................................................................................................. 14 3.1. Fisión Nuclear .................................................................................................................... 14 3.2. Reactor Nuclear .................................................................................................................. 14 3.3. Tipos de Reactores ............................................................................................................. 16 3.4. Reactores innovativos......................................................................................................... 18 3.5. Mercado de Reactores ........................................................................................................ 18 3.6. Competitividad de la Energía Nuclear en el Mundo .......................................................... 19

4. CICLO DE COMBUSTIBLE.................................................................................................... 21 4.1. Descripción......................................................................................................................... 21 4.2. Ciclo de combustible LWR ................................................................................................ 23 4.3. Ciclo abierto CANDU ........................................................................................................ 24 4.4. Ciclo Cerrado...................................................................................................................... 24 4.5. Reservas de Uranio............................................................................................................. 25 4.6. Cálculo del costo del combustible ...................................................................................... 27 4.7. Estructura de Costo............................................................................................................. 27 4.8. Competitividad ciclo abierto con ciclo cerrado.................................................................. 29

5. MARCO REGULATORIO ....................................................................................................... 31 5.1. Marco Legal Eléctrico ........................................................................................................ 31 5.2. Marco Legal Nuclear .......................................................................................................... 31 5.3. Marco Ambiental............................................................................................................... 32 5.4. Proceso de Licenciamiento de una Central......................................................................... 33 5.5. Normas de Explotación de una Central Nuclear Eléctrica ................................................. 33 5.6. Inspecciones de la IAEA .................................................................................................... 34 5.7. Clausura de una central....................................................................................................... 35

6. IMPACTO AMBIENTAL......................................................................................................... 36 6.1. Introducción........................................................................................................................ 36 6.2. Emisión de gases ................................................................................................................ 36 6.3. Uso de Suelos ..................................................................................................................... 38 6.4. Radioactividad.................................................................................................................... 38 6.5. Desechos Nucleares............................................................................................................ 39 6.6. Administración de desechos ............................................................................................... 41 6.7. Costos Ambientales ............................................................................................................ 46

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7. ELECCION DE SITIO.............................................................................................................. 48 7.1. Requerimientos de una central ........................................................................................... 48 7.2. Densidad de población........................................................................................................ 49 7.3. Zonas industriales, trasporte y militares ............................................................................. 49 7.4. Sismología .......................................................................................................................... 49 7.5. Otras consideraciones ......................................................................................................... 50 7.6. Zonas aptas para instalación de una central ....................................................................... 50

8. EVALUACIÓN TÉCNICA....................................................................................................... 53 8.1. Costos de capital................................................................................................................. 53 8.2. Diferencias distintas alternativas ........................................................................................ 53 8.3. Elección de tamaño............................................................................................................. 54 8.4. Estructura de costos ............................................................................................................ 54 8.5. Sismicidad .......................................................................................................................... 55 8.6. Seguridad antiterrorista ...................................................................................................... 56 8.7. Capital humano................................................................................................................... 56 8.8. Combustible........................................................................................................................ 58 8.9. Desmantelamiento .............................................................................................................. 59

9. EVALUACIÓN ECONÓMICA................................................................................................ 60 9.1. Metodología........................................................................................................................ 60 9.2. Escenario ............................................................................................................................ 60 9.3. Características centrales casos bases .................................................................................. 61 9.4. Costo Variable Combustible............................................................................................... 62 9.5. Inversión ............................................................................................................................. 63 9.6. Costos Fijos ........................................................................................................................ 65 9.7. Costo Variable no Combustible.......................................................................................... 66 9.8. Resultados........................................................................................................................... 67 9.9. Sensibilidades ..................................................................................................................... 69 9.10. Competitividad tecnológica.............................................................................................. 72

10. CONCLUSIONES................................................................................................................... 74 11. BIBLIOGRAFÍA..................................................................................................................... 76 ANEXO A: Estatus de la energía nuclear en el mundo................................................................. 79 ANEXO B: Mercado eléctrico del SIC ......................................................................................... 80 ANEXO C: Reactores innovativos ................................................................................................ 86 ANEXO D: Mercado de reactores................................................................................................. 91 ANEXO E: Mercado del combustible nuclear .............................................................................. 95 ANEXO F: Normas de explotación de centrales nucleares......................................................... 109 ANEXO G: Metodología estudio de emisiones de CO2.............................................................. 114 ANEXO H: Unidades de radioactividad ..................................................................................... 116 ANEXO I: Clasificación de desechos nucleares ......................................................................... 117 ANEXO J: Recursos humanos .................................................................................................... 118 ANEXO K: Análisis de estudios relacionados ............................................................................ 129 ANEXO L: Evaluación económica ............................................................................................. 132

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1. PRESENTACIÓN

1.1. Introducción Chile es un país con una economía emergente y es en la práctica un importador neto de energía. Durante los dos últimos años, el país se ha visto afectado por cortes de abastecimiento de gas natural desde Argentina, lo que ha afectado drásticamente a la industria y la generación eléctrica. Además, Chile -en particular el Sistema Interconectado Central (SIC)- está sujeto a un importante riesgo hidrológico debido a las sequías, porque gran parte de la energía eléctrica se genera en plantas hidroeléctricas.1 Este escenario puede acarrear problemas para el desarrollo de nuestro país, debido a la creciente demanda y dependencia energética. La mejor opción frente a este panorama adverso, es buscar otras fuentes de energía y diversificar la matriz de generación eléctrica.2 Una de las posibles alternativas es la energía nuclear. Esta fuente es ampliamente usada en el mundo permitiendo el abastecimiento de energía eléctrica para muchos países, incluso llegando a ser la principal fuente de energía en Francia, Bélgica, Japón, entre otros. 3 Existe en la actualidad un resurgimiento de esta industria, debido a la gran demanda mundial por energía que se presenta en el futuro y porque no tiene emisiones de gases efecto invernadero. El presente estudio busca responder algunas interrogantes asociadas a la energía nuclear: cuáles son los requerimientos necesarios, los costos involucrados, las ventajas y desventajas de implementar una central nuclear.

1.2. Motivación La Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) es una institución gubernamental que tiene como misión fomentar el desarrollo nuclear en el país. Esta opera en distintos ámbitos: medicina, protección radiológica, esterilización, investigación de nuevos materiales y fiscalización. Uno de los temas es la núcleo-electricidad. Esta memoria para optar al título de Ingeniero Civil Industrial de la Universidad de Chile, tiene como objetivo ser el primer apronte para futuros estudios relacionados. El aporte es la realización de un trabajo con información actualizada basada en estudios cuyas metodologías son similares y se diferencian principalmente en los supuestos para precios de combustibles, tasas utilizadas y maneras de financiamiento. Estos fueron adaptados a la realidad chilena.4

1 Aunque no se puede hablar de una crisis, entre el 2006 y 2010 el abastecimiento no será holgado y las probabilidades de déficit son mayores de cero en la mayoría de los meses. [12] 2 Cabe recordar que el crecimiento de la demanda eléctrica está correlacionado con el PIB 3 En Anexo A se desglosan los países que cuentan con reactores nucleares 4 En anexo K se detallan los estudios donde se extrajo información.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) en 1997 encargó a ElectroWatt Enginering (EWE) un estudio de costos de centrales nucleares. Este es el último estudio de un organismo de gobierno alusivo a núcleo-electricidad, lo que incentiva la realización de uno nuevo. El presente trabajo tiene como motivación analizar la incorporación de nuevas fuentes de energía a la matriz existente, con la finalidad de ser de interés tanto para la CCHEN, como para académicos, empresas de electricidad y otros grupos de interés. El trabajo la sido respaldado por la CCHEN a través del jefe del Departamento de Materiales Nucleares (DMM), quién ha proporcionado información relacionada con todos los aspectos de la energía nuclear.

1.3. Objetivos Objetivo General Estudiar la factibilidad a nivel exploratorio, de instalar una central nuclear en el Sistema Interconectado Central.5 Objetivos Específicos

1. Describir el mercado nuclear actual. 2. Detallar estructura de costos del ciclo del combustible. 3. Recopilar regulaciones y normativas de seguridad. 4. Determinar los costos asociados al impacto ambiental. 5. Dar directrices para posibles sitios de instalación. 6. Comparación económica con otras alternativas tecnológicas de generación eléctrica:

carbón y gas natural licuado (GNL). 7. Evaluar la factibilidad económica del proyecto.

1.4. Metodología Para el desarrollo de la memoria, se llevaron a cabo las siguientes etapas:

1. Recopilación y selección bibliográfica sobre la energía nuclear y su uso en generación eléctrica.

2. Identificación de los capítulos a abordar. 3. Construcción metodológica de cada capítulo. 4. Desarrollo de cada uno de los temas

5 El carácter exploratorio del estudio está dado por la no experiencia en construcción de centrales nucleares en Chile y éste es una fase previa para estudios más detallados.

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La primera etapa, consistió en buscar información núcleo-eléctrica de distintas fuentes bibliográficas. Estas fueron: papers o estudios de universidades, consultores, institutos u organismos internacionales (Internacional Atomic Energy Agency IAEA, Organization of Economic Cooperation and Development OECD, Nuclear Energy Agency NEA, entre otras). El material se seleccionó teniendo en cuenta su actualidad, confiabilidad (es decir, que las fuentes sean oficiales) y su relación con la investigación en curso. A partir del material bibliográfico seleccionado, se clasificó la información y posteriormente se identificaron los siguientes temas para la realización del estudio:

Entorno: Información relacionada con el mercado eléctrico, regulaciones nucleares, eléctricas y ambientales, mercado de reactores y descripción de la energía nuclear.

Requerimientos de planta: ciclo de combustible, requerimientos de seguridad, impacto ambiental –contrastado con fuentes como el carbón y el gas natural- y elección de sitio.

Evaluación de proyecto: económica y técnica.

Finalmente, los capítulos se construyeron y se desarrollaron de la siguiente manera:

Mercado Eléctrico: Se realizó un estudio del mercado eléctrico chileno. En este se describieron sus principales características, sistemas interconectados, demanda de energía, instituciones y proyección de demanda a futuro dentro del Sistema Interconectado Central. Energía Nuclear: Se desarrolló el tema de la energía nuclear y su aplicación para la generación de electricidad. Dentro de esto se describió el funcionamiento de un reactor y sus principales componentes. Además, se hizo una breve reseña de los tipos de tecnologías que se encuentran y un estudio del mercado de reactores nucleares.

Ciclo del Combustible: Un factor clave de un programa nuclear es el suministro de combustible. Mediante búsquedas bibliográficas, se procedió a investigar el ciclo de combustible nuclear. En particular, se hizo una descripción de los distintos procesos involucrados, alternativas tecnológicas y precios para estimar costos de generación. En especial se hizo un estudio del mercado del uranio.

Marco Regulatorio: La regulación es un tema complejo por todas las medidas de seguridad asociadas a la implementación de una central nuclear. Para estudiarlos se realizó una búsqueda bibliográfica y entrevistas con expertos.

Impacto Ambiental: Dentro del estudio de impacto ambiental el análisis se centró en la competitividad de la energía nuclear respecto las alternativas de combustibles fósiles. Se procedió de la siguiente manera: En primera instancia se hizo una introducción bibliográfica para entender los principales efectos ambientales tanto de la energía nuclear y como de sus alternativas. Posteriormente, se estudiaron y compararon cualitativa y cuantitativamente, para finalmente llegar a un resultado económico.

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Elección de Sitio: De manera cualitativa y cuantitativa se plantearon directrices para el tema de las posibles locaciones. Estas se realizaron a partir de la información otorgada por juicio de expertos y estudios de selección de sitio anteriores.

Evaluación Técnica: Se realizó una preparación de datos económicos y técnicos para la posterior realización de la evaluación económica. De éste, se diferenciaron las distintas alternativas de reactores nucleares y se mostraron otros antecedentes técnicos como: recursos humanos, sismicidad, seguridad ante eventos terroristas, tamaño, ritmo de inversiones, entre otras.

Evaluación Económica: Se evaluó económicamente dos tipos de centrales. Para ello, se utilizó un software o modelo de despacho hidro-térmico para simular el mercado eléctrico del SIC. Al usar el modelo, se empleó un año de largo plazo (2019) con su respectiva demanda y oferta generadora.

1.5. Alcances El estudio tiene carácter exploratorio, esto significa un análisis general de los principales aspectos para la realización de un proyecto núcleo-eléctrico. Por cada tema se definen los alcances:

Mercado Eléctrico: abarca a modo general todos los aspectos de un estudio de mercado. Energía Nuclear: el alcance es introducir los temas al lector común, para familiarizarlo con los conceptos relacionados con la industria nuclear.

Ciclo del Combustible: Se realiza un estudio de mercado del uranio y se detallan los procesos involucrados en la fabricación del combustible para reactores. No profundizará en detallar los procesos industriales y químicos involucrados para su elaboración. Marco Regulatorio: busca resumir todos los aspectos relevantes para un proyecto nuclear de generación eléctrica. Se hace mención de éstas de manera indicativa pensando en una eventual legislación nuclear.

Impacto Ambiental: se realiza al nivel de impacto global, comparando los efectos ambientales que produce el uso de distintas tecnologías de generación. No se analiza a nivel de impacto local, es decir, en el sitio donde se emplace la central. Elección de Sitio: Se resumen los principales requerimientos de elección de sitio y se describen las locaciones del barrido regional del estudio de Dames and Moore (1979)6 de manera indicativa. Sin embargo, la antigüedad de éste hace que no se tomen como referencia sus locaciones descritas. Finalmente se emplea un sitio genérico a 300 km. del nudo de Quillota. Evaluación Técnica: No ahonda en detalles de diseño de central y equipos más específicos. Como tampoco profundiza en aspectos de carácter político, sociales y estratégicos del sector

6 Estudio de sitio único en Chile, realizado en conjunto con CCHEN y ENDESA para centrales nucleares. Se requiere realizar un nuevo estudio que esté actualizado.

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eléctrico. Sólo se menciona a nivel general ciertos aspectos de capital, recursos humanos, sísmicos, combustible, entre otros. Evaluación Económica: tiene limitantes de pre-factibilidad y sensibiliza algunas variables relevantes de la evaluación tales como precios de combustibles, montos de inversión, tasa de descuento y tiempos de construcción.

1.6. Resultados esperados Los resultados que se esperan son de dos tipos, uno general y otro específico. El resultado general, busca describir los procesos involucrados en la generación eléctrica a partir de energía nuclear, abordando los temas de interés de un programa núcleo-eléctrico, de manera didáctica y comprensible. De forma específica, se busca realizar una evaluación económica con metodologías empleadas por empresas eléctricas en Chile, utilizando información y datos basados en estudios previos.

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2. MERCADO ELÉCTRICO

2.1. Descripción General La industria eléctrica está compuesta por tres actividades principales: generación, transmisión y distribución de energía. La generación eléctrica consiste en producir electricidad a través de fuentes convencionales como la combustión de petróleo, gas natural, carbón, el uso energía hidráulica y nuclear. También mediante otras llamadas renovables no convencionales (ERNC), como la energía eólica y solar. La transmisión corresponde a la actividad de transportar la energía eléctrica desde las centrales de generación hasta grandes subestaciones eléctricas para ser transportada por las empresas distribuidoras. Las empresas que se desenvuelven en este rubro poseen líneas de 23 kV o superiores. La distribución comprende la comercialización y transporte de energía eléctrica a los pequeños y medianos usuarios, es decir cuyo consumo sea inferior a 2 MW.

2.2. Sistemas Interconectados de Chile Chile tiene 4 sistemas interconectados. Se muestra a continuación una breve descripción de éstos, ordenados de norte a sur. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) Este subsistema se extiende desde la ciudad de Arica hasta Coloso, es decir se encuentra a lo largo de las Regiones de Tarapacá (I) y Antofagasta (II). El principal abastecimiento es a clientes involucrados en la industria minera e industriales. Este sistema está formado en un 99,6% por centrales térmicas. La capacidad instalada del SING alcanza un total de 3.596,5 MW, sin embargo la demanda máxima de este sistema alcanzó los 1.630,8 MW y la generación bruta se ubicó sobre los 12.657 GWh durante el año 2006. [39] Sistema Interconectado Central (SIC) El SIC se extiende desde Taltal hasta la isla grande de Chiloé, en la Región de los Lagos (X). Este es el principal sistema eléctrico del país, suministrando energía eléctrica a más del 90% de la población nacional. Durante el año 2005 la demanda máxima del SIC alcanzó los 5.763,9 MW, mientras que la generación está en torno de los 37.964,5 GWh. [39] El SIC presenta una capacidad instalada de 8.259,8MW y su parque generador es de un 55% de generación hidroeléctrica con centrales de embalse y pasada. Este sistema abastece principalmente a distribuidoras –clientes regulados-, que representa sobre el 60% del consumo.

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Sistema Eléctrico de Aysén y de Magallanes En el sistema de Aysén sólo opera la empresa EDELAYSEN S.A., quien se encarga de la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica para la XI Región. Este es un sistema pequeño, con una capacidad instalada de 33,3 MW y una demanda máxima de 19,4MW. El sistema de Magallanes es operado por la empresa EDELMAG S.A. que al igual que la empresa de Aysén, genera, trasmite y distribuye. Este contiene otros 3 subsistemas aislados que otorgan suministro a las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir. La capacidad instalada de este sistema es de 66,9MW y la demanda integral es cercana a los 40,6MW. [39]

Diagrama 2.1: Sistemas interconectados de Chile

Fuente: CNE

2.3. Marco Institucional En Chile principalmente es el sector privado el que desarrolla las actividades del negocio eléctrico. El Estado es el ente regulador y fiscalizador del servicio eléctrico, que asegura el

Sistema Interconectado Central Potencia Instalada: 8.259,8 MW Generación Anual: 37.964,5 GWh Demanda Máxima: 5.763,9 MW Cobertura: Regiones II a X y Región Metropolitana. Población: 92,28%

Sistema Interconectado del Norte Grande Potencia Instalada: 3.596,5 MW Generación Anual: 12.657,3 GWh Demanda Máxima: 1.630,8 MW Cobertura: Regiones I y II Población: 6.15%

Sistema Eléctrico de Aysén Potencia Instalada: 33,3 MW Generación Anual: 107,9 GWh Demanda Máxima: 19,4 MW Cobertura: Región XI Población: 0.61%

Sistema Eléctrico de Magallanes Potencia Instalada: 65,2 MW Generación Anual: 207,6 GWh Demanda Máxima: 39,7 MW Cobertura: Región XII Población: 0,96%

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cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas, y fija los precios de generación y transmisión eléctrica. Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) Este organismo privado está encargado de coordinar la operación de los sistemas eléctricos con potencia instalada de 100 MW o superior. Está formado por todas las empresas generadoras que posean una capacidad superior al 2% de todo el sistema. También participan las empresas de distribución que operen con líneas que tienen una tensión superior o igual a 23 kV o con tramos de línea de transmisión con longitud superior a 100 km. El CDEC regula el funcionamiento de las centrales generadoras y de las líneas de transmisión de cada sistema, garantizando la operación al costo marginal y la seguridad de servicio. Sus principales funciones es determinar los costos marginales del sistema y valorizar las transferencias entre generadoras. Comisión Nacional de Energía (CNE) Este es un organismo autónomo del Estado cuya función actual es de regulación de precios de la energía. Sus actos jurídicos y administrativos se hacen a través del Ministerio de Minería. Otras funciones son coordinar planes, políticas y normas necesarias para el desarrollo y buen funcionamiento del sector eléctrico. Este organismo calcula los precios regulados y actúa como ente técnico del Ministerio de Economía en caso de existir divergencia con los miembros del CDEC. Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) Este organismo estatal depende del Ministerio de Economía. Su función es fiscalizar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, transporte y distribución eléctrica. Además, es el responsable técnico de otorgar concesiones provisionales, verificar la calidad de los servicios y de informar al Ministerio de Economía sobre las solicitudes de concesión definitivas relacionadas con la distribución y la instalación de centrales hidráulicas, subestaciones eléctricas y líneas de transmisión

2.4. Tarificación y Precios de Generación Mercados Las compañías generadoras obtienen ingresos a partir de la venta de dos productos eléctricos independientes: generación de energía y potencia firme. La generación de energía corresponde al nivel de producción de electricidad en el tiempo, medida en kWh. La potencia firme corresponde a la potencia instalada que una central puede entregar.

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Las empresas generadoras compran y venden energía y potencia firme en los siguientes mercados:

1. Mercado de clientes libres: En este la venta y compra de energía es por contrato y ambos precios se establecen directamente entre generadora y cliente. Los clientes libres son aquellos que presentan un consumo superior a 2MW.

2. Mercado regulado: Compuesto por todas las empresas de distribución que compran

energía eléctrica y potencia firme a compañías de generación. Estos precios son fijados por la CNE cada seis meses.

3. Mercado spot: donde las empresas realizan libremente sus transacciones de compra y

venta al CDEC al costo marginal del sistema. Precios de Energía

1. Precio spot o costo marginal: corresponde al costo de la central que aportó la última unidad de energía necesaria para satisfacer el consumo. De esta manera las centrales entran en funcionamiento dentro del sistema, de menor a mayor costo unitario de energía. Estos costos se realizan a cada hora del día por el CDEC del sistema respectivo.

2. Precio nudo o regulado: corresponde a los costos marginales de generación proyectados

en los siguientes 24 a 48 meses. El precio nudo se establece mediante una banda de precios que es determinada por el precio promedio. El ancho de la banda no puede superar el 10% de dicho precio. Para llevar a cabo la estimación, se utilizan modelos estocásticos que buscan minimizar el costo de operación y de falla. Para calcular estos precios se toma de referencia una subestación correspondiente al precio de nudo de Quillota. Luego el CNE pondera para cada subestación factores de penalización correspondiente. –que buscan reflejar la variación de la producción por efectos de pérdidas relacionadas a ella-

Precios de Potencia

1. Precios libres: son aquellos acordados libremente entre una compañía generadora y un cliente, que debe estar de acuerdo con las condiciones de mercado presentes al momento de negociar.

2. Precio nudo de la potencia: corresponde al costo marginal de incrementar la capacidad

instalada en el SIC mediante el desarrollo de unidades generadoras con turbinas a gas. El cálculo de los precios nudo de potencia se hace de manera similar a los de energía, sin embargo se toma el precio de referencia correspondiente a la de la subestación del nudo de Maitencillo en el caso del SIC. Luego la CNE pondera para cada subestación básica los factores de penalización de potencia correspondientes a cada subestación.

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2.5. Potencia Instalada y Generación en el SIC El SIC en la actualidad cuenta con una potencia instalada de 8.288,3MW, correspondiente al 64,3% de la capacidad instalada del país. Las principales empresas que abarcan el mercado son Endesa con el 32,72%, seguida de Colbún y AES Gener.7

Tabla 2.1.: Potencia Instalada en el SIC por Empresa Endesa 32,72% Colbún 21,90% Gener S.A. 9,43% Pehuenche 7,52% Pangue 5,63% S.E. Santiago S.A. 4,57% San Isidro S.A. 4,46% Otras 13,76%

Fuente: CNE Además el SIC presenta la mayor parte de su generación hidroeléctrica, seguida de gas natural y carbón. Esto refleja el grado de dependencia de factores climáticos e importaciones de combustibles. El gráfico siguiente muestra la potencia instalada del SIC por tipo de generación.

Tabla 2.2.: Potencia en el SIC por Combustible Hidroeléctrica 56,65% Ciclo-combinado gas natural 18,21% Vapor-carbón 11,31% Gas-diesel 7,19% Otros 6,64%

Fuente: CNE Proyección de Oferta del SIC En los últimos 20 años, la potencia instalada ha crecido a una tasa de 7,6% anual. La planificación para el desarrollo del SIC está ligada con las políticas diseñadas en la CNE, que establece un plan de obras de generación y transmisión. Este plan de obras, que se presenta en abril y octubre de cada año en los informes técnicos de fijación de precios de nudo, debe minimizar el costo total actualizado de inversión, operación y racionamiento de la generación de la energía eléctrica en el SIC en un horizonte de 10 años.8 Esta planificación es de carácter indicativo, pues no existen obligaciones a las empresas generadoras para realizar inversiones en el sistema. No obstante, se utiliza para la modelación del sistema y para el cálculo de precios de nudo. Así se puede alinear las proyecciones energéticas del gobierno con la planificación privada por las distintas empresas que participan en el mercado.

7 Aunque Pehuenche, Pangue y San Isidro S.A. están controladas por ENDESA, lo que reportaría a ésta el 50,23% del mercado en el SIC. 8 En Anexo B se muestra el plan de obras de la CNE, en conjunto con más antecedentes del SIC

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Proyección de Demanda del SIC La venta de energía en el SIC ha presentado un crecimiento sostenido durante los últimos 20 años. La demanda de energía pasó de 9.705 GWh en 1985 a 37.915 GWh en el 2005. La tasa promedio de crecimiento ha sido de 7%, donde los altibajos de crecimiento de energía coinciden con períodos de bajo crecimiento económico (2001 y 2002) y de sequía (1989, 1990, 1999). Esto se puede ver en el siguiente gráfico.

Diagrama 2.2.: Evolución de la demanda de energía

Fuente: CDEC-SIC

Las proyecciones de ventas a futuro se presentan a continuación, elaboradas con los datos de la CNE y Endesa.

Diagrama 2.3.: Proyección demanda SIC

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

GW

h

Fuente: elaboración propia con datos de CNE y Endesa

Del gráfico anterior se aprecia que la demanda se triplicará hacia el 2020. Esto traerá desafíos importantes para asegurar el suministro eléctrico de los consumidores.

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3. ENERGÍA NUCLEAR Es la energía que proviene de la fisión del núcleo atómico. Existen en la naturaleza distintos elementos, siendo unos más inestables en su estructura atómica que otros. Estos elementos pueden tener reacciones que hacen que su núcleo se modifique, como resultado del choque con distintas entidades tales como: partículas alfa, rayos gama, neutrones, protones y otros átomos.

3.1. Fisión Nuclear La fisión es una reacción nuclear que ocurre cuando el núcleo de un átomo pesado (como el uranio o plutonio) impactado por un neutrón, se hace inestable y hace que se fragmente en otros átomos. Al mismo tiempo la reacción libera dos o tres neutrones más. La masa resultante de la reacción es levemente inferior a la original, pues esa diferencia de masa se transforma en energía acorde a la ecuación 2mcE = . Se tiene una reacción en cadena cuando los neutrones liberados de una fisión producen otras fisiones nucleares. Existe una cantidad de masa llamada crítica que permite mantener las reacciones en cadena de manera auto-sostenida. Un ejemplo de una reacción nuclear de fisión que se produce en una reacción en cadena con uranio (isótopo 235) se muestra a continuación:

236235 UUn →+

nXeSrU 314390236 ++→ Los átomos que capturan neutrones y no fisionan, eventualmente pueden mutar a otros elementos. Estos generalmente son isótopos de larga vida media y toxicidad, que son la fuente de los residuos nucleares más peligrosos. La secuencia siguiente, muestra como se forma plutonio a partir de uranio (con su isótopo 238). El isótopo 239 de plutonio presenta una vida media de 24 mil años.

βββγ +→+→+→++ 239239239238 PuNpUUn

3.2. Reactor Nuclear Es una instalación industrial en la que se aprovecha la energía térmica liberada en la fisión del uranio o plutonio, en forma controlada. La gran cantidad de energía térmica liberada es usada para producir vapor y accionar una turbina acoplada a un generador eléctrico. Los componentes básicos de un reactor son:

15

Combustible El uranio natural tiene dos isótopos principales, el U238 y el U235 con el 99,3% y el 0,7% respectivamente. En general, los reactores comerciales utilizan uranio enriquecido en U235 entre el 2% y 5%, para aumentar la eficiencia de la fisión en los reactores refrigerados con agua liviana. Moderador Los neutrones producidos en una fisión nuclear poseen una alta velocidad. Para mejorar el rendimiento de las reacciones de fisión se reduce la velocidad de los neutrones con materiales livianos que no los capturen. Estos materiales pueden ser grafito, agua liviana o agua pesada (es decir agua con moléculas de deuterio que es un hidrógeno más pesado). Refrigerante Una reacción nuclear libera una cantidad alta de energía como calor. El refrigerante remueve el calor liberado por la fisión para mantener el reactor a una temperatura aceptable de operación y aprovecha este poder calorífico para la generación de electricidad. La tecnología predominante usa como refrigerante agua, aunque existen otros reactores que utilizan algún gas como helio. Los refrigerantes también pueden ser moderadores. Barras de control Son dispositivos dispuestos en el núcleo del reactor que absorben neutrones, regulando su cantidad para controlar la reacción en cadena y la potencia del reactor. Son hechos de cadmio, boro, indio, plata o hafnio. Elementos de seguridad Todas las centrales nucleares, constan en la actualidad de múltiples sistemas, que pueden ser activos (responden a señales eléctricas), o pasivos (actúan de forma natural, por gravedad, refrigerante u otros). Para proteger a las personas y el medio ambiente de fugas o eventuales exposiciones de radiación, un principal componente es el blindaje o contención de hormigón, acero y plomo que rodea al reactor.

Diagrama 3.1.: Reactor Nuclear (de agua presurizada)

Fuente: OECD, New Scientist

16

El diagrama anterior muestra como es una central nuclear y de manera esquemática su funcionamiento. Los componentes numerados son:

1. En gris las barras de control y en verde las barras de combustible 2. El moderador junto con el refrigerante dentro del reactor. 3. Generador de vapor 4. Turbina y generador eléctrico 5. Condensador 6. Torres de refrigeración

3.3. Tipos de Reactores Hay muchos tipos de reactores, los más comunes son los reactores de agua liviana (LWR). Dentro de estos existen los de agua presurizada PWR (Pressurised Water Reactor) y los de agua en ebullición BWR (Boiling Water Reactor). Hay otros que usan agua pesada, que también se les llama CANDU (Canadian Deuterium Uranium Reactor). Además hay reactores de alta temperatura con refrigerante a base de gas HTGR (High Temperature gas- cooled reactor). El desarrollo de la tecnología ofrece actualmente los reactores llamados de tercera generación que son versiones avanzadas de los diseños predominantes hasta la fecha. En estos nuevos diseños se ha buscado aumentar la eficiencia y la seguridad pasiva y los factores de capacidad. Adicionalmente, existen iniciativas internacionales de nuevos conceptos de reactores innovadores llamados de cuarta generación cuyo desarrollo se espera dentro de 30 años. PWR El agua liviana es utilizada como moderador y refrigerante. Esta se encuentra a gran presión (15,5 MPa aproximadamente) para que se mantenga líquida. Esta circula por un circuito primario de refrigeración hacia un generador de vapor, donde agua de un circuito secundario es convertida en vapor para mover turbinas que serán utilizadas para la generación de electricidad. Utilizan como combustible uranio enriquecido.

Diagrama 3.2.: Reactor PWR

Fuente:, Deparment of Energy (DOE)

17

BWR El agua actúa como moderador y refrigerante a una menor presión (7 MPa) lo que permite que entre en ebullición. Esta agua evaporada va directamente a la turbina para que los generadores entreguen electricidad. Utiliza uranio enriquecido como combustible.

Diagrama 3.3.: Reactor BWR

Fuente: DOE

CANDU El refrigerante y moderador de este reactor de origen canadiense es el agua pesada. Estos utilizan uranio natural como combustible. Por otra parte, estos requieren enriquecer el agua liviana en agua deuterada (que está en la naturaleza en una concentración menor al 1%). Estos no requieren ser apagados para recargar combustible.

Diagrama 3.4.: Reactor CANDU

Fuente: Energié NB POWER

VVER Reactores de agua presurizada soviéticos. VVER es la abreviación rusa de refrigerado por agua, moderado por agua, reactor de energía. Presentan altos costos de re-acondicionamiento porque

18

sus diseños originales no cumplen con los requisitos de seguridad actuales, lo que lleva que en algunos países estén desmantelándose como en Bulgaria y la Republica Eslovaca. RBMK Abreviación rusa de reactor de ebullición, en esencia es un BWR de origen soviético. Como refrigerante usa agua y moderador grafito. El accidente que se produjo en Chernobyl lo causó un reactor de este modelo.

3.4. Reactores innovativos Los nuevos reactores nucleares tienen incorporadas mejoras a los diseños existentes. En el largo plazo9, habrá nuevos diseños innovativos que prometen un menor tiempo de construcción y costos de capital menores. [3] Estos son de tamaño pequeño (<300 MW) a mediano (300-700 MW) y se enfocan en tres áreas principales:

1. Reducción de costos, enfatizado a periodos cortos de construcción a través de diseños modulares, economías de escala por producción en serie, construcción de unidades múltiples, licencias o aprobación temprana por diseño aprobado.

2. Seguridad mediante la implementación de componentes de seguridad pasivos 3. No proliferación nuclear.10

Estos desarrollos en su mayoría están en etapas de diseño conceptual,11 sin embargo en Sudáfrica se aprobó el diseño y la revisión de seguridad del pebble bed modular high temperature reactor (PBMR) de 168 MW, con una demostración de planta planificada para el 2012. [1] Otro reactor que se encuentra en etapa intermedia de investigación y desarrollo es el modular high temperature gas reactor (MHT-GR) que utiliza helio y no destruye el núcleo del reactor en caso de perder refrigeración. [4]

3.5. Mercado de Reactores En esta sección, se tratará el mercado actual y de mediano plazo de reactores por parte de los principales fabricantes, que eventualmente se dispondrá en el 2015, en vista a una hipotética puesta en marcha en el año 2019.12 Framatome-ANP tiene dos modelos, el European Pressurised Water Reactor (EPR) es un PWR que ya se está construyendo por primera vez en la unidad Olkiluoto 3 en Finlandia y se contempla la construcción en el 2007 de una unidad en Flamanville (Francia) y el Siedewasser-reaktor SWR1000 que es un BWR que se está desarrollando en conjunto con empresas alemanas.

9 Aproximadamente se habla de 30 años. 10 Se entiende por No Proliferación Nuclear la restricción de posesión de armas nucleares o de tecnología que permita acceder a éstas. 11 Es necesario realizar un constante seguimiento a estos cambios tecnológicos en la industria. En el Anexo C. se tiene un registro de estos nuevos reactores. 12 En Anexo D se incluyen los perfiles de las principales empresas de reactores.

19

El Advanced Boiling Water Reactor (ABWR) y el European Simplified Boiling Water Reactor (ESBWR) son de General Electric. El ABWR ya está construido en Asia en conjunto con Toshiba e Hitachi. Los costos de la primera unidad construida ya están hundidos, así que eso baja los costos de construcción de las unidades siguientes. El ESBWR es una evolución del anterior y está en fase de pre-certificación en Estados Unidos. Westinghouse posee el System 80+ (originalmente desarrollado por ABB-CE). Este es un modelo avanzado de PWR ya construido en la planta de Yonggwang en Corea del Sur en 1995. El AP600 y el AP1000 son modelos más recientes, el primero ya certificado y el segundo en etapa de certificación en los Estados Unidos, aún sin unidades construidas. Estos reactores tienen sistemas de seguridad pasiva y simplificaciones que los hacen más económico. La Atomic Energy of Canada Limited (AECL) posee el CANDU-6 y su sucesor ACR700. El ACR700 tiene la particularidad que el agua pesada se utiliza sólo como moderador y el refrigerante es agua común.

3.6. Competitividad de la Energía Nuclear en el Mundo Durante 2003 y 2006 se han hecho estudios de competitividad entre la energía nuclear y otras alternativas de generación eléctrica. En éstos, se comparan los costos de capital (sin incluir amortizaciones ni costos indirectos) y los costos de generación de electricidad necesarios para hacer rentable los proyectos.13 En la tabla siguiente se aprecia la disparidad de los costos de capital de las plantas nucleares. En éste influye el modelo de reactor, los costos por contingencias, el tiempo de construcción, el tiempo de espera por autorización de explotación y tasas de descuento. [2]

Tabla 3.1.: Costos de Capital Estimados en Estudios Recientes University Royal MIT of Academy of DGEMP METI CERI OECD/NEA/IEA14

Chicago Engineering Francia Japón Canadá US$/kW US$/kW US$/kW US$/kW US$/kW US$/kW US$/kW

Nuclear 2000 1200-1800 2119 1823 2614 1968-2491 1074-2510 Carbón 1300 1182-1460 1345-1511 1290-1419 2548 1341 719-2347 Gas Natural 500 500-700 553 652 1536 596 424-1292

Fuente: IAEA, Nuclear Power and Sustaintable Development La alternativa a gas natural es la más económica en capital, producto a la estandarización de la construcción de las centrales de ciclo combinado y la simplicidad de su tecnología.

13 Se detalla un resumen de estos estudios en Anexo K 14 Organization of Economic Cooperation and Development / Nuclear Energy Agency / International Energy Agency. Estás dos últimas dependientes de la OECD.

20

Las centrales a vapor-carbón son de costo más alto que los ciclos combinados y en algunos casos pueden llegar a costos similares a de una central nuclear.

Tabla 3.2.: Costos de Generación Estimados en Estudios Recientes University Royal MIT Of Academy of DGEMP METI CERI OECD/NEA/IEA Chicago Engineering Francia Japón Canadá cUS$/kW·h cUS$/kW·h cUS$/kW·h cUS$/kW·h cUS$/kW·h cUS$/kW·h cUS$/kW·h Nuclear 6,7 4.1–7.1 4,2 3,6 5 4,4-7,5 2,1-6,9 Carbón 4,2 3.3–4.1 4,6-6,4 4,1-4,4 5,3 4,0-4,9 1,6-6,9 Gas Natural 3,8-5,6 3,5-4,5 4,1-5,2 4,5 5,8 6,0-6,3 3,8-6,4

Fuente: IAEA, Nuclear Power and Sustaintable Development La tabla 3.2 demuestra que no hay una regla general en términos de competitividad en costos de generación. Depende de las condiciones particulares de cada país o región. En general, los ciclos combinados y las unidades vapor-carbón son más competitivos en los países que cuentan con grandes cantidades de gas natural o carbón. [2]. La alternativa nuclear puede llegar a ser atractiva en países que no cuentan con recursos fósiles, como en el caso de Japón y Francia donde se muestra en la tabla que la energía nuclear es más barata. Por ejemplo, en el caso de Estados Unidos, la generación de carbón es más económica porque ese país cuenta con abundantes reservas. Esto se traduce que más del 50% de toda la generación de su matriz energética [8] sea en base a ese combustible. En el caso de Chile, el alto costo de capital de una central de carbón15 de alrededor de 1500 US$/kW instalado, incentiva a evaluar la posibilidad de competir por parte de una central nuclear.

15 Información de ENDESA, Planificación Energética

21

4. CICLO DE COMBUSTIBLE

4.1. Descripción Es la cadena de procesos abarcando desde la minería del uranio, donde el combustible es producido y administrado antes y después de su uso en un reactor. Existen dos tipos de ciclos: el abierto y el cerrado. Ambos difieren en la manera de cómo el combustible nuclear gastado se recicla.

Diagrama 4.1.: Ciclo combustible nuclear

Fuente: IAEA

Minería y concentrados El uranio es un mineral ampliamente difundido en el mundo. Este contiene un 0,711% del isótopo U235 y el resto de U238. Más del 70% del uranio extraído es a través de minas a rajo abierto [18]. Posteriormente, el mineral se purifica y se trata químicamente para producir U3O8. Este concentrado también se le llama yellow-cake. En la tabla 4.1 se muestran los principales países productores de uranio y su producción.16 Conversión Conversión es el proceso químico que transforma yellow-cake en hexafluoro de uranio UF6. Este compuesto es sólido a temperatura ambiente, pero rápidamente pasa a estado gaseoso si la temperatura está sobre del punto de ebullición del agua. El UF6 es producido en plantas 16 La industria minera del uranio está más detallada en Anexo E

22

industriales donde es almacenado y transportado en largos cilindros de 122 cm. de diámetro y con capacidad de 12.000 kg.17

Tabla 4.1.: Principales productores de Uranio yellowcake 2003 2004 Variación Ton. Uranio Ton. Uranio Anual % Canadá 10457 11597 10,9% Australia 7572 8982 18,6% Kazajastán 3300 3719 12,7% Nigeria 3143 3282 4,4% Rusia 3150 3200 1,6% Namibia 2036 3038 49,2% Uzbekistán 1589 2016 26,9% Resto 4373 4417 1,0% Total 35620 40251 13,0%

Fuente: Electronuclear/ABDAM

Enriquecimiento de uranio El isótopo U235 es ligeramente más liviano que el U238. Esta propiedad es aprovechada en procesos para aumentar la cantidad de U235 que en el uranio natural. Este proceso se llama enriquecimiento. Hay dos métodos de enriquecimiento comerciales.18

1. Separación por difusión gaseosa. El UF6 difunde por barreras porosas, donde las moléculas más livianas pasan con mayor facilidad.

2. Separación por centrífuga. El UF6 más pesado pasa por afuera de las paredes de una centrífuga y de esa manera divide el gas en dos grupos, uno con más presencia de U235 y otro empobrecido en dicho isótopo.

Fabricación de combustible (UOX) Usualmente el UF6 se transforma a polvo de dióxido de uranio UO2. Este posteriormente se presiona y se calienta a 1400 ºC para producir en pellets cilíndricos. Los pellets son cargados en unos tubos metálicos conformando las llamadas barras combustibles, las que se ensamblan como elementos combustibles consumiendo el U235. Estos son de zirconio o de acero inoxidable. El diagrama 4.2. muestra como es un elemento combustible típico de un LWR. Este mide alrededor de 4 metros de alto y de 15 cm. de ancho por cada lado. Los elementos en rojo corresponden a los pellets de combustible. Desechos Al momento que un reactor utiliza todo su combustible enriquecido, este pasa a ser combustible gastado. Estos desechos son almacenados en el mismo reactor en piscinas hasta que baje su radiactividad media y calor. Eventualmente pueden pasar a contenedores de concreto refrigerados 17 En Anexo E se muestran las principales plantas de conversión comercial. 18 Se muestran las principales plantas de enriquecimiento en Anexo E

23

y con distintas barreras físicas. Estos están en espera para pasar a un almacenamiento definitivo en un repositorio geológico profundo, ser reprocesados o ser administrados en tierra en contenedores de concreto.

Diagrama 4.2.: Elemento Combustible

Fuente: elaboración propia con imagen OECD

4.2. Ciclo de combustible LWR El ciclo abierto se inicia desde la extracción minera hasta finalizar en la administración del combustible gastado. Es el ciclo más usual de los reactores en el mundo. La imagen mostrada abajo detalla gráficamente como son los pasos de este ciclo.

Diagrama 4.3.: Ciclo Abierto de combustible LWR

Fuente: Elaboración propia

19

19 Se utilizó software VISTA de simulación de ciclo de combustible proporcionado por IAEA

24

4.3. Ciclo abierto CANDU El ciclo de los reactores CANDU, se diferencia del ciclo habitual ya que no necesita enriquecer uranio. Es decir, no requiere parar por las etapas de conversión ni de enriquecimiento. Esto se traduce en menores costos de elaboración. El diagrama siguiente muestra como es el ciclo.

Diagrama 4.4.: Ciclo abierto combustible CANDU

Fuente: elaboración propia con información VISTA, IAEA

4.4. Ciclo Cerrado El ciclo cerrado presenta la opción de reciclaje de combustible gastado de un reactor para reactores LWR. El reprocesamiento es la operación el cual se recupera material con contenido energético no usado para un posterior uso.20 En general, el combustible gastado tiene una concentración aproximada del 1% de plutonio. Durante el reproceso es posible separar el uranio recuperado no consumido y los residuos de alta actividad (HLW).

Diagrama 4.5.: Ciclo combustible cerrado (Back-end)

Fuente: elaboración propia con datos del MIT

20 Para efectos de este estudio, no se hará hincapié en este proceso.

25

Los pasos durante el reproceso son los siguientes:

1. Esperar que el combustible gastado reduzca su radiactividad y tasa de emisión de calor. 2. Remover las coberturas de zirconio o acero. 3. Disolver los pellets de combustible en ácido nítrico. 4. Separar el uranio, el plutonio y los HLW.

Finalmente se vuelve al ciclo normal, donde el combustible es una mezcla de óxidos de uranio y plutonio (MOX).

4.5. Reservas de Uranio El costo del yellow-cake de uranio en enero de 2006 es de 94 US$/kg y en la actualidad presenta una tendencia al alza. Esto se debe a que en el futuro se espera un resurgimiento de la industria nuclear que ha estado estancada durante 20 años, producto del desastre de Chernobyl. Existe un polo de desarrollo en Asia, donde se tienen contempladas construcciones en Finlandia, en Flamanville (Francia) y Argentina junto con Brasil están reactivando sus programas nucleares. La evolución del precio del uranio en el largo plazo depende en gran medida de la flota de reactores nucleares en conjunto con la demanda eléctrica.

Diagrama 4.6.: precio spot uranio US$/lb.

0,005,00

10,0015,0020,0025,00

30,0035,0040,0045,0050,00

Ene-

88

Ene-

89

Ene-

90

Ene-

91

Ene-

92

Ene-

93

Ene-

94

Ene-

95

Ene-

96

Ene-

97

Ene-

98

Ene-

99

Ene-

00

Ene-

01

Ene-

02

Ene-

03

Ene-

04

Ene-

05

Ene-

06

Fuente: The Ux Consulting Company

La IAEA tiene contemplado un escenario de demanda intermedio de energía y de desarrollo de la industria núcleo-eléctrica que se resume en el diagrama siguiente. [15]

26

Diagrama 4.7: Proyecciones del precio del Uranio yellowcake US$/kg.

2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

1

2

< 52[52 - 78][78 - 130]> 130

La serie 1 representa las proyecciones de precios de las reservas actuales. La serie 2 son las proyecciones de las reservas actuales y las estimadas.

Fuente: elaboración propia con proyecciones de la IAEA El Massachuset Institute of Technology (MIT) contempla una demanda de uranio para 1500 GW de potencia hacia el 2050. El MIT sugiriere que los avances tecnológicos abaratarán los procesos de extracción de mineral. Si así fuera, se podrá contar con reservas de uranio bajo un precio de 80 US$/Kg. [8]

Tabla 4.2.: Cantidad de años de disponibilidad de uranio Reactor/ciclo combustible con reservas identificadas con reservas totales Ciclo actual sin reciclaje con reactores de agua liviana

80 270

Ciclo de combustible de reactores rápidos con reciclaje

4800-5600 16000-19000

Fuente: IAEA-OECD/NEA 2006 La tabla 4.3 muestra que las reservas de combustible no considera la disponibilidad mediante el reciclado. Además, no se considera las reservas de torio, mineral tres veces abundante que el uranio y que también puede utilizarse como combustible. [1] Hasta lo que se ha podido explorar, Chile no cuenta con grandes reservas de uranio. Existen indicios de yacimientos en Bahía Inglesa y Chuquicamata principalmente. Se constata la necesidad o conveniencia de hacer extracción de mineral y los concentrados que se obtengan hacer acopio por eventuales precios altos en el mercado internacional.21

21 Sugerencia realizada a través de conversaciones con profesionales del área de geología de CCHEN, dado que el uranio es un recurso estratégico que puede ser almacenado en tambores.

27

4.6. Cálculo del costo del combustible El uranio pasa por una serie de procesos antes de convertirse en combustible para un reactor. Estas etapas reflejan distintos costos de elaboración o transformación. Se dividen en costos directos y en indirectos –carrying charge o cargos de retención-. La expresión siguiente muestra como se calcula el costo de combustible.

iii

iii

i tCMCMCCF Δ+= ∑∑ ···· φ [4]

Donde: iM es la cantidad de masa procesada en la etapa i

iC es el costo unitario de la etapa i φ es el factor de los costos indirectos igual a 0,1. [4]

itΔ es el retraso entre la inversión de la etapa i y el punto medio de irradiación del combustible en años, que se asume en 4,5 años.[4]

Los tiempos de procesamiento empleados para los cálculos son los siguientes:

1. Venta de mineral de uranio: 2 años. 2. Conversión: 2 años. 3. Enriquecimiento: 1 años. 4. Fabricación de combustible: 0,5 años.

4.7. Estructura de Costo Se consultaron diversas fuentes para una posterior comparación de ellas. De esta manera se apreciará si existen diferencias muy amplias de los precios de los distintos procesos del ciclo del combustible. La siguiente tabla revela los costos para los distintos procesos involucrados en la obtención del combustible de un LWR. Se aprecia que los rangos en que se encuentran los distintos precios entre cada estudio son similares, lo que da consistencia a los datos mostrados.

Tabla 4.3.: Comparación de costos de ciclo de combustible LWR Componente OECD/NEA MIT U. of Chicago DOE Conversión US$/kg 3-5-7. 8 3,9-9,2 3-5-8. Enriquecimiento US$/kg SWU 50-80-110 100 97,2-152,6 50-80-120 Fabricación UOX US$/kg IHM 200-250-300 275 193-250 200-250-350 Almacenamiento residuos US$/kg IHM 410-530-650 400 ---- 210-410-640

Fuente: elaboración propia con información de diversos estudios El gráfico mostrado a continuación muestra que los principales costos del combustible están asociados a la compra de uranio concentrado y el proceso de enriquecimiento. Entre ambos hacen más del 65% de todos los costos.

28

Diagrama 4.8.: Estructura de costo de combustible LWR

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

MIT OECD U. de Chicago DOE

US$

/ kg

.almacenamiento desechofabricación UOXEnriquecimientoconversión UF6venta mineral

Fuente: elaboración propia

Para un reactor CANDU, los costos de fabricación de combustible son más bajos, porque el ensamblaje del combustible es más simple. El costo de tratamiento de residuos también es menor contrastado con el de un LWR, dado que al tener más baja concentración de material fisionable, significa que es menos tóxico y necesita menos requerimientos de blindaje para protección radiológica. [35]

Tabla 4.3.: Costos totales combustible CANDU OECD CERI US$ / kg. U mills / kWh Venta mineral 93 1,47 Fabricación combustible 73 0,59 Almacenamiento residuos 73 1,00 Total 239 3,06


Diagrama 4.9.: Estructura de costos combustible CANDU

0

50

100

150

200

250

300

OECD CERI

US$

/ kg

. Almacenamiento residuosfabricación combustibleVenta mineral


29

La diferencia en la estructura de costo de ambos estudios, está en la fabricación del combustible. Sin embargo, el costo de tratamientos de residuos se mantiene dentro del mismo rango. La opción de reprocesamiento encarece el valor del combustible. En la tabla mostrada a continuación se muestra que los distintos procesos que se requiere para su fabricación, el combustible con reciclado puede hacer llegar a un costo de 8890 US$/kg.HM [4].

Tabla 4.4.: Comparación de costos fabricación de MOX Componente OECD/NEA MIT DOE Reprocesamiento de UOX US$/kg .HM 700-800-900 1000 500-800-1100 Reprocesamiento de MOX US$/kg IHM 700-800-901 ---- 500-800-1100 Almacenamiento de HLW US$/kg. HM 63-72-81 300 80-200-310 Fabricación de MOX US$/kg. HM 900-1100-1300 1500 600-1100-1750

Fuente: elaboración propia con información de diversos estudios También se desprende que las estructuras de costos de los diversos estudios, en promedio, se mueven en rangos similares. Esto sugiere que los datos pueden ser tomados como válidos.

4.8. Competitividad ciclo abierto con ciclo cerrado La viabilidad del ciclo abierto de combustible depende que la diferencia entre costo del combustible sea más baja que el combustible de mezcla de óxidos. [8] Esto último, dependerá en gran medida de las reservas de uranio que pueden ser explotadas a bajo costo y de los cambios tecnológicos que haya en la industria de la fabricación de combustible. En particular, respecto a la cantidad de reservas de uranio se tiene que se podrá contar con cantidades atractivas de este recurso por más de 50 años. Además, en costo directo, el ciclo del combustible MOX es aproximadamente cuatro veces más caro que el UOX según MIT. En ese escenario, es mucho más conveniente utilizar este último. Además, el ciclo abierto presenta ventajas respecto a la no proliferación22 y seguridad. La desventaja principal es que no trata los desperdicios nucleares de mayor vida media. Económicamente será conveniente en la medida que los precios en el futuro del uranio incrementen, lo que incentivará el reciclaje y el aprovechamiento del combustible gastado en los ciclos cerrados. Los riesgos políticos del acceso del combustible son bajos, en el sentido que los países más desarrollados buscan incentivar al resto de los países el no enriquecimiento de su propio uranio. Para ello, dan las facilidades de acceso de combustible.

22 La posesión de combustible nuclear gastado o el desarrollo de tecnología para el enriquecimiento de uranio son los primeros pasos para la fabricación de armamento nuclear.

30

Tabla 4.5.: Cuadro comparativo por ciclo de combustible Costo Desechos Proliferación Seguridad

vida corta x Ciclo Abierto + vida larga -

+ +

vida corta - Ciclo cerrado - vida larga +

- -

Simbología: + ventaja, - desventaja, x neutral Fuente: MIT

El mercado del uranio concentrado yellowcake se considera un commodity que se transa en los mercados internacionales y tiene un precio spot que fluctúa día a día. Lo principal es su aseguramiento porque es la materia prima para los restantes procesos industriales de fabricación de combustible. Puede llegar a ser un oligopolio “cartelizable” para evitar la proliferación nuclear, dado que el uranio es un elemento estratégico para la fabricación de armas. Esto último puede, eventualmente, hacer que se restrinja su comercialización.

31

5. MARCO REGULATORIO

5.1. Marco Legal Eléctrico El sector eléctrico chileno se rige por normas legales contenidas en el DFL Nº 1 “Ley General de Servicios Eléctricos” y por el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos Decreto Supremo Nº 327 Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico, así como toda empresa que haga retiros de energía y potencia, hace uso de las instalaciones del sistema de transmisión troncal y de los de sub-transmisión. La ley 19.940 (llamada ley corta) define quien debe pagar los peajes o los costos de transmisión según el tamaño de central generadora:

1. Inferiores de 9 MW, estarán exceptuados del pago. 2. Entre 9 y 20 MW, pagan una porción del pago total proporcional a su capacidad. 3. Centrales de potencia superior a 20 MW, deberán cancelar el pago total de los peajes por

el uso del sistema. La ley 20.018 (ley corta II) establece el sistema de licitación a que se deben sujetar las concesionarias de servicios públicos de distribución Se establece un precio tope para las ofertas en el proceso de licitación. El valor máximo de las ofertas, en cada licitación, no debe ser superior al precio de nudo que esté vigente, incrementado en 20%. En caso de que quede la licitación desierta, se aumentará en un 15% adicionalmente. La ley obliga además a regular los precios de nudo de largo plazo en caso que haya una variación acumulada del 10%.

5.2. Marco Legal Nuclear La ley 16.319 (1965) define y crea la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN), junto con su naturaleza jurídica y orgánica. Además define energía nuclear o energía atómica como la generada por procesos o fenómenos nucleares, tales como la fisión y la fusión nuclear y la emisión de partículas y de radiaciones. La ley 18.302 modificada con la ley 19.825 es de seguridad nuclear donde da atribuciones fiscalizadoras a la CCHEN. Esta contempla los siguientes puntos:

1. De la autoridad reguladora 2. Definiciones 3. De la seguridad nuclear

32

4. De las infracciones de las normas legales y reglamentarias sobre seguridad y protección nuclear.

5. De la responsabilidad civil por daños nucleares. También existen una serie de reglamentos orientados al transporte de materiales radiactivos, de protección radiológica y autorización de instalaciones nucleares o equipos que emiten radiaciones ionizantes. Se estudió la legislación eléctrica-nuclear de Argentina y España, países que cuentan con programas nucleares hace más de 30 años. Se destacan algunas alusiones especiales [41] Stock Estratégico de Combustible El Gobierno puede determinar una cantidad con cargo por consumo de energía eléctrica, que sea destinada a financiar los costes asociados al stock estratégico de combustible nuclear. Fondo para la financiación del final del ciclo de combustible nuclear Los ingresos por tarifa, peajes o precios (así como los rendimientos financieros generados por éstas), se destinan para la inversión de un plan de desechos de residuos radiactivos o combustible nuclear gastado que sea aprobado por el Gobierno. Paralización de centrales nucleares en moratoria. Los titulares de los proyectos de construcción que se paralizan reciben una compensación por las inversiones realizadas, mediante un porcentaje de las ventas de energía eléctrica a los usuarios.

5.3. Marco Ambiental La ley N° 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente entre otros instrumentos, establece exigencias medioambientales a todos aquellos proyectos o actividades que sean susceptibles de causar impacto ambiental. Según ésta, los proyectos de generación eléctrica con capacidad superior a 3 MW deben presentar el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). También se someten a evaluación de impacto a reactores y establecimientos nucleares e instalaciones relacionadas. Para ese sistema se presenta un Estudio de Impacto Ambiental que considera las siguientes materias:

1. Una descripción del proyecto o actividad. 2. Una descripción pormenorizada de los efectos, características o circunstancias que dan

origen a la necesidad de efectuar un Estudio de Impacto Ambiental, descritas en el artículo 11 de la ley.

3. Una predicción y evaluación del impacto ambiental del proyecto o actividad, incluidas las eventuales situaciones de riesgo.

4. Las medidas que se adoptarán para eliminar o minimizar los efectos adversos del proyecto o actividad y las acciones de reparación que se realizarán, cuando ello sea procedente.

5. Un plan de seguimiento de las variables ambientales relevantes que dan origen al Estudio de Impacto Ambiental.

6. Un plan de cumplimiento de la legislación ambiental aplicable.

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Se requiere, además, una lista de los permisos ambientales sectoriales, de los requisitos para su otorgamiento y de los contenidos técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento.

5.4. Proceso de Licenciamiento de una Central El poder nuclear será una fuente viable sólo si es segura y si es percibida así por la opinión pública. En Chile no existe legislación para todas las actividades que afectan la seguridad de una central, tales como la elección de sitio, diseño, construcción, licenciamiento, operación y desmantelamiento. El proceso de licenciamiento es similar en muchos países [42] donde éstas son supervisadas por los organismos reguladores y deben incluir las siguientes etapas:

1. Autorización de la construcción y elección de sitio. 2. Construcción 3. Autorización de Explotación

Autorización de construcción El explotador debe documentar los estudios de emplazamiento previo a la construcción de la planta y lo que involucra el proyecto completo. En particular, antes del inicio de construcción debe entregar un informe preliminar para la entidad regulatoria en seguridad nuclear y radiológica. Construcción La autoridad reguladora, durante la construcción, deberá realizar de manera periódica verificaciones o comprobaciones en terreno, para velar por el cumplimiento de las normas del cual está sujeta la construcción de la planta en especial de seguridad Autorización para explotación La entidad operadora exigirá al ente explotador un informe final de seguridad. Esto debe dar cuenta del proyecto ya construido –as built- y de una secuencia de puesta en marcha y de verificaciones tecnológicas.

5.5. Normas de Explotación de una Central Nuclear Eléctrica La seguridad de una central se garantiza mediante su correcto emplazamiento, diseño, construcción y puesta en servicio de ésta. Posteriormente debe considerarse la gestión y explotación adecuadas a la central, además de una clausura apropiada. [7] Ante la inexistencia de una normativa concreta ante el tema de generación núcleo eléctrico, se presenta una serie de indicaciones orientadas a la explotación de la central contemplando una eventual legislación.

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Las indicaciones del IAEA para explotación de centrales nucleares abordan lo siguiente: 23

1. Entidad explotadora 2. Interfaz con órganos reguladores 3. Protección física 4. Seguridad contra incendios 5. Preparación para emergencias 6. Calificación y preparación de personal 7. Operaciones de la central 8. Mantención de los sistemas de seguridad 9. Protección radiológica 10. Registros de eventos 11. Examen periódico de seguridad 12. Clausura

5.6. Inspecciones de la IAEA La IAEA aplica diversos tipos de inspecciones y visitas dentro de los objetivos y alcances definidos en materias de seguridad física, verificación y control de material nuclear y no proliferación nuclear, según los acuerdos de salvaguardias alcanzados con el Estado respectivo. En Chile está vigente con el IAEA el llamado Protocolo Adicional de Salvaguardias.

Inspecciones para verificar los inventarios iniciales sobre materiales nucleares o alteraciones y materiales envueltos en transferencias internacionales. Inspecciones de Rutina, son las más utilizadas y pueden ser realizadas conforme a la planificación de la IAEA, pero también con una solicitud particular. Los derechos de la agencia se limitan a las instalaciones que contienen materiales nucleares y posible transporte de éstos. Inspecciones Especiales son realizadas en determinadas circunstancias conforme a los procedimientos definidos por el organismo. La IAEA ejecuta tales inspecciones si se considera que la información otorgada por el Estado en cuestión o a través de las inspecciones de rutina no son las adecuadas a sus estándares. Visitas de Salvaguardias se realizan en las instalaciones declaradas durante su ciclo de vida. Para ejemplificar, estas visitas pueden ser realizadas en su fase de construcción, durante la operación de rutina y después del mantenimiento para verificar coherencia con la información obtenida por la IAEA.

Los inspectores del organismo pueden incluir, además, una auditoria de contabilidad y de registros operacionales. Las actividades de salvaguardias en las centrales núcleo-eléctricas son en la actualidad rutinas ya incorporadas en la vida de los equipos de operaciones.

23 En Anexo F se detallan las normas

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5.7. Clausura de una central Las regulaciones propias de un país deben considerar un marco normativo de desmantelamiento de instalaciones nucleares de potencia. Las autoridades reguladoras proveen guías y criterios de protección radiológica para esta etapa. Estas deben ser consideradas en las fases de diseño y operación de la planta. Algunas actividades deben ser llevadas a cabo antes del apagado de la central, una vez terminada su explotación. Estas incluyen administración de desechos, medición del inventario radioactivo, remoción del combustible gastado y una descontaminación preliminar. En todas las etapas, se debe proteger a los trabajadores, al público y el medio ambiente. Estas involucran la remoción de materiales radioactivos –combustible y desechos producidos durante la operación.

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6. IMPACTO AMBIENTAL

6.1. Introducción Todas las opciones de generación de energía afectan al medio ambiente. La generación eléctrica a partir de energía nuclear tiene la ventaja que no presenta emisiones de gases CO2 y no tiene un uso intensivo de suelos como alternativas renovables e hídricas. El principal problema de este tipo de energía es que genera desechos radiactivos peligrosos de vida media larga como productos de la fisión nuclear.

Tabla 6.1.: Principales impactos ambientales por distintos tipos de generación eléctrica Fósil Volúmenes grandes de CO2, NOX, SO2, y otros residuos sólidos Nuclear Desechos radiactivos Hídrico Alteraciones de cursos naturales de agua y cambios al entorno natural. Geotérmico Emisión de partículas pesadas Renovables Uso de grandes superficies, emisión de ruido (eólica).

Fuente: Generación Nucleoeléctrica ¿Una alternativa para Chile? [9]

6.2. Emisión de gases El calentamiento global, es un proceso que ha estado afectando al planeta desde hace años producto de la industrialización. Este calentamiento, es producido por el efecto invernadero. Existen gases en la atmósfera que dejan pasar la radiación visible y absorben la radiación de onda más larga (roja o infrarroja). Estos gases son los llamados de efecto invernadero y existen en la atmósfera en pequeñas cantidades (CO2, CH4, H2O, NOx, O3, CFC). En el gráfico siguiente, se muestra como las emisiones de CO2 (línea azul) y la temperatura global (línea roja), ha aumentado en el último siglo de manera paralela.

Diagrama 6.1.: Temperatura promedio por cantidad de CO2

Fuente: CONICYT

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Una central nuclear sólo emite entre 1 a 6 gramos de carbono equivalente24 por kWh [1]. Esto quiere decir que una central de 1000MW de potencia generaría menos de 53 toneladas de CO2 a la atmósfera al año. En Chile, la industria de la energía emite el 37,5% del dióxido de carbono total que se genera. Las centrales térmicas convencionales de carbón y los ciclos combinados de gas natural tienen altas emisiones de CO2. Esta industria es la principal fuente de emisión de este gas superando a la industria del transporte, la industria manufacturera y la construcción.

Tabla 6.2.: Emisión de CO2 por industria en Chile en 2001 (miles Ton.) Sector Emisión Porcentaje Energía 20.224,80 37,5% Manufacturera y Construcción 11.646,50 21,6% Transporte 19.129,60 35,5% Otros 2.956,60 5,5% Total 53.957,50 100,0%

Fuente: DICTUC-CONAMA El desarrollo térmico en Chile es principalmente a base de quema de carbón y gas natural.25 Para este estudio, se utiliza una central de vapor-carbón de 320MWe de potencia y una de GN ciclo combinado de 450MWe26 Estos presentan consumos de 719 mil toneladas de carbón y 722 millones m3 de gas natural anuales, respectivamente.27 En la tabla de abajo se resume la cantidad de emisiones por unidad.

Tabla 6.3.: Emisión anual de CO2 Potencia Emisión Emisión MW miles Ton. kg / kWh Carbón 320 1841,7 0,657 Gas natural 450 1963,1 0,498

Fuente: Elaboración propia Otros gases se liberan como resultado de la quema de combustibles que contribuyen al calentamiento global y son nocivos para la salud.

Tabla 6.4.: Emisión anual de gases en Toneladas CH4 N2O NOX CO Carbón 320 MW 20,4 28,5 6114,7 407,6 Gas natural 450 MW 19,1 1,9 2869,7 382,6

Fuente: Elaboración Propia Además, si se considera que el 1,36% del carbón contiene azufre, para la unidad de carbón de referencia se contarán con 18 mil toneladas de SO2 anual, que es el principal causante de la lluvia ácida. 24 Costo ambiental de referencia. 25 Véase capítulo 2 26 Utilizadas para evaluación económica en la gerencia de Planificación Energética de Endesa (GPE). 27 En anexo G se detalla las características y supuestos de cada central, en conjunto a la metodología a utilizar para estimar las emisiones de gases efecto invernadero.

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6.3. Uso de Suelos Otra variante de medición y contraste es el uso de suelos y recursos con respecto a otros tipos de energía alternativas (ERNC). Se presenta una tabla que resume el costo de abastecer una planta de 1000 MW por un año, por distintas alternativas de energías renovables. [38]

Tabla 6.5.: Comparación uso de suelos por alternativa tecnológica Alternativa Descripción Fotovoltaica 100 km2 con eficiencia del 10% Eólica 3000 turbinas de 1MW. Area de 13 - 30 km2 Biogas 60 millones de cerdos o 800 millones de pollos Bioalcohol 6.200 km2 de caña de azúcar 7.400 km2 de papas 16.100 km2 de maíz 272.000 km2 de trigo Biomasa 30.000 km2 de bosque Nuclear menos de 1 km2

Fuente: presentación ENERGY En general, se presenta que hay un intensivo uso de suelos para poder generar una capacidad similar a una central nuclear. Cabe recordar que las ERNC son alternativas de generación de electricidad de notable baja eficiencia.

6.4. Radioactividad En la naturaleza existen numerosas fuentes de radioactividad. Estas fuentes han acompañado al hombre desde siempre, tales como los rayos cósmicos y rayos gama. Estas no suponen un riesgo mayor para la salud.28

Tabla 6.6.: Dosis de radiación de fuentes naturales Fuente promedio anual Rango mSv mSv Exposición Externa Rayos Cósmicos 0,4 0,3-1,0 Rayos gama terrestres 0,5 0,3-0,6 Exposición Interna Inhalación (principalmente radón) 1,2 0,2-10 Ingestión 0,3 0,2-0,8 Total 2,4 1-10.

Fuente: UNSCEAR 28 En anexo H. hay un resumen de los distintos tipos de unidades de medición de radiación

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Sin embargo, una exposición excesiva presenta una serie de afecciones a la salud, que conducen a daños que pueden ser irreversibles. Una exposición aguda –leve en cuanto a radiación y prolongada en tiempo- puede producir alteraciones al material genético, cáncer y otros efectos colaterales. [16] Impactos significativos para la salud han sido causados por accidentes mayores donde se ha liberado radiación. Sólo ha habido uno que corresponde al de Chernobyl en 1986. [16] Este fue causado por un conjunto de circunstancias, como fallas de diseño, y graves errores de operación “humana”. Este evento trajo mayores cambios en la industria nuclear, además de mejoras continuas de las “buenas prácticas” para aumentar los estándares de seguridad.

Tabla 6.7.: Exposición a radiación por ocupación Trabajadores Promedio anual Fuente/práctica monitoreados de dosis miles mSv Humanas Ciclo del combustible nuclear29 800 1,8 Usos industriales de la radiación 700 0,5 Actividades de defensa 420 0,2 Usos médicos 2320 0,3 Veterinaria 360 0,1 Total fuentes humanas 4600 0,6 Fuentes naturales Viajes de avión (tripulación) 250 3,0 Minería (no carbón) 760 2,7 Minería del carbón 3910 0,7 Procesos minerales 300 1,0 Trabajos sobre la tierra (radón) 1250 4,8 Total fuentes naturales 6470 1,8

Fuente: UNSCEAR Las buenas prácticas incluso han llevado que las exposiciones relacionadas con la industria nuclear sean menores a otras, e inclusive a las fuentes naturales de radiación.

6.5. Desechos Nucleares Como desechos nucleares se consideran todos los productos generados después de las reacciones en cadena dentro de un reactor. Estos se clasifican según su actividad de la siguiente manera30:

1. Desechos de nivel bajo (Low Level Waste LLW) 2. Desechos de nivel intermedio (Intermediate Level Waste ILW) 3. Desechos de nivel alto (High Level Waste HLW)

Mientras mayor sea la actividad de los desechos, mayor es su peligrosidad, especialmente los elementos transuránicos cuyas vidas medias son altas. La cantidad y tipos de desechos, dependerá

29 Incluye la minería del uranio 30 En anexo I se detalla los distintos tipos de desechos

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del tipo de ciclo de combustible que se escoja para el funcionamiento de la planta, así como del tipo de reactor que se tenga.

Tabla 6.8.: Cantidad isótopos en combustible gastado Isótopo LWR CANDU U235 0,550% 0,239% U236 0,563% 0,072% U238 97,646% 99,299% Np237 0,083% 0,003% Pu238 0,034% 0,0003% Pu239 0,538% 0,268% Pu240 0,288% 0,096% Pu241 0,172% 0,018% Pu242 0,087% 0,004% Otros* 0,040% 0,0003% Total 100,00% 100,00%

* Am242, Am242, Am243, Cm242, Cm244 Fuente: Elaboración propia con datos VISTA

La cantidad de desechos nucleares es más intensiva en un reactor CANDU por los requerimientos de combustible que necesita. El no enriquecimiento del combustible hace que la cantidad de uranio como elemento combustible sea mayor. Sin embargo, la presencia de actínidos peligrosos es menor de manera porcentual que un ciclo para un reactor PWR o BWR. Pese a la toxicidad de estos desechos, se debe considerar que los de tipo nuclear comparativamente con otros tipos de residuos industriales –como los de una central a carbón- tienen menor volumen. Esto hace que puedan tener una mejor administración y control. En la figura se muestra la comparación del volumen de desechos que se producen en un año en la Unión Europea.

Diagrama 6.2.: Volúmenes de desechos en un año en la UE

Fuente: OECD

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Para un reactor que presenta un ciclo de combustible abierto, una tonelada de uranio tiene un volumen de 0,4 m3. Posteriormente a su consumo en el reactor pasa a ser combustible gastado. Estos son almacenados en espera que baje su radiactividad y calor, para más adelante procesarlos y almacenarlos en un repositorio final. Este proceso se muestra en el diagrama siguiente.

Diagrama 6.3.: Flujo de desechos del ciclo abierto

Fuente: Elaboración propia Sin embargo, la opción de reprocesamiento y reciclaje de combustible tiene la ventaja que se separan los elementos más peligrosos. De la tonelada de uranio que tiene volumen de 0,4 m3 se obtienen 0,15 m3 de desechos sólidos, 1,4 m3 de LLW, 0,2 m3 de ILW 0,115 m3 de HLW –pasando procesos de vitrificado y concentración-. Los residuos ILW y HLW pasan eventualmente a un repositorio final. Este proceso se muestra en el diagrama 6.4. [35] De este proceso se recupera 0,94 toneladas de uranio y 11 Kg. de Plutonio. Estos remanentes se aprovechan para fabricar combustible mezcla de óxidos MOX.

6.6. Administración de desechos Posteriormente a la utilización o quema del combustible del reactor, el combustible gastado después de los procesos de fisión contiene una serie de elementos de distintos grados de radioactividad. Cualquiera fuera su origen, estos deben ser manejados de manera segura y económica. Estos son clasificados como desechos de nivel bajo, intermedio y alto.

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Diagrama 6.4.: Flujo de desechos del ciclo abierto


Los elementos combustibles cuando son descargados de los reactores nucleares son almacenados en las piscinas existentes en el emplazamiento de las propias centrales nucleares, durante un período de tiempo de algunos años (normalmente de unos cinco años como mínimo), para reducir la generación de calor y favorecer el decaimiento de la emisión radiactiva.

Posteriormente pueden ser trasladados a otras instalaciones de almacenamiento temporal, en espera de:

1. Ser almacenados directamente de manera definitiva en instalaciones de almacenamiento geológico profundo (en el caso de que se haya optado por el ciclo nuclear abierto y el combustible sea considerado el residuo a gestionar)

2. Ser reprocesados para la separación del uranio no consumido y del plutonio generado

durante la operación del reactor (si se ha optado por el ciclo nuclear cerrado y la reutilización de estos dos productos en la fabricación de nuevos combustibles). En este caso serán los residuos de alta actividad vitrificados los que habrá que almacenar de nuevo temporalmente y luego de manera definitiva, en las denominadas instalaciones de almacenamiento geológico profundo.

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Históricamente, cuando el reproceso era la opción preferida o de referencia en muchos países, una gran mayoría de las piscinas de las centrales nucleares se diseñaron con una capacidad limitada, normalmente para almacenar los elementos combustibles de unos cuantos años de operación de los reactores nucleares. [40]

Sin embargo, la situación creada por la pequeña capacidad de reproceso existente a nivel mundial (Francia y el Reino Unido), el abandono de esta opción por otros países (como Estados Unidos y Alemania), ha incidido en la necesidad casi general de aumentar la capacidad de almacenamiento temporal del combustible gastado y en la prolongación del período de almacenamiento en este tipo de instalaciones. [8]

La solución adoptada en la mayoría de los países ha sido en primer lugar el aumento de la capacidad de almacenamiento de las piscinas existentes en las centrales nucleares, mediante la sustitución de los bastidores iniciales, que sirven para sujetar los elementos combustibles en la piscina, por otros que permiten una ubicación más compacta de los mismos. Después de un cierto período se puede almacenar el combustible gastado en contenedores de almacenamiento seco o dry cask.

Las piscinas con agua envuelven las barras de combustible gastado a una profundidad de 7 metros aproximadamente. En éstas se provee una protección adecuada a la radiación para cualquier persona que se encuentre cerca. Las barras son movidas a las piscinas desde el reactor a través de la parte baja de los canales de agua. Así, el combustible gastado siempre estará escudado para proteger a los trabajadores. Esto se aprecia en el diagrama mostrado a continuación.

Diagrama 6.5.: Esquema de reactor (CANDU)

Fuente: Energié NB POWER

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Sobre un cuarto a un tercio del combustible total cargado desde las piscinas es gastado y removido del reactor cada 12 a 18 meses y es reemplazado por combustible nuevo.

Diagrama 6.6.: Dry-Cask

Fuente: Nuclear Regulatory Comisión (NRC)

Los dry-cask permiten que el combustible gastado, que ya fue enfriado en una piscina por unos años, sea rodeado por un gas inerte en un container. Estos son típicamente cilindros envueltos herméticamente. El acero del cilindro provee protección y es rodeado de acero adicional, concreto u otro material. Algunos son utilizados para almacenamiento y transporte. [43] Estas soluciones se deben considerar temporales. Es necesario almacenar en un repositorio permanente el combustible gastado de manera definitiva y que no represente un peligro para el público en general y el medio ambiente. Está por abrir el repositorio permanente de Yucca Mountain en Estados Unidos y está en fases avanzadas en Finlandia y Suecia. Sin embargo, la mayoría de los programas de repositorios geológicos están atrasados. Varios se están estudiando y se encuentran en fases de ideas conceptuales. Los repositorios definitivos presentan dos tipos de barreras:

1. Geológica: formaciones geológicas que tengan estabilidad de largo plazo, tales como arcillas, granitos y formaciones volcánicas.

2. De Ingeniería: matrices vidriosas para HLW, para el combustible gastado pellets de combustible y blindaje para ILW y LLW cemento.

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Diagrama 6.7.: Programa sueco de repositorio final para desechos peligrosos

Fuente: IAEA

También se tiene que tener en cuenta los escenarios de descarga de combustible y de desecho. Para una central de vida útil de 40 años y un almacenaje de combustible gastado dentro de la misma central de 20 años, se procederá colocando el material gastado en piscinas y posteriormente su traslado a un almacenaje en seco. Finalmente debiera haber un almacenamiento especial en un repositorio acondicionado para residuos peligrosos. Este debe tener capacidad para un parque nuclear de varias centrales.

Diagrama 6.8.: Secuencia de manejo de desechos en una central con ciclo de combustible abierto Funcionamiento central 2020 inicio funcionamiento reactor 2021 primera descarga de combustible 2060 descarga final Almacenamiento combustible gastado en central 2041 2100

Almacenamiento primera descarga Almacenamiento última descarga

Almacenamiento final 2041 2100


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6.7. Costos Ambientales Para hacer una comparación de los costos asociados entre distintas alternativas de generación, se tomarán las centrales de ciclo combinado y de carbón de referencia utilizadas en la sección 6.2. Además se utilizará una central PWR de 1000 MW con factor de planta del 90%. Las estimaciones realizadas por la Universidad de Chicago, muestran que el almacenaje interno del combustible gastado es de 0,09 US$/MWh (es decir, correspondientes al almacenamiento temporal en piscina o en seco en dry casks). Éste se suma un costo de 1 US$/MWh para un hipotético almacenamiento en profundidad (equivalente al almacenamiento en Yucca Mountain en Estados Unidos). [14] El precio por emisión de carbono31 está tomado de un estudio de la PriceWaterhouseCoopers [33], que realizó una encuesta a 35 empresas de Canadá, Estados Unidos, Japón, la Unión Europea y Rusia acerca los posibles precios de los costos de emisión. Los resultados dieron un valor promedio de 11 US$ por tonelada para el año 2010, donde las respuestas fluctuaron en un rango de 1,74 y 30 US$ por tonelada de emisión. Se multiplicó el precio promedio con la cantidad de emisiones por las centrales térmicas. Esto corresponde al costo de oportunidad que tiene la no emisión de CO2 por parte de una empresa generadora. Finalmente, se extrae el valor por MWh de energía durante el año. En el diagrama 6.9 se aprecia las diferencias de costos entre las distintas alternativas.

Diagrama 6.9. Costo ambiental comparativo

0

1

2

3

4

5

6

7

8

vapor-carbón cc gas natural PWR

US$

/ M

Wh


La energía nuclear si es administrada bajo los estándares de seguridad es una fuente confiable de energía. Las exposiciones de radiación son más bajas si se les compara con las fuentes naturales y de otras industrias. 31 Correspondiente al precio de una tonelada de bono de carbono

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Además esta alternativa es ambiental y económicamente más viable que los otros tipos de generación térmica. En comparación con el consumo de las centrales de carbón y gas natural presenta la ventaja de utilizar cantidades y volúmenes de combustible a un menor nivel de toxicidad. Las fuentes de desechos más radiactivos, son una fracción pequeña con respecto al total del combustible gastado. Esto hace que la opción de reprocesamiento –si bien, de alto costo- como se apreció en el capítulo 4.4.- sea atractiva para almacenar las fuentes más radioactivas.

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7. ELECCION DE SITIO El objetivo principal de la evaluación para instalaciones nucleares en términos de seguridad es proteger al público y al medio ambiente de un posible accidente radiológico. Los siguientes aspectos generales deben ser considerados:

1. Los efectos de eventos externos que ocurren en la región donde está ubicado el emplazamiento, tales como terremotos, ciclones, tsunamis, etc.

2. Las características del sitio y su ambiente que puede influir en la transferencia de material radioactivo liberado a las personas y el entorno.

3. La densidad de población y su distribución, con el fin de tener la posibilidad de implementar medidas de emergencia y la evaluación de los riesgos asociados.

La extensión y los conceptos que implica un estudio de estas características, está basado en un barrido regional referido a: los riesgos sismo-tectónicos, accesos, disponibilidad de agua de refrigeración y población. [30] Un estudio debiera contar con 3 fases:

1. Barrido Regional: a partir de los criterios de exclusión en base a riesgos sísmicos, accesibilidad, disponibilidad de agua y población se seleccionan ciertas zonas geográficas.

2. Barrido de Áreas: consiste en determinar las mejores áreas dentro de las zonas seleccionadas del barrido regional.

3. Barrido de Sitios Candidatos. Aplicación mediante métodos cuantitativos (simulación) y cualitativos (Delphi) para identificar los sitios potenciales. Finalmente esta última fase debiera contar con visitas a terreno y llegar a los dos más aptos.

7.1. Requerimientos de una central Una central nuclear tiene grandes requerimientos de agua de refrigeración para el condensador de vapor. Se necesita un volumen de 15 a 30 m3/seg de agua. En caso que se empleen torres de refrigeración la necesidad es de 0,5 m3/seg. En las áreas costeras se supone que hay suficiente agua disponible desde el mismo océano. En sectores más alejados se deben satisfacer a través de aguas superficiales o subterráneas, se debe considerar que éstas tienen usos agrícolas y de agua potable. Se deben excluir cambios de nivel abruptos de más de un 20%. La construcción de líneas de transmisión, acueductos y caminos son más difíciles en esos terrenos. Se excluye la región andina y el área de la cordillera de la costa.

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7.2. Densidad de población La National Regulatory Comission (NRC) de Estados Unidos y el IAEA coinciden que la instalación de una planta nuclear debe estar en áreas con baja densidad de población. Se requiere un área de exclusión de 0,6km y una zona de baja población de 5 km. De esta manera se define la distancia a un centro de población. Sin embargo se considera áreas mayores, porque se debe tener en cuenta el crecimiento de las ciudades durante el período de vida útil de una central. Se definen radios de exclusión en varios niveles, según la cantidad de población de distintas ciudades y pueblos.

Tabla 7.1.: Criterios de exclusión Centros de población Radio exclusión Habitantes km > 100.000 15 25.000 - 100.000 10 10.000 - 25.000 8 Zonas de población temporal 8

Fuente: ref [30] La tabla anterior resume los requerimientos de exclusión. De esta se aprecia que las áreas aumentan según el tamaño de la ciudad. Las zonas con población temporal, como centros turísticos u otros lugares de interés también se deben considerar.

7.3. Zonas industriales, trasporte y militares Existen fuentes de riesgo originados por actividades propias de la vida humana. Se puede contar con explosiones químicas de productos inflamables, instalaciones militares, choques de aviones o explosiones mineras. Estas se resumen en la tabla mostrada a continuación.

Tabla 7.2.: Exclusión por instalación Instalación Radio km Aeropuerto principal 5 a 8 Aeropuerto menor 8 a 16 Aeropuerto militar 15 Zonas industriales 5 Instalación militar 10 Instalaciones mineras 5

Fuente: NCR y ref. [30]

7.4. Sismología Se eliminan zonas donde haya presencia de fallas geológicas y se considera las máximas aceleraciones de sismos habidos en las zonas estudiadas. Los criterios de exclusión son conservadores –en base para evitar demoras en el licenciamiento de la central en las últimas etapas de proyecto-. Dentro de estas se tiene:

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1. Excluir áreas dentro de 8 km de una falla (donde es probable la ocurrencia de sismos y

deslizamientos)32 2. Exclusión dentro de 20 km de áreas volcánicas. 3. Zonas con niveles de aceleración alta.

7.5. Otras consideraciones Los sitios propuestos para instalaciones nucleares deben ser examinados con énfasis en la frecuencia y severidad de eventos externos naturales e inducidos por las personas. Además se debe evaluar las características propias del sitio para poder estimar los potenciales efectos, estos se enumeran a continuación: [5]

1. Dispersión atmosférica de material radiactivo, donde se debe incluir una descripción meteorológica que incluya temperatura, precipitaciones, humedad, estabilidad atmosférica y velocidad y dirección del viento.

2. Dispersión a través de aguas superficiales, donde se incluye la descripción de las características hidrológicas de la región y estructuras de contención de aguas (tales como represas).

3. Dispersión de material radiactivo por medio de aguas subterráneas., donde se describe la hidrología subterránea y su interacción con la superficial.

4. Distribución de población. 5. Usos de la tierra y del agua de la región.

7.6. Zonas aptas para instalación de una central Para identificar las zonas aptas para la instalación de una central, se subdivide el país en distintas zonas geográficas33. Estas se basan en el estudio de sitio de 1979.34 Se considera la zona geográfica central desde la Región de Coquimbo (IV) hasta la Región del Maule (VII). Esto es porque se requiere abastecer los grandes centros de consumo del SIC que se encuentran en esa zona. Además, se descarta la implementación más al sur, porque el desarrollo en esa zona está dado por centrales hidráulicas. Se descartan las zonas costeras aledañas a Valparaíso y San Antonio por su gran población temporal. Además, la zona interior al norte del río Aconcagua se descarta por su bajo caudal (en algunos períodos del año en 0 m3/s) y los intensivos usos agrícolas de las aguas.

)(log)( Δ−Δ= AoLogAML

Los valores ML corresponden a la magnitud local de sismos en esa zona. Esta se define en función del registro de un terremoto en un sismógrafo. Donde A y Ao representan a las

32 Se requieren estudios geológicos específicos fuera del alcance del estudio. 33 No se comentará de locaciones específicas por motivos confidenciales de la CCHEN 34 Se usa como referencia, dado que las condiciones geológicas y sísmicas no cambian.

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amplitudes máximas de un terremoto registrado a una distancia Δ para el terremoto de magnitud ML y magnitud cero. Las áreas tomadas en consideración son los siguientes:

Tabla 7.3.: Sitios genéricos para implementación de central

IV Región V Región V Región Litoral Centro Litoral Norte Valle Aconcagua Refrigeración Circuito abierto posible Circuito abierto posible Tubería por río Aconcagua Densidad de población Cercano a La Serena Zona de población temporal por

Zona rural. Cercano a Putaendo, San Felipe

Coquimbo y Tongoy. Turismo Sismicidad Provincia tectónica de la costa Provincia tectónica de la costa Provincia tectónica del Valle

norte, cercano a fallamientos que norte. ML=6,0 Central Norte. ML=5,5

sigue la tendencia de la falla de Atacama. ML=6'0 Inundaciones Exposición a Tsunamis Exposición a Tsunamis Sin inundaciones importantes Región Metropolitana Región Metropolitana VI Región Norte Noreste Norteste Refrigeración Tubería por río Aconcagua Tubería por río Aconcagua Tubería por río Maipo Densidad de población Cercano al área metropolitana Zona de población temporal por Cercano a San Antonio de Santiago turismo Carácter rural Sismicidad Provincia tectónica del Valle Provincia tectónica de la Cord. Provincia tectónica de la costa Central Norte. ML=5,5 de la Costa. ML=5,5. Sur. ML=6,0. Inundaciones Sin inundaciones importantes Sin inundaciones importantes Sin inundaciones importantes VI Región VI Región VII Región Zona Central Norte Zona Central Sur Zona Central Refrigeración Tubería por río Cachapoal Tubería por río Tinguiririca Tubería por río Chinbarongo Densidad de población Sur de Rancagua y Norte de Cercano al sur de San Fernando Entre Curicó y San Fernando San Fernando Sismicidad Provincia tectónica del valle Provincia tectónica del valle Provincia tectónica del valle central sur. ML=5,5 central sur. ML=5,5 central sur. ML=5,5

Inundaciones Sin inundaciones importantes Presa Convento Viejo aguas arriba Sin inundaciones importantes

Fuente: ref [30]

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Cabe señalar que se tiene preferencia por la zona tectónica del valle central. Las zonas del área metropolitana tienen el problema de encontrarse muy cercanos de la ciudad de Santiago. En caso de emergencias grandes, planes de evacuación pueden ser no factibles. [30] Las áreas del norte, presentan mayores riesgos sísmicos, además de la dificultad de obtener el agua de refrigeración. En general, todos los sitios tierra adentro requieren almacenamiento de agua para garantizar la capacidad de enfriamiento durante períodos secos de los flujos de los ríos. Los costos de una presa dependerán de la topografía y los costos de acueductos. [30] A partir del estudio mencionado, se concluye que en Chile existen regiones o zonas más aptas que otras para la instalación de centrales nucleares. Sin embargo, la extensión de una elección de sitio es más amplia y requiere estudios adicionales en base a los requerimientos descritos en el capítulo.

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8. EVALUACIÓN TÉCNICA

8.1. Costos de capital Como se apreció en la tabla 3.1, los costos de capital de una central nuclear son comparativamente mayores que los de una central térmica convencional. A continuación se muestran los costos estimados para cada tipo de fuente tecnológica dentro del mercado de reactores hacia el 2015.

Tabla 8.1.: Resumen costos de capital de alternativas nucleares Fabricante Modelo Tipo Costo de capital Tamaño US$/kW MW Framatone-ANP SWR1000 BWR 1800 / 1500 1000 EPR PWR 1800 / 1500 1600 General Electric ABWR BWR 1600 1350 ESBWR BWR < ABWR 1190 Westinghouse AP600 PWR 2175 / 1657 610 AP1000 PWR 1365 / 1040 1090 System 80+ PWR 1800 1300 AECL ACR700 CANDU 1968 750 CANDU-6 CANDU 1450 / 2491 700

Fuente: elaboración propia con referencias: [1], [2], [3], [8], DOE

8.2. Diferencias distintas alternativas Los reactores PWR presentan la ventaja de ser el más difundido en el mundo. Esto significa que este modelo presenta menor riesgo ya que ha sido ampliamente probado, teniendo mayor cantidad de horas de experiencia acumuladas tanto de generación y de capital humano. Los reactores BWR tienen los costos de capital más bajos del mercado. Esto los hace atractivos porque cuenta con menos ciclos de circulación de agua que un PWR, traduciéndose en menor cantidad de bombas y materiales. Sin embargo, su turbina al estar en contacto con el vapor de agua (que previamente ha estado en contacto con el núcleo del reactor) se contamina y queda irradiado. Esto se traduce que aumentan la cantidad de materiales que son fuentes de desechos. Los reactores CANDU, a diferencia de los PWR y BWR, tienen la característica de cargar sus elementos combustibles mientras estén en funcionamiento. Sin embargo, sus costos de capital pueden ser mayores y requieren de la construcción de una planta de agua pesada o al menos asegurarse el suministro de éste.

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8.3. Elección de tamaño Se estima que Chile puede soportar una central de potencia con la demanda de 2020. Esto es porque su capacidad debiera ser menor al 10% del total de la generación del sistema interconectado.35 Esto significa que es posible implementar una central de 1000 MW. La vida útil de un reactor es de 40 años, sin embargo a los actuales se les está aumentando los años de operación. Algunos modelos avanzados de reactores presentan, según especificaciones de fabricante, una vida útil de 60 años. Se optó para la evaluación 50 años como una alternativa intermedia, dada la evidencia del alargamiento de la vida útil. El período de construcción de una central es de cinco años, un período prolongado con respecto a un ciclo combinado de gas que se implementa en dos. Este largo período influye en aumento de costos por intereses financieros y la distribución de los recursos.

Tabla 8.2.: Ritmo de inversión -5 -4 -3 -2 -1LWR 9,0% 24,2% 30,9% 25,7% 10,1%CANDU 21,0% 24,0% 22,0% 19,0% 14,0%

Fuente: MIT, IAEA

8.4. Estructura de costos Un reactor LWR –tanto BWR y PWR- presenta una estructura de costos como la mostrada en la tabla 8.3. La principal fuente de gastos son a través de costos directos, prácticamente el 60% de la inversión se va en equipamiento. Los costos indirectos son el 25%. Los costos de dueño de obra son relacionados a la aprobación e incluye capacitaciones y son del orden de 5,1% de la inversión. Se considera que las contingencias son del 10%. [14]

Tabla 8.3.: Estructura de costos LWR Implementos Costo % Estructuras y mejoras 13,9 Equipamiento planta del reactor 20,4 Equipamiento planta de turbina 14,6 Equipamiento eléctrico 4,4 Otros equipamientos 3,1 sistema de rechazo de calor 3,4 Total costos directos 59,8 Servicios de Construcción 13 Ingeniería 6,4 Supervisiones en terreno 5,5 Total costos indirectos 24,9 Costos dueño de obra 5,1 Contingencias 10,2 Total 100

Fuente: U. de Chicago

35 Basado con conversaciones con expertos del área de Planificación Energética de ENDESA

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Un reactor CANDU tiene estructura de costos como la mostrada en la tabla 8.4. Esta estructura está basada en la experiencia real de finalización de construcción de la unidad 2 de la central de Cernadova (Rumania). Previamente ya estaba capitalizado 650 millones de dólares y se realizó una inversión adicional de 620 millones para la finalización de esta. Los costos de la primera carga de combustible y agua pesada están estimados en 130 millones. [32]

Tabla 8.4.: Estructura de costos CANDU Implementos Costo % Diseño e ingeniería 2,4 Equipamiento, materiales y componentes 46,8 Construcción (fuerza de trabajo) 12,1 Asistencia técnica y adm. de construcción 25,8 Aprobaciones 6,5 Trabajos complementarios 3,2 Contingencias 3,2 Total 100

Fuente: elaboración propia con datos IAEA Pese a tener parte de la inversión ya hundida, la principal fuente de costos son directos en cuanto a equipamiento de la central.

8.5. Sismicidad Los reactores en el mercado tienen severas especificaciones, parte de ellas son relacionadas a eventos sísmicos. En general las centrales pueden continuar funcionando sin apagarse hasta sismos de aceleración de 0,3 g. En la tabla siguiente se resumen algunos diseños con sus niveles sísmicos.

Tabla 8.5.: Niveles sísmicos considerados en diseños estándar Reactor Referencia nivel EPR [28] 0,25 g ABWR [29] 0,3 g ESBWR [29] 0,25 g System 80+ [28] 0,3 g ACR700 [27] > 0,3 g APR 1400 [27] 0,3 g

Fuente: elaboración propia También se debiera considerar el plan de construcciones de un país sísmico, para poder estimar tener el monto de inversión requerido. En la tabla siguiente, se resume el plan de construcciones recientes en Japón de centrales nucleares.

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Tabla 8.6.: Industria Nuclear en Japón de los últimos 12 años Empresa Nombre Reactor generación tipo Costo

MW US$/MW

Tohoku Electric Onagawa 3 825 BWR 2409 Kyusyu Electric Genkai 3 1180 PWR 2818 Genkai 4 1180 PWR 2288 TEPCO Kashiwazaki-Kariwa 3 1000 BWR 1432 Kashiwazaki-Kariwa 4 1000 BWR 1522 Kashiwazaki-Kariwa 6 1350 ABWR 2020 Kashiwazaki-Kariwa 7 1350 ABWR 1790

Fuente: elaboración propia con datos del MIT A partir de la experiencia japonesa, la inversión adicional es de 100 US$/kW. Esto se calcula con la diferencia del costo de los servicios de construcción, entre el promedio japonés y el del resto del mundo.

8.6. Seguridad antiterrorista Desde el ataque al World Trade Center en Septiembre de 2001, hay preocupación por las consecuencias que puede tener un ataque a una instalación nuclear, debido a la gran cantidad de materiales radioactivos que se liberan. Sin embargo, las centrales nucleares son las instalaciones industriales más seguras, siendo construidas para resistir una serie de eventos naturales extremos tales como huracanes y terremotos. Poseen sistemas consistentes en redundancias y sistemas separados (activos y pasivos). Es decir, tienen backups o reemplazos para algunos componentes (por ejemplo: bombas de agua). En caso de un ataque desde el interior, la filosofía de la seguridad interna es poseer una cantidad grande de guardias armados, perímetros fortificados y sistemas sofisticados de detección de armas. Asumiendo que para perpetrar un ataque se necesita un simpatizante que esté trabajando adentro, los sistemas de elección de personal deben contar con numerosos chequeos previos antes de contratar.

8.7. Capital humano Se requiere un intensivo programa de capacitación de personas para la administración del proyecto, la operación y administración de la planta.36 Traer profesionales idóneos del extranjero puede eventualmente ser muy caro (en países desarrollados esto es un costo hundido ya que cuentan con una gran cantidad de profesionales y técnicos que permiten absorber esa demanda) y por otro lado capacitar un grupo humano puede ser muy extenso a lo largo del tiempo. Lo sugerido para el caso de un país en vías de desarrollo sin un programa núcleo-eléctrico desarrollado, como es el caso de Chile, es tener una combinación de ambos grupos humanos. [8]

36 En Anexo J se detalla todo el personal requerido con sus remuneraciones.

57

Como se aprecia en la tabla mostrada a continuación, los profesionales necesarios son de diferentes campos, tanto de la ingeniería, seguridad, protección radiológica, administrativa, entre otros. Esto sugiere que la industria nuclear es compleja y con intensivo uso de capital humano.

Tabla 8.7.: Requerimientos de personal por área LWR CANDU Administración 9 9 Operaciones 66 98 Mantención 161 179 Ingeniería 76 80 Planificación 22 22 Soporte y modificaciones 45 50 Efectividad Organizacional 20 20 Nuclear Outage 8 8 Protección Radiológica 67 69 Capacitación 22 24 Seguridad 120 120 Cadena de Suministro 24 24 Telecomunicaciones 9 9 Staff externo 52 51 Total 701 763

Fuente: Dominion Energy El organigrama de la planta tiene dos direcciones generales, una de operación y mantenimiento (O&M) y otra orientada a la seguridad nuclear, cada una con sus respectivos directores. De manera gráfica, se aprecia la estructura organizacional en el diagrama 8.1. Dentro de O&M, se requieren subdirectores o manager de:

Operación: encargado de las operaciones diarias de la planta. Ingeniería: encargado del diseño de las operaciones. Mantención: encargado de velar por el buen funcionamiento de planta para prevención de riesgos dentro de la planta. Soporte: realizan tareas de apoyo en mantención Planificación: planificación de las operaciones comerciales de la planta Capacitación: encargada del adiestramiento de personal, tanto continuo y para nuevos operadores.

Dentro de seguridad Nuclear se requieren subdirectores de:

Protección radiológica y química: encargado de la seguridad del personal de operaciones de los peligros de exposiciones de radiación Efectividad Organizacional: encargado de todo lo involucrado a los recursos humanos Licenciamiento: tienen la obligación de velar por la certificación de la planta a través de las inspecciones continuas que se someten

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Diagrama 8.1.: Organigrama planta nuclear

Fuente: Dominion Energy

8.8. Combustible Los incentivos de instalar una planta de conversión de combustible se podrían encontrar en que se transfiera el know-how y en la medida que el parque generador nuclear sea mayor. Es decir, mientras se instalen centrales la curva de aprendizaje es mayor y existirán incentivos económicos de escala para montar una planta de fabricación de combustible. Para reactores LWR este monto asciende a 120 millones de dólares. En cambio, para un reactor de tipo CANDU este monto asciende a 50 millones de dólares. 37 El cálculo de combustible para un reactor está dado por las siguientes expresiones: [8] Para calcular los requerimientos de combustible de una central nuclear, se necesita calcular cantidad de toneladas de material pesado (uranio o/ plutonio) que se requiere: Esto se da con la siguiente expresión:

(1) dB

QM =

Donde: M es la cantidad de combustible al año (Ton. HM / año)38 37 Información proporcionada por Patricia Rojas CCHEN 38 Toneladas por metal Pesado (combustible)

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Q es la energía termal anual liberada dB es la capacidad de quema de combustible de la central (GWd / Ton. HM) Además, la energía termal presenta la expresión que sigue:

(2) th

e CFPQη

365··=

Donde: eP es la capacidad eléctrica en MW CF el factor de capacidad % thη la eficiencia termal en MW(e)/MW(th) Combinando (1) y (2), se puede calcular la cantidad de combustible requerido anual. Si se toman los supuestos de una central LWR, con eficiencia térmica del orden de 0,33, un factor de capacidad de 90%, y capacidad de quema de 50 GWd/TIHM, se tiene que para una central de 1000 MW se requieren 19 toneladas de combustible. En el caso de un CANDU 650 MW se necesitan aproximadamente 88,3 toneladas, donde este reactor tiene un quemado de 8 GWd/TIHM.

8.9. Desmantelamiento Las actividades de desmantelamiento están asociadas con la remoción y almacenamiento de componentes contaminados y activados. Las tareas principales son:

1. Construcción de instalaciones temporales o modificación de las existentes para facilitar el desmantelamiento.

2. Diseño y fabricación de blindaje temporal y permanente para respaldar las actividades de descontaminación y desmantelación.

3. Obtención de contenedores secos. 4. Descontaminación de componentes y sistemas de bombas y control radiológico de

trabajadores. 5. Remoción de componentes y bombas. 6. Desarmado, remoción, clasificación y almacenamiento del reactor, estructuras metálicas

adyacentes. 7. Remoción de porciones activadas de concreto. 8. Para PWR’s remoción de generadores de vapor y presurizador.

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9. EVALUACIÓN ECONÓMICA

9.1. Metodología El estudio contará con el caso base de un LWR de 1000 MW y un CANDU 650 MW. La tecnología de desarrollo de largo plazo se asume que será a base de unidades vapor-carbón, en desmedro de los ciclos combinados de gas natural. En primer lugar, se calcula el precio de largo plazo de la energía en el mercado eléctrico, con un modelo de despacho hidro-térmico (MHT).39 Este precio corresponde al que hace rentable a las unidades de vapor-carbón.40 Es decir, es el precio de mercado que hace que el margen de ganancias amortice la inversión inicial a una determinada tasa de descuento. La capacidad generadora de unidades vapor-carbón se ajusta dentro del modelo MHT para encontrar el margen requerido de la siguiente manera:

1. En caso que el margen obtenido sea más bajo que el requerido, significa que los precios están bajos y hay exceso de capacidad generadora se reduce la capacidad instalada.

2. En caso contrario, si el margen es superior, significa que los precios están muy altos y se aumenta la capacidad de las unidades vapor-carbón.

3. Este procedimiento se repite hasta que se equipara el margen simulado y el margen requerido.

Finalmente, se simulará dentro del mercado una central nuclear, buscando dentro del sistema el precio de largo plazo ya definido en el procedimiento anterior. Se obtienen como resultados el precio de la energía en los distintos nodos el sistema, la generación bruta de la central, los ingresos por inyección de energía y potencia firme y los costos de combustible.

9.2. Escenario El escenario de largo plazo tiene como supuesto principal que no se contará con gas natural argentino, sólo se contará con gas natural licuado (GNL) proveniente de distintos proveedores. El parque térmico tenderá a equipararse al parque hídrico. Se utilizará una tasa de descuento de 9% después de impuestos correspondiente a la del CNE (10% antes de impuestos).

Tabla 9.1.: Potencia instalada agregada al 2019 en el SIC Tipo de combustible tamaño Porcentaje MW Térmico Eficiente 4910 46.1% Hidro 4923 46.2% Otros (TG's, ERNC) 820 7.7% Total 10653 100.0%

Fuente: elaboración propia con datos ENDESA

39 En Anexo L se hace una breve descripción del modelo MHT. 40 Esta tecnología se definió basado en que el parque generador térmico va tender a equiparar al hídrico y el gas natural dejo de ser un insumo de bajo costo.

61

La demanda alcanza unos 88.349,9 GWh en el SIC y la oferta está conformada por las centrales actuales, las centrales definidas en el plan de obras del SIC de la CNE, las centrales del río Pascua y Baker y unidades vapor-carbón (correspondientes a las unidades de desarrollo futuro)

Tabla 9.2.: Demanda en GWh año LP (2019) en el SIC Consumo clientes 88.349,9 Perdida total 2.354,8 Consumo total 90.704,7

Fuente: elaboración propia simulación MHT Se presentan altos costos del diesel, GNL con costo más bajo que las proyecciones de la CNE, pero aún así dos veces más caro que el gas natural de Argentina. El precio del carbón también se asume de alto costo con respecto a los precios internacionales actuales. El escenario se resume en la siguiente tabla.

Tabla 9.3.: Datos Largo Plazo Tasa de descuento 9% después de impuestos Costo de falla (CNE abril 2006) 328,5 US$/MWh Componente Hidro/Total (generación) 61,5% Precio GNL 6,3 US$/MMBTU Precio Carbón Largo Plazo. 64,2 US$/Ton Precio Diesel WTI 51,5 US$/bbl

Fuente: Elaboración propia con datos ENDESA41

9.3. Características centrales casos bases Las características técnicas de los dos casos de estudio, son construidos basándose en los nuevos diseños avanzados. Se asumirá que una central nuclear pierde un 7% de su potencia para consumo propio. La tasa forzada de salida se considera de 1,8% [43], una mantención para ambos casos de 28 días (que en el caso del LWR se la hace coincidir con su período de recarga). Se asume un 0,5% de degradación por uso y la degradación por humedad, altura y temperatura se desprecian. La vida útil considerada para los casos son 50 años, basándose que la vida útil es de 40 años, pero se prolonga su operación como es la tendencia en la industria actual. El quemado o consumo específico difieren entre ambos casos. Los modelos nuevos serán más eficientes en consumo de combustible. Por ello se asume que un LWR tendrá una tasa de quemado de 50 MWd/kg U y un CANDU de 8 MWd/kg U, que son ligeramente superiores al

41 Basado en conversaciones con Claudio Betti, Planificación Energética ENDESA

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promedio actual.42 Los tamaños de las centrales para generación están basados en el mercado actual de reactores.43

Tabla 9.4.: Características PWR Caso base Tamaño MW 1000 Quemado MWd/kg U 50 Vida Útil años 40 / 50 Mantención días 28 Tasa Forzada de salida % 1,8


Tabla 9.5.: Características CANDU Caso base Tamaño MW 650 quemado MWd/kg U 8 Vida útil Años 40 / 50 Mantención días 28 Tasa Forzada de salida % 1,8


9.4. Costo Variable Combustible La principal fuente de costos del combustible nuclear es el uranio concentrado yellowcake, que es un comodity que se tranza en el mercado. En base a proyecciones del IAEA de largo plazo, se toma un costo de 130 US$ / kg.44

Diagrama 9.1.: Estructura de costo del combustible LWR

46%

4%

26%

12%

12%

Venta mineral

Conversión

Enriquecimiento

Fabricación

Desechos


42 Los promedios actuales son 45 MWd/kg para un LWR y 7 MWd/kg para un CANDU, según información del IAEA. Sin embargo, los nuevos reactores serán más eficientes en su quemado. 43 Véase Anexo D 44 Véase Anexo E y capítulo 4.5.

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Las otras fuentes de costo, por conceptos de conversión, enriquecimiento, fabricación de combustibles y administración de desechos se basan en estudios relacionados45. Para el caso de un LWR se tomaron los siguientes precios, resumidos en la tabla siguiente:

Tabla 9.6.: Precios Combustible nuclear LWR Compra uranio concentrado 130 US$ / kg. U Conversión UF6 8 US$ / kg. U Enriquecimiento 100 US$ / kg. U Fabricación de combustible 250 US$ / kg. U Administración de desechos 430 US$ / kg. U

Fuente: elaboración propia Para el CANDU, éste no cuenta con costes de enriquecimiento y conversión a gas UF6. En consecuencia, el coste de la fabricación es más bajo.

Tabla 9.7.: Precios Combustible nuclear CANDU Precios Combustible Compra uranio concentrado 130 US$ / kg. U Fabricación de combustible 65 US$ / kg. U Administración de desechos 1,09 US$ / MWh


9.5. Inversión La estructura de costos de los casos fue elaborada en base a la experiencia real de construcción de centrales nucleares46 en conjunto a juicios de expertos del área de planificación y evaluación de proyectos eléctricos. La inversión inicial para un reactor LWR se tomará a un costo de 1900 US$/kW, donde 1600 US$/kW corresponde al precio meta del mercado y los 200 US$/kW restantes se lo tomará como el costo por primera unidad. Se agregan 100 US$/kW por costo sísmico estimado en base a la experiencia japonesa. En el caso de un CANDU, se considera una inversión de 1800 US$/kW en total. Esto se basa en la experiencia rumana, adicionando 200 US$/kW como costo por primera unidad y agregando los 100 US$/kW costo sísmico. Los derechos de internación son 6% y comisiones de aduana de 2%, que gravan el 90% del total del equipamiento. El sitio para implementar la central nuclear no se abordará como ya se hizo mención, sin embargo se considerará un sitio costero para satisfacer la demanda de agua por la central. Se considerará

45 Véase Capítulo 4 46 Descrito en capítulo 8

64

un enlace 2 líneas de 250 kV de tensión, de unos 300 kilómetros. Esa inversión tiene un monto de 166 millones de dólares. Se asume que hay un 3% de pérdidas de generación por el enlace.47 Los costos de inversión para un LWR se muestran en la tabla siguiente. Se aprecia que la principal fuente son los equipamientos en conjunto con las obras civiles.

Tabla 9.8.: Inversión LWR en miles de US$ Contrato Central LWR CIF 671.400 Derechos de internación (6% al 90% de equipos) 36.256 Gastos puertos y bancos (2% comisiones aduana) 13.428 Transporte local (Chile) 2.500 Sitio+Materiales Nacionales 187.200 Obras civiles 344.000 Montaje y puesta en servicio 219.600 Administración del propietario 91.800 Ingeniería e inspección 216.000 Imprevistos (10%) 180.000 Costo Directo de la Central (kUS$) 1.962.184 Costo Directo Línea (kUS$) 166.500 total c.directo (kUS$) 2.128.684

Fuente: elaboracion propia Para el caso del CANDU, las principales fuentes de costos son también los equipamientos y las obras civiles. El costo incluye el suministro de agua pesada. Las inversiones se muestran en la siguiente tabla:

Tabla 9.9.: Inversión CANDU en miles de US$ Contrato Central CANDU CIF 412.165 Derechos de internacion (6% al 90% de equipos) 22.257 Gastos puertos y bancos (2% comisiones aduana) 8.243 Transporte local (Chile) 2.500 Sitio+Materiales Nacionales 114.920 Obras civiles 208.650 Montaje y puesta en servicio 134.810 Administración del propietario 56.355 Ingenieria e inspeccion 132.600 Imprevistos (10%) 110.500 Costo Directo de la Central (kUS$) 1.203.000 Costo Directo Línea (kUS$) 166.500 total c.directo (kUS$) 1.369.500

Fuente: elaboracion propia Al final del período de evaluación, se consideran los costos de desmantelamiento de la central como una inversión adicional en el último año. Se considera para un reactor tipo CANDU un costo de 420 millones de dólares y para un LWR de 580 millones. [31] Los intereses durante la construcción de un reactor LWR y CANDU representan el costo de oportunidad que hay que solventar en caso de alternativas de inversión de un fondo a una tasa 47 Basado en datos de ENDESA, Planificación Energética.

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dada. La construcción para los casos bases se considera de 60 meses. En la tabla siguiente se muestra el monto de la inversión inicial total junto con la tasa respectiva.

Tabla 9.10.: Inversión total LWR incluidos IDC en miles de US$ Central 25,4% 2.461.376 Línea 9,0% 181.451 Total 2.642.827


Tabla 9.11.: Inversión total CANDU incluidos IDC en miles de US$ Central 23,8% 1489681,6 Línea 9,0% 181485,0 Total 1671166,6


9.6. Costos Fijos Para el caso de un LWR los costos fijos están estimados en 36,3 millones de dólares. Los principales gastos son relacionados al personal y a gastos asociados con 28,3 millones. El resto corresponde a gastos administrativos, impuestos y seguros. Los costos fijos de personal se estimaron en base a especificaciones del DOE y se le asignaron a cada personal sueldos por distintos tramos de ingreso. Se agregan un 4% de asignaciones de incentivos, 20% de retiros y un 4% sobre tiempos.48 Esto se resume en la siguiente tabla:

Tabla 9.12: Costos Fijos anual LWR miles US$

Costo personal planta 16.515 Costo personal externo 1.610 Sobretiempos (4%) 725 Retiros y beneficios (20%) 3.625 Incentivos y bonos (4%) 725 Inspecciones entidad regulatoria 3.000 Seguros 2.000 Gastos de adm. 3.000 O&M rutinario 31.200 O&M carga combustible y no rutinario 5.100 Total 36.300

Fuente:DOE

48 Elaborados basado en especificaciones de la DOE [37] y con conversaciones con Claudio Betti, Planificación Energética ENDESA. En Anexo J se muestra con mayor detalle el personal requerido, junto con los ingresos.

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Para un reactor CANDU, los costos fijos son mayores por la mayor cantidad de personal que se necesita para la carga de combustible, y por consiguiente las mantenimientos en operación que se realiza. Estos ascienden a 37,1 millones de dólares, de los cuales 29,1 millones corresponden a personal y costos relacionados. Esto se aprecia en la tabla siguiente:49

Tabla 9.13.: Costos Fijos anual CANDU miles US$

Costo personal planta 17.782 Costo personal externo 1.579 Sobretiempos (4%) 774 Retiros y beneficios (20%) 3.872 Incentivos y bonos (4%) 774 Inspecciones entidad regulatoria 3.000 insurances 2.000 Gastos de adm. 3.000 O&M rutinario 32.782 O&M carga combustible y no rutinario 4.323 Total 37.105

Fuente:DOE En resumen la centrales contarán con los siguientes costos, incluyendo los costos fijos de operación y mantenimiento de la línea.

Tabla 9.14.: Costos Fijos Total LWR anual Costos Fijos Central millones US$ 36,3 Costos Fijos Línea millones US$ 3,43 Total millones US$ 39,73


Tabla 9.15.: Costos Fijos Total CANDU anual Costos Fijos Central millones US$ 37,1 Costos Fijos Línea millones US$ 3,43 Total millones US$ 40,53


9.7. Costo Variable no Combustible Estos corresponden a los costos de operación y de mantención, no fijos. Es decir, las que se relacionan con piezas, repuestos, aceites, etc. Estos están estimados en 15 millones de dólares [31], en base a costos de centrales en operación en Estados Unidos.

49 Construido según especificaciones de la DOE, ajustando los sueldos a la realidad chilena.

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9.8. Resultados Se simularon una central LWR y un CANDU en el SIC bajo los supuestos descritos de oferta y demanda. Los resultados para una tasa de descuento del 9% después de impuestos se resumen de la siguiente manera:

Tabla 9.16.: Resultados de la evaluación LWR CANDU Caso 40 años VAN MMUS$ 59,5 22,2 TIR 9,26% 9,16% Caso 50 años VAN MMUS$ 109,7 53,6 TIR 9,45% 9,36%

Fuente: elaboración propia Para ambos horizontes de la evaluación, un CANDU y un LWR son proyectos económicamente rentables. Pese al alto costo de inversión inicial, gravado con los intereses durante una construcción larga, los reactores con los precios de la energía en el SIC a futuro son viables gracias a las economías de escala por su tamaño de generación y el bajo costo variable que presentan. Se evaluó también para las tasas del 6,5% y 12% después de impuestos. Los resultados se resumen en las siguientes tablas.

Tabla 9.17.: Resultados según tasa de descuento, vida útil 50 años yellowcake US$ / kg. 100 120 130 140 160 180 200 LWR VAN 12% MMUS$ -124,4 -158,8 -175,7 -193,1 -227,5 -261,9 -296,3 VAN 9% MMUS$ 177,1 132,2 109,7 87,3 42,3 -2,6 -47,7 VAN 6,5% MMUS$ 491,7 430,0 399,2 368,2 306,2 244,2 182,2 CANDU VAN 12% MMUS$ -72,5 -86,0 -92,7 -99,5 -113,0 -126,5 -140,0 VAN 9% MMUS$ 80,1 62,5 53,6 44,8 27,2 9,6 -8,1 VAN 6,5% MMUS$ 157,2 132,9 120,7 108,6 84,2 59,8 35,3

Fuente: elaboración propia Se aprecia que para una tasa del 12% no son rentables los reactores LWR y CANDU. Para inversionistas que asignan mayor riesgo a un proyecto nuclear de potencia, en base a que es una tecnología inexistente en Chile, éstos lo rechazan. Aunque usualmente los proyectos eléctricos en Chile se evalúan a tasas inferiores, el hecho que sea un proyecto de central con tecnología nueva y eventualmente se evalúe a tasa mayor del 10%, el Estado debe dar garantías y apoyo para la normal operación de la central. Para los resultados con un horizonte menor de evaluación tienen menor retorno esperado, como es de esperar, porque se deja de percibir ingresos.

68

Tabla 9.18.: resultados según tasa de descuento, vida útil 40 años yellowcake US$ / kg. 100 120 130 140 160 180 200 LWR VAN 12% MMUS$ -143,4 -177,6 -194,5 -211,7 -245,9 -280,1 -314,2 VAN 9% MMUS$ 125,8 81,6 59,5 37,5 -6,7 -50,8 -95,1 VAN 6,5% MMUS$ 375,6 316,2 286,4 256,5 196,8 137,0 77,2 CANDU VAN 12% MMUS$ -84,5 -97,9 -104,6 -111,3 -124,7 -138,2 -151,6 VAN 9% MMUS$ 48,2 30,9 22,2 13,5 -3,8 -21,1 -38,5 VAN 6,5% MMUS$ 158,2 134,9 123,2 111,4 88,0 64,5 41,1

Fuente: elaboración propia Un LWR a 50 años de horizonte de evaluación puede ser rentable hasta 9,9% de tasa, con respecto a un 9,6% a los 40 años. Sin embargo, un CANDU a 50 años de horizonte deja de ser rentable empleando una tasa de 10% y a 40 años con 9,5%. Esto se aprecia en los siguientes gráficos.

Diagrama 9.2.: Resultados para un LWR con distintas tasas de descuento (caso base)

-200,0

-100,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5

tasa %

VAN

MM

US$

50 años

40 años


Diagrama 9.3.: Resultados para un CANDU con distintas tasas de descuento (caso base)

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

6,5 7,5 8,5 9,5 10,5 11,5

tasa %

VAN

MM

US$

50 años

40 años


69

9.9. Sensibilidades El principal costo variable de una central es el combustible. Por consiguiente, se sensibiliza el precio del principal insumo que es el uranio.

Tabla 9.19.: Costo del Combustible nuclear según variación del yellowcake (US$ / kg.) 100 120 130 140 160 180 200 LWR US$ / MWh 7,33 8,02 8,36 8,71 9,39 10,08 10,77 CANDU US$ / MWh 4,17 4,57 4,76 4,96 5,35 5,75 6,14

Fuente: elaboración propia El costo de generación de las alternativas nucleares, comparadas con otras fuentes térmicas es bajo. Esto muestra que éstas están siempre en base de la matriz energética del SIC.

Diagrama 9.4.: Sensibilidad precio concentrado de uranio (vida útil 50 años)

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

100 120 140 160 180 200

US$/kg.

VAN

MM

US$ LWR

CANDU


Para el uranio, se hace variable el precio del concentrado y los costos de los procesos se toman fijos. Este supuesto se sustenta en que el uranio es un elemento no renovable y depende el precio de las reservas que se dispongan y la tecnología de extracción. En cambio los procesos industriales de la fabricación y enriquecimiento del combustible dependerán más de la capacidad de las plantas, se hace el supuesto que siempre habrá capacidad disponible de producción en las plantas de los distintos procesos de fabricación. Del gráfico se aprecia que se necesita alzas significativas de más del 50% para que el proyecto tenga VAN negativo. Para un CANDU es menos sensible la variación del precio del uranio. Esto se debe a que el combustible al no ser enriquecido no necesita una cantidad grande de yellowcake como insumo. Cabe recordar que se requiere proporcionalmente 9 kg. de yellowcake para la producción de 1 kg. del combustible de LWR.

70

Para distintos períodos de evaluación, se aprecia como fluctúa el VAN del proyecto, sensibilizando el precio.

Diagrama 9.5.: Sensibilidad precio yellowcake LWR

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

100 120 140 160 180 200

US$/kg.

VAN

MM

US$

50 años40 años


Diagrama 9.6.: Sensibilidad precio yellowcake CANDU

-60,0

-40,0

-20,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

100 120 140 160 180 200

US$/kg.

VAN

MM

US$

50 años40 años


Se aprecia que para un LWR, se puede obtener el mismo VAN con precios de yellowcake de 20 US$ / kg. de diferencia. De manera análoga, para un CANDU se tiene lo mismo con una diferencia de alrededor de 35 US$ / kg. También es objeto de estudio el costo de inversión crítica, que hace que el proyecto sea viable. Un LWR continua siendo económicamente rentable hasta una inversión inicial de 1995 US$/kW. Un reactor CANDU continua rentable con un monto de 1871 US$/kW. Sin embargo, el VAN de

71

un LWR es más sensible a la sensibilización del monto de inversión. La pendiente de la curva es mayor contrastado con el CANDU.

Diagrama 9.7.: Sensibilidad costo inversión con precio de uranio yellowcake a 130 US$/kg.

-300,0

-200,0

-100,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

1600 1700 1800 1900 2000 2100

US$ / KW instalado

VAN

MM

US$

LWR

CANDU


El costo de demora de construcción también influye en la rentabilidad del proyecto. La inversión alta hace que un retraso de un año del proyecto acumula más intereses y afecte su factibilidad. Esto se aprecia en la siguiente tabla y diagrama.

Tabla 9.20.: VAN según Tiempo de construcción (caso base) LWR CANDU

meses MM US$ MM US$ 48 159,4 96,8 60 109,7 53,6 72 -88,3 -66,1


Diagrama 9.8.: VAN según tiempos de construcción (casos bases)

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

48 60 72

meses

VAN

MM

US$

LWRCANDU


72

Además, un año de atraso de la operación comercial hace que ambos proyectos dejen de ser rentables. Esto sugiere que es necesario que las entidades reguladoras no impida el inicio de la producción de la planta.

Diagrama 9.9.: VAN según atraso de operación comercial (caso base)

-300,0

-250,0

-200,0

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100 120 140 160 180 200

US$/kg U

VAN

MM

US$

LWRCANDU


Las economías de escala se reflejan porque los costos fijos de ambas unidades son similares en monto.

Tabla 9.21.: VAN con sensibilización de Costos Fijos variación costo fijo -10% 0 10% 20% VAN LWR MM US$ 144,0 109,7 75,5 41,3 VAN CANDU MM US$ 88,6 53,6 18,7 -16,3


9.10. Competitividad tecnológica Una primera aproximación es comparar los costos medios entre las distintas alternativas tecnológicas. Para ello se utiliza el costo de capital, costo de operación y los costos fijos. Con la suma se obtiene el costo medio. En la siguiente tabla se muestra que a no se puede descartar los reactores CANDU y LWR a priori, pues poseen costos medios cercanos a una unidad vapor-carbón. Un ciclo combinado posee un costo medio alto, dado que el precio del GNL es considerablemente más alto que el gas natural argentino (unas 3 veces más caro aproximadamente).

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Tabla 9.22.: Costos Medios por distintos tipos de tecnologías

CANDU LWR vapor-carbón cc. GNL Tamaño MW 650 1000 345 480 Generación media GWh 4743,2 7007,3 2406,1 3477,7 Costo Capital mills/kWh 30,8 33,0 23,7 9,0 Costo Operación mills/kWh 6,7 10,3 25,6 10,0 Costo Fijo mills/kWh 8,5 5,7 2,2 50,4 COSTO MEDIO mills/kWh 46,0 48,9 51,5 69,4

Fuente: elaboración propia con datos ENDESA Se afirma que las centrales nucleares bajo los supuestos del estudio, son más competitivas que las otras fuentes térmicas. Esto es por los altos costos de los combustibles dentro del largo plazo y por efectos de economías de escala por el tamaño mayor de las centrales. 50

50 Se asume que un ciclo combinado a gas natural declara como costo fijo el 90% del gas que utiliza porque por contrato se paga ese porcentaje aunque no se requiera suministro. (contrato tipo take or paid)

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10. CONCLUSIONES A lo largo de la investigación se ha podido detectar varios temas de interés para la implementación de un proyecto núcleo-eléctrico. Estos se pueden centrar en los siguientes aspectos: medio ambiente, economía, tecnología y seguridad. Uno de los factores críticos de un proyecto nuclear es el aseguramiento de combustible. Este tiene que pasar por una serie de procesos y transformaciones industriales para poder ser utilizado en el reactor. El precio del uranio concentrado ha aumentado de precio los últimos años hasta 3 veces su precio y las proyecciones del IAEA indican que el precio se empinará sobre los 130 US$/kg hacia el año 2030. El abastecimiento a largo plazo está asegurado porque se cuenta con reservas de uranio para 240 años a precio bajo los 130 US$ /kg y éstas se encuentran principalmente en países estables como Canadá y Australia. El principal problema ambiental que presenta una central nuclear es el tratamiento de los residuos nucleares y por otro lado tiene la ventaja que no presenta emisiones de gases de efecto invernadero. Económicamente, el costo del tratamiento de residuos es cercano a 1,1mills/kWh y representa un ahorro de al menos de 5,2 mills/kWh de emisión de carbono. La cantidad de combustible necesaria para una central LWR y una central CANDU son del orden de 19 y 88 toneladas respectivamente. El volumen de los residuos es aproximadamente de 1,9 m3 por tonelada de combustible gastado. Estos se administran en piscinas o contenedores secos temporales hasta que se habilite un repositorio definitivo. Según el juicio de expertos, esta cantidad de volumen de desechos es absolutamente administrable y es inferior comparativamente al volumen de los desechos industriales o a la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera. La seguridad de los nuevos reactores es superior a los reactores actuales, porque incorporan elementos de seguridad pasiva, mejoras en el diseño y simplificación de sus componentes. Esto facilita la mantención y prevención de riesgos. Además, estos reactores están diseñados para continuar en funcionamiento hasta sismos de aceleraciones de 0,3g y el costo adicional en obras civiles e ingeniería para mejorar el diseño sísmico es del orden de 110 millones de dólares. La regulación en Chile es insuficiente, puesto que sólo cuenta con legislación eléctrica, protección radiológica e impacto ambiental. Sin embargo, no cuenta con regulación acerca del licenciamiento de una central, inspecciones de construcción, operación, mantenimiento y clausura. Se necesita una cantidad intensiva de personal calificado para una central, sobre las 700 personas con una capacitación adecuada. Chile no cuenta con ese volumen de gente, lo que puede significar traer del extranjero capital humano con experiencia y que al mismo tiempo capacite al personal en el país. La elección de sitio presenta que el principal requerimiento es el sísmico. Éste no es abordado en el estudio por los alcances definidos. Por otro lado, los requerimientos de agua también son una

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limitante importante para la implementación de una central. Se necesitan 15 m3/s de caudal o 5 m3/s utilizando torres de refrigeración. Económicamente una central nuclear LWR a un costo de 1900 US$/kW y un CANDU de 1800 US$/kW de inversión son rentables, a una tasa del 9%. Sin embargo, a tasas mayores del 10% los proyectos pasan a tener VAN negativo. Un inversionista privado rechaza con seguridad el proyecto si utiliza tasas mayores, a menos que se cree una fórmula o manera de dar ciertas garantías para paliar el riesgo financiero. Un LWR tiene mejor VAN que un CANDU, no obstante éstos últimos son menos sensibles a las fluctuaciones del yellowcake. El motivo es por la menor cantidad de procesos industriales involucrados para la fabricación de combustible. La inversión también es sensible al monto de la inversión, al tiempo que demora la construcción y a los atrasos de la operación comercial. Una demora de 12 meses –tanto de construcción o de operación- hace que un proyecto tenga VAN negativo. Comparativamente un reactor CANDU presenta la ventaja de ser uno de menor costo de capital. Además, dispone de un combustible más económico y más simple de elaboración (al no enriquecerlo). Por otro lado, la ventaja de un LWR radica en los desechos. Al utilizar uranio enriquecido, la cantidad de combustible gastado es menor en comparación con un CANDU. Esto se refleja en una menor cantidad de residuos de actividad más peligrosa. Respecto a otras fuentes tecnológicas térmicas, la opción nuclear es competitiva, pues tiene un costo medio más bajo en comparación a una unidad vapor-carbón y un ciclo combinado a gas natural. La razón es el alto costo del GNL para ciclos combinados (pasar de 2,5 US$/MMBtu para el gas argentino a 6,3 US$ el GNL considerando otros proveedores) y el aumento de los costos de capital y de combustible para las unidades vapor-carbón. Para finalizar, se concluye que la alternativa nuclear es atractiva para Chile. Este trabajo muestra que es competitiva con otras fuentes térmicas económica y ambientalmente. Las dificultades radican en la poca o nula experiencia en el país con el uso de esta tecnología, traduciéndose en la inexistencia de personal calificado y legislación necesaria. Se sugiere ahondar en futuros estudios con mayor cantidad de detalle dado el carácter exploratorio de éste.

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http://www.enresa.cl/�

http://www.enresa.cl/�

http://www.uic.com.au/�

http://www.uic.com.au/�

http://www.doe.gov/�

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ANEXO A Estatus de la energía nuclear en el mundo En el mundo, desde abril del 2006 hay 443 reactores nucleares de potencia. Estos tienen unos 370 GW de capacidad de generación y abastecen el 16% del consumo mundial de electricidad. En este momento 26 reactores en construcción, en particular en el Asia Oriental, generándose un polo de desarrollo fuerte. [1]

Tabla A.1.: Reactores Nucleares en operación y construcción, 1 abril 2006

En operación En construcción Participación eléctrica

2004 unidades MW unidades MW TWh % total Argentina 2 935 1 692 7,3 8,2 Armenia 1 376 2,2 38,8 Bélgica 7 5801 44,9 55,1 Brasil 2 1901 11,5 3 Bulgaria 4 2722 1 953 15,6 41,6 Canadá 18 12599 85,3 15 China 9 6572 3 3000 47,8 2,2 República Checa 6 3368 24,8 31,9 Finlandia 4 2676 1 1600 21,8 26,6 Francia 59 63363 426,8 78,1 Alemania 17 20339 158,4 31,8 Hungría 4 1755 11,2 33,8 India 15 3040 8 3602 15 2,8 Irán 1 915 Japón 56 47839 1 866 273,8 29,3 República de Corea 20 16810 124 38 Lituania 1 1185 13,9 72,1 México 2 1310 10,6 5,2 Holanda 1 449 3,6 3,8 Pakistán 2 425 1 300 1,9 2,4 Rumania 1 655 1 655 5,1 10,1 Federación Rusa 31 21743 4 3775 133 15,6 Eslovaquia 6 2442 15,6 55,2 Eslovenia 1 656 5,2 38,9 Sudáfrica 2 1800 14,3 6,6 España 9 7588 60,9 22,9 Suecia 10 8910 75 51,8 Suiza 5 3220 25,4 40 Ucrania 15 13107 2 1900 81,8 51,1 U.K. 23 11852 73,7 19,4 U.S.A. 104 99210 788,6 20 Taiwan 6 4904 2 2600 37,9 20,9 Total 443 369552 26 20858 2616,9 16

Fuente: IAEA Como se observa en la tabla, estos son principalmente usados en países industrializados. Sin embargo, 16 de los nuevos reactores en construcción son en países en vías de desarrollo

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ANEXO B Mercado Eléctrico del SIC El mercado eléctrico chileno consta de 4 sistemas interconectados. El principal es el Sistema Interconectado Central que abarca alrededor del 92% de la población nacional.

Tabla B.1.: Potencia Instalada por Sistema Interconectado Sistema Potencia Instalada Total Total Térmico Hidráulico Eólico Sistema SING 3583,7 12,8 0,0 3596,5SIC 3565,0 4694,8 0,0 8259,8AYSÉN 13,7 17,6 2,0 33,3MAGALLANES 65,2 0,0 0,0 65,2Total Nacional 7227,6 4725,2 2,0 11954,8

Fuente: CNE Del SIC, se desprende que alrededor del 57% corresponde a generación hidráulica y el resto a generación térmica. Dentro de esta última como se observa en la tabla siguiente, el 63% es en base a gas natural, el 24% con carbón y el 13% con petróleo.

Tabla B.2.: Potencia Instalada Térmica Carbón Petróleo Gas Otros SING 1205,8 266 2111,9 0,0SIC 837,7 528,6 2181,3 17,4AYSÉN 0,0 13,7 0,0 0,0MAGALLANES 0,0 10,0 55,2 0,0Total Nacional 2043,5 818,3 4348,4 17,4

Fuente: CNE

Tabla B.3.: Participación por empresas SIC Empresa Hidro Termo Total Participación MW MW MW % OTROS 289,7 45,7 335,4 4,9% AUTOPRODUCTORES 0,0 92,4 92,4 1,4% E. Eléctrica Pehuenche S.A. * 0,0 0,0 0,0 0,0% GUACOLDA S.A. 0,0 304,0 304,0 4,4% COLBÚN S.A. 697,0 1122,3 1819,3 26,6% ENDESA 2147,7 469,0 2616,7 38,2% AES GENER S.A. 244,9 436,5 681,4 10,0% E. Eléctrica Pangue S.A. * 0,0 0,0 0,0 0,0% ARAUCO GENERACIÓN S.A. 0,0 144,8 144,8 2,1% SOC. ELÉCTRICA SANTIAGO S.A. 0,0 479,0 479,0 7,0% SAN ISIDRO S.A. * 0,0 0,0 0,0 0,0% IBENER S.A. 124,0 0,0 124,0 1,8% CENELCA S.A. 145,0 101,3 246,3 3,6% Total 3648,3 3195,0 6843,3 100% * Controladas por ENDESA

Fuente: Elaboración propia con datos CNE

81

ENDESA, Colbún y AES GENER son los principales controladores del SIC. Estas empresas representan el 79%, presentando un mercado concentrado por sólo tres compañías En las tablas mostradas a continuación, se muestran todas las centrales actuales del SIC, tanto hidráulicas como térmicas.

Tabla B.4.: Centrales Termoeléctricas del SIC Nombre Potencia Potencia Central Propietario Instalada Máxima MW MW Arauco Arauco Generación S.A. 15,0 15,0 Valdivia Arauco Generación S.A. 61,0 61,0 Licanten Arauco Generación S.A. 5,5 5,5 Horcones TG Arauco Generación S.A. 24,3 24,3 Celco Arauco Generación S.A. 13,0 15,0 Cholguán Arauco Generación S.A. 13,0 13,0 Nueva Aldea (ex Itata) Arauco Generación S.A. 13,0 14,0 Coronel Soc. Generadora Austral 45,7 45,7 Antilhue TG Cenelca S.A. 101,3 93,3 Laguna Verde Aes Gener S.A. 54,7 49,0 Ventanas 1 Aes Gener S.A. 118,0 120,0 Ventanas 2 Aes Gener S.A. 220,0 220,0 Laguna Verde TG Aes Gener S.A. 18,8 17,0 S. Fco. Mostazal Aes Gener S.A. 25,0 25,7 Huasco Vapor Endesa 16,0 16,0 Bocamina Endesa 125,0 128,0 Huasco TG Endesa 64,2 58,0 D.de Almagro Endesa 23,8 23,8 Taltal 1 Endesa 120,0 123,4 Taltal 2 Endesa 120,0 121,5 Guacolda Guacolda S.A. 304,0 304,0 Laja E. Verde S.A. 8,7 8,7 Constitución E. Verde S.A. 8,7 8,7 Nueva Renca Soc. Eléctrica Santiago S.A. 379,0 379,0 Renca Soc. Eléctrica Santiago S.A. 100,0 97,0 Petropower Petropower S.A. 75,0 75,0 Nehuenco Colbún S.A. 370,0 368,4 Nehuenco 9B Colbún S.A. 108,0 108,0 Nehuenco II Colbún S.A. 390,4 390,4 Candelaria Colbún S.A. 253,9 269,1 San Isidro San Isidro S.A. 370,0 379,0

Fuente: CNE

Tabla B.5.: Centrales Hidroeléctricas del SIC Nombre Potencia Potencia Central Propietario Instalada Máxima MW MW Alfalfal Aes Gener S.A. 160,0 178,0 Maitenes Aes Gener S.A. 30,8 29,0 Queltehues Aes Gener S.A. 41,1 49,0 Volcán Aes Gener S.A. 13,0 13,0

82

Colbún Colbún S.A. 400,0 474,0 Machicura Colbún S.A. 90,0 95,0 San Ignacio Colbún S.A. 37,0 37,0 Rucúe Colbún S.A. 170,0 178,4 Los Molles Endesa 16,0 18,0 Rapel Endesa 350,0 378,0 Sauzal Endesa 76,8 76,8 Sauzalito Endesa 9,5 12,0 Cipreses Endesa 101,4 105,9 Isla Endesa 68,0 68,0 Ralco Endesa 690,0 690,0 Antuco Endesa 300,0 320,0 El Toro Endesa 400,0 450,0 Abanico Endesa 136,0 136,0 Canutillar Cenelca S.A. 145,0 172,0 Pangue E. Eléctrica Pangue S.A. 467,0 467,0 Pehuenche E. Eléctrica Pehuenche S.A. 500,0 555,0 Curillinque E. Eléctrica Pehuenche S.A. 85,0 89,0 Loma Alta E. Eléctrica Pehuenche S.A. 38,0 40,0 Mampil Ibener S.A. 49,0 49,0 Peuchén Ibener S.A. 75,0 77,0 Pilmaiquén E.E. Puyehue S.A 39,0 39,0 Pullinque E.E. Panguipulli S.A 48,6 48,0 Aconcagua Hidroeléctrica Aconcagua S.A. 72,9 85,0 Florida Soc. Canalistas del Maipo 28,0 30,6 Los Quilos Hidroeléctrica Guardia Vieja 39,3 38,9 Chacabuquito Obras y Desarrollo S.A. 25,0 26,0 Capullo E. Eléctrica Capullo 10,7 12,0 S. Andes Gen. Sauce Los Andes 1,1 1,1 Los Bajos Carbomet 5,1 5,1 Caemsa Carbomet 5,3 5,3 Puntilla E. Eléctrica Puntilla S.A. 14,7 14,0

Fuente: CNE En el SIC, de las construcciones que hay en la actualidad, se aprecia que el énfasis está en terminar las obras para la incorporación del GNL en Chile y la apertura de centrales hidro pequeñas.

Tabla B.6.: Construcciones SIC fecha entrada Obras en Construcción Potencia

mes año MW Junio 2006 Central Nueva Aldea 3, Licor Negro 20 Junio 2006 Central Los Vientos, Diesel 120,8 Abril 2007 Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Ciclo Abierto Diesel) 240 Abril 2007 Central Hidroeléctrica Quilleco 70 Junio 2007 Central Hidroeléctrica Chiburgo 19,4 Octubre 2007 Central Hidroeléctrica Hornitos 55 Diciembre 2007 Central Hidroeléctrica Palmucho 32 Marzo 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (ope. Diesel capacidad final) 313 Junio 2008 Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (ope. GNL capacidad final) 358 Junio 2008 Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. Final) 377

Fuente: CNE

83

El plan de obras del SIC sugiere que en el mediano plazo el énfasis esté dado en energías renovables como la geotérmica y en la operación de centrales a carbón. También se muestra que se espera la construcción de centrales ciclo combinado que funcionen con GNL. Las construcciones a GNL tienen capacidad de 2163 MW en total y de carbón son 1950 MW en total. Sin embargo la capacidad de las obras geotérmicas es baja, se tienen 195 MW.

Tabla B.7.: Plan de Obras SIC fecha entrada Obras Recomendadas Potencia

mes año MW Enero 2007 Central Ciclo Abierto Campanario 123Octubre 2008 Central Eólica Concepción Módulo I 20Octubre 2008 Central Hidroeléctrica La Higuera 155Octubre 2009 Central Eólica Concepción Módulo I 20Octubre 2009 Central Hidroeléctrica Confluencia 145Octubre 2009 Central Carbón Maitencillo I 200Abril 2010 Central Carbón V-Región I 250Mayo 2010 Turbina GNL Polpaico I 125Junio 2010 Ciclo Combinado GNL Quinteros I 385Octubre 2010 Central Carbón Coronel I 250Enero 2011 Turbina GNL Quinteros I 125Abril 2011 Central Geotérmica Calabozo Etapa I 40Abril 2011 Central Geotérmica Chillán Etapa I 25Junio 2011 Central Carbón Pan de Azúcar I 250Octubre 2011 Ciclo Combinado GNL Quinteros II 385Junio 2012 Ciclo Combinado GNL VI-Región I 385Octubre 2012 Central Hidroeléctrica Neltume 403Octubre 2012 Central Carbón Pan de Azúcar II 250Abril 2013 Central Geotérmica Calabozo Etapa II 40Abril 2013 Central Geotérmica Chillán Etapa II 25Junio 2013 Central Carbón Puerto Montt I 250Enero 2014 Ciclo Combinado GNL VI-Región II 385Enero 2014 Turbina GNL Polpaico II 125Junio 2014 Central Carbón Coronel II 250Abril 2015 Central Geotérmica Calabozo Etapa III 40Abril 2015 Central Geotérmica Chillán Etapa III 25Junio 2015 Central Carbón V-Región II 250Octubre 2015 Ciclo Combinado GNL VI-Región III 385

Fuente: CNE En el gráfico adjunto se muestra la evolución histórica del crecimiento del SIC, donde se aprecia un fuerte crecimiento hasta el año 1998. Se distingue, además, el bajo crecimiento ocurrido en los años de sequía 1989, 1990 y 1999, así como la baja tasa de crecimiento del año 2002. En este año comienza a observarse un incremento importante en las ventas del sistema, las cuales nuevamente disminuyen por debajo del promedio histórico (en torno al 6.8%) durante el año 2005, para situarse en un 4.5%.

84

Diagrama B.1.: Tasa de crecimiento anual

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020


Tabla B.8:: Ventas Anuales SIC Año Ventas Reales Crecimiento

GWh Anual Prom. Acum. Acumulado

1985 9.705 1986 10.430 7,5% 7,5% 7,5% 1987 11.075 6,2% 6,8% 14,1% 1988 11.990 8,3% 7,3% 23,5% 1989 12.374 3,2% 6,3% 27,5% 1990 12.741 3,0% 5,6% 31,3% 1991 13.811 8,4% 6,1% 42,3% 1992 15.272 10,6% 6,7% 57,4% 1993 16.549 8,4% 6,9% 70,5% 1994 17.672 6,8% 6,9% 82,1% 1995 19.027 7,7% 7,0% 96,0% 1996 20.869 9,7% 7,2% 115,0% 1997 22.435 7,5% 7,3% 131,2% 1998 24.240 8,0% 7,3% 149,8% 1999 25.530 5,3% 7,2% 163,1% 2000 27.654 8,5% 7,3% 184,9% 2001 29.144 5,7% 7,2% 200,3% 2002 30.330 4,1% 7,0% 212,5% 2003 32.076 5,8% 6,9% 230,5% 2004 34.602 7,6% 6,9% 256,5% 2005 35.895 4,5% 6,8% 269,9%

Fuente: CNE Las proyecciones de crecimiento de la demanda se muestran en las siguientes tablas. Se puede apreciar que este va en aumento a una tasa de sobre el 6% y que el crecimiento en los primeros años es más acelerado, con unas tasas sobre el 7%. Posteriormente se llega a una estabilización en torno al 6,5%.

85

Tabla B.9.: Previsión de demanda SIC a futuro

Año Libres Regulados Total GWh GWh GWh 2005 15806 20123 35929 2006 16943 21537 38480 2007 18516 22927 41443 2008 20405 24396 44801 2009 22303 25949 48252 2010 23878 27605 51483 2011 25560 29372 54932 2012 27274 31228 58502 2013 29004 33301 62305 2014 30941 35414 66355 2015 32866 37802 70668 2016 34855 40406 75261

Fuente: CNE

Tabla B.10.: Crecimiento demanda SIC a futuro Año Libres Regulados Total 2006 7,19% 7,03% 7,10% 2007 9,28% 6,45% 7,70% 2008 10,20% 6,41% 8,10% 2009 9,30% 6,37% 7,70% 2010 7,06% 6,38% 6,70% 2011 7,04% 6,40% 6,70% 2012 6,71% 6,32% 6,50% 2013 6,34% 6,64% 6,50% 2014 6,68% 6,35% 6,50% 2015 6,22% 6,74% 6,50% 2016 6,05% 6,89% 6,50%

Fuente: CNE

86

ANEXO C Reactores Innovativos A continuación se presenta un listado de algunos de los reactores innovativos, la mayoría en etapas de diseño conceptual aún. [3] Nombre SMR IRIS Compañía/Institución Westinhouse y otras 10 compañías Tipo de Reactor PWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 1000/335 Temperatura externa reactor (ºC) 330 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Diseño modular Requerimientos operacionales simplificados Ciclo de operación extendido (30 - 48 meses) Estatus de diseño 2005 Diseño preliminar 2002-2005 Aprobación final diseño 2010 Instalación esperada 2005 2012-2015 Nombre SMR MARS Compañía/Institución Universidad de Roma "La Sapienza", ENEA Tipo de Reactor PWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 600/150 Temperatura externa reactor (ºC) 254 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Reactores componentes a diferentes fabricantes Capacidad de producción modular Estatus de diseño 2005 Diseño preliminar completado en 1994 Desarrollo del proyecto empezado en 1984 Instalación esperada 2005 Construcción de una posible planta en 2012 Nombre SMR SCOR Compañía/Institución CEA (Francia) Tipo de Reactor PWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 2000/630 Temperatura externa reactor (ºC) 285.4 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Requerimientos operacionales simplificados Estatus de diseño 2005 Diseño conceptual empezado en 2000 Instalación esperada 2005 En los próximos 15 años

87

Nombre SMR VBER- 300 Compañía/Institución OKBM, Atomenergoproekt, RRC-KI, Lazurit Tipo de Reactor PWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 850/295 Temperatura externa reactor (ºC) 332 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Incremento de la capacidad mediante el Aumento de los "loops" primarios del sistema Estatus de diseño 2005 Diseño preliminar en 2002 Instalación esperada 2005 Planta nuclear en 8 años Nombre SMR CCR Compañía/Institución Toshiba, JAPC Tipo de Reactor BWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 900/300 Temperatura externa reactor (ºC) 560k Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Incremento de la capacidad modular Estatus de diseño 2005 Diseño conceptual completado Diseño detallado mediados del 2010 Instalación esperada 2005 Inicio de la construcción mediados 2010 Nombre SMR CCR Compañía/Institución BARC Tipo de Reactor LWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 920/300 Temperatura externa reactor (ºC) 558K Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Estatus de diseño 2005 Diseño básico completado Instalación esperada 2005 ------

88

Nombre SMR KAMADO Compañía/Institución CRIEPI Tipo de Reactor LWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 1000/3000 Temperatura externa reactor (ºC) 300 aprox. Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Incrementa capacidad adicional Fácil construcción y transporte Estatus de diseño 2005 Diseño conceptual en proceso Instalación esperada 2005 Nombre SMR PBMR Compañía/Institución ESKOM, BNFL Tipo de Reactor HTGR Capacidad termal/eléctrica (MW) 400/165 Temperatura externa reactor (ºC) 900 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Planta multimodular Fácil construcción y transporte Estatus de diseño 2005 Diseño detallado en etapa de ejecución Instalación esperada 2005 Principios de 2007 Nombre SMR GT-MHR Compañía/Institución OKBM, General Atomics, US National Nuclear Security Administration Tipo de Reactor HTGR Capacidad termal/eléctrica (MW) 600/287 Temperatura externa reactor (ºC) 850 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Planta con 4 módulos como opción básica Simple operación de licencias Estatus de diseño 2005 Diseño básico Pre aplicación de licencias con US NRC empezó en 2001 Instalación esperada 2005 Alrededor del 2015

89

Nombre SMR RMWR Compañía/Institución JAERI, JAPC, Hitachi, TTTech Tipo de Reactor BWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 955/330 Temperatura externa reactor (ºC) 288 Ciclo de Combustible U, MOX Características Especiales Posibilidad de utilizar MOX. Estatus de diseño 2005 Diseño conceptual Diseño detallado en 3 años Instalación esperada 2005 ------ Nombre SMR VK-300 Compañía/Institución RDIPE, RRC-KI, IPPE Tipo de Reactor BWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 750/250 Temperatura externa reactor (ºC) 284.5 Ciclo de Combustible El mismo en estandart VVER-1000 Características Especiales Desalinización Estatus de diseño 2005 Diseño detallado del reactor VK-300 Instalación esperada 2005 Primera central planeada en 2012 Nombre SMR IMR Compañía/Institución Industrias Pesadas de Mitsubishi, Universidad de Kyoto Tipo de Reactor LWR Capacidad termal/eléctrica (MW) 1000/350 Temperatura externa reactor (ºC) 345 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Ciclo de operación extendido Diseño modular Estatus de diseño 2005 Diseño conceptual completo en 2005 Instalación esperada 2005 Antes de 2011

90

Nombre SMR GTHTR-300 Compañía/Institución JAERI (Japón) Tipo de Reactor HTGR Capacidad termal/eléctrica (MW) 600/274 Temperatura externa reactor (ºC) 850 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Plantas multimodulares Estatus de diseño 2005 Diseño básico completo El diseño detallado e implementado de GTHRT300 y R&D para las turbinas de gas será completado a fines de marzo 2008 Instalación esperada 2005 Demostración de planta prototipo en 2008-2018 Nombre SMR HTR-PM Compañía/Institución INET, Universidad de Tsinghua (China) Tipo de Reactor HTGR Capacidad termal/eléctrica (MW) 380/160 Temperatura externa reactor (ºC) 750 Ciclo de Combustible Enriquecimiento bajo de UO2 Características Especiales Incrementa su capacidad adicional (módulos) Estatus de diseño 2005 Etapa de diseño conceptual Instalación esperada 2005 Construcción de la demostración de una planta durante 2010.

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ANEXO D Mercado de Reactores La industria nuclear fue desenvolviendo y mejorando la tecnología de los reactores por casi cinco décadas y actualmente sigue preparándose para satisfacer las futuras necesidades. La tecnología nuclear históricamente ha evolucionado durante los años. Ésta se divide en distintas generaciones: Los reactores de Generación I fueron desarrollados en los años 1950-60s y corresponde a los primeros reactores desarrollados. Los reactores de Generación II, correspondiente a la actual generación está funcionando en la mayoría de los países desarrollados. La Generación III es constituida por los llamados reactores avanzados. Los primeros están en operación en Japón y otros están en construcción o en fases preparatorias para que pronto sean ofrecidos en el mercado. Los proyectos de Generación IV aún están en fases de estudios y planificación. Estos no estarán operables antes del 2020 e inclusive más adelante. Los principales fabricantes de reactores del mercado son AECL, GE, Framatome ANP y Westinghouse. Los perfiles de estos se detallan a continuación. Atomic Energy of Canada Limited AECL 2251 Speakman Dr Mississauga, ON L5K 1B2 Canada Tel: 905-823-9040 Fax: 905-823-6120 http://www.aecl.ca/ En Canadá se encuentra la compañía Atomic Energy ot Canada Limited (AECL), que presta servicio a varias centros de energía nuclear alrededor del mundo. Entre éstos: diseño, ingeniería, construcción y tecnología especializada. AECL es una corporación que fue fundada en 1952 para desarrollar pacíficamente aplicaciones de energía nuclear. Los reactores CANDU han operado en Canadá desde 1962 y las unidades CANDU se han construido en Norteamérica, Sudamérica, Europa y Asia. Actualmente hay 34 reactores CANDU alrededor del mundo. Productos más importantes Incluye 700 a 1000 Mwe de la clase ACR (Advanced CANDU Reactor). Estos son conocidos como el ACR- 700 y el ACR-1000 respectivamente. El sistema CANDU usa agua pesada como moderador y refrigerante y uranio natural como combustible.

92

Framatome ANP Tour AREVA 92084 - Paris la Défense France Tel: 33-1-47-96-00-00 Fax: 33-1-47-96-36-36 http://www.framatome-anp.com/ Framatome ANP (Advanced Nuclear Power) es líder en el diseño y construcción de plantas de energía nuclear y de investigación de reactores, ingeniería, instrumentos y control, mantención y servicios de reparación. Un joint venture entre Siemens y AREVA, también ofrece servicios de abastecedor de combustible nuclear. Framatome ANP es fabricante de equipamiento original para más de 95 plantas nucleares en 11 países, que provee más del 30% de la capacidad mundial instalada en centrales nucleares. GE Energy Wilmington, NC Tel: 678-844-6948 http://www.gepower.com/ General Electric (GE) es una corporación industrial diversificada preocupada del desarrollo, manufactura y marketing de una gran variedad de productos de generación, transmisión, control y utilización de electricidad. GE ha prestado servicios por más de 100 años. Desde que se instaló la primera turbina en 1901, su poder de generación ha aumentado en más de 10 mil unidades, representando más de 875 GM de su capacidad instalada en más de 120 países. GE ofrece el diseño ABWR. Esta es una planta de energía nuclear económica para utilidades que necesiten una base adicional de poder de generación. ABWR provee por bajos costos una emisión de libre electricidad. Puede estar construida en 4 años con un costo desde $1,400 a $1,600/Kw dependiendo del país que albergue. ABWR ha sido aprobado en tres países, incluyendo a Estados Unidos, Japón y Taiwán. PBMR Lake Buena Vista Building 1267 Gordon Hood Avenue 0046 Centurion Republic of South Africa Tel: 27-0-12-677-9400 Fax: 27-0-12-663-8797 https://www.pbmr.com/ La sudafricana Pebble Bed Modular Reactor company, PBMR se estableció en 1999 con la intención de desarrollar un mercado a pequeña escala, reactores de alta temperatura, ambos local

http://www.gepower.com/�

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e internacionalmente. PBMR es un reactor de alta temperatura (HTR), sistema de conversión de poder mediante un ciclo cerrado en la turbina de gas. Westinghouse 2000 Day Hill Rd Windsor, CT Tel: 860-688-1911 http://www.westinghousenuclear.com/ Westinghouse Electric Company, es la pionera en el mundo de centrales nucleares, teniendo productos de plantas nucleares y tecnologías para utilizarlas en diferentes ciudades. Actualmente, la tecnología de Westinghouse es la base de aproximadamente la mitad de las plantas nucleares que operan en el mundo. Westinghouse es líder en el diseño de PWR y del BWR. Dentro de los BWR está el BWR 90+, que se preocupa de la operación y seguridad del sistema. También está el sistema 80 + que es un reactor de agua liviana. Es un sistema de agua presurizada de 1300 Mwe que puede funcionar con combustible de plutonio. Actualmente están operando tres unidades del sistema 80 +, específicamente en la estación nuclear Palo Verde en Arizona. Adicionalmente 8 unidades ,con el mismo sistema, están bajo construcción en la República de Corea. Sin embargo, existen otros actores en el mercado. La tabla mostrada a continuación explica todos los fabricantes y diseñadores de reactores avanzados que se encuentran en la actualidad en fases adelantadas de producción o de diseño.

Tabla D.1.: Reactores Avanzados en el Mercado Escala Características Principales

País e Empresa Reator MWe Estado de Proyecto (mayor seguridad en todos) · Proyecto Evolucionario

Estados Unidos-Japón · Más eficiencia

(GE-Toshiba) ABWR 1300

En operación comercial en Japón desde 1996 Certificado por NRC en 1997, FOAKE

· Construción y operación simplificadas

Estados Unidos AP-600 600 Certificado por NRC en 1999, FOAKE.

· Operación y construcción simplificada

(Westinghouse) AP-1000 1100 Proyecto aprobado por NRC en 2004. · 3 años de construcción

(PWR) · 60 años de vida útil

Futuro Patrón nuclear en Francia · Proyecto Evolucionario

Francia-Alemania Proyecto aprobado en Francia · Alta eficiencia del combustible

(Framatome ANP) En construcción en Filandia

EPR (PWR) 1600

Versión para EE.UU en desarrollo

Estados Unidos Versión de ABWR · Proyecto evolucionario (GE)

ESBWR 1550 en certificación en EE.UU · Tiempo de construción reducido

Japón · Dispositivos Híbridos de Seguridad(Westinghouse,

Mitsubishi) APWR

1500 Proyecto básico en marcha, planificado para Tsuruga

· Operación y construcción simplificada

http://www.westinghousenuclear.com/�

94

APR-1400 · Proyecto evolucionario Corea del Sur (PWR) · Confiabilidad aumentada

(KHNP) 1450

Proyecto certificado en 2003, expectativa de

operación en el 2012 · Operación y construcción simplificada

Alemania · Proyecto Innovativo (Framatome ANP)

SWR-1000 (BWR) 1200

En desarrollo, pre-certificación en EE.UU. · Combustible de alta eficiencia

V-448 Rusia (Gidropress)

(PWR) 1500

Substitución para las centrales de Leningrado y Kursk · Combustible de alta eficiencia

· Proyecto evolucionario Rusia (Gidropress) V-392 (PWR)

950

Dos unidades en construción en India y pedido por China en 2005 · 60 años de vida útil

CANDU-6 750 Modelo Básico · Proyecto evolucionario

CANDU-9 925+ Aprovación de Licencia en 1997

· Requicitos flexibles para el combustible Canadá (AECL)

700 · Proyecto evolucionario 1000 · Refrigerado con agua liviana Canadá (AECL) ACR

ACR-1000 propuesto para el Reino Unido, en

certificación en Canadá · Combustible de bajo enriquecimento · Unidad modular de bajo costo · Turbina a gas de ciclo directo Sudáfrica (Eskom) PBMR 165

(modular) Prototipo con construcción

programada en 2006 · Combustible de alta eficiencia · Unidad modular de bajo costo

· Turbina a gas de ciclo directo Estados Unidos-Rusia

(General Atomics - OKBM)

GT-MHR 285 (modular) En desarrollo

· Combustible de alta eficiencia Fuente: ELECTRONUCLEAR

95

ANEXO E Mercado del combustible nuclear La minería de uranio se desarrolla de dos maneras principalmente, a través de excavaciones superficiales -a tajo abierto- y subterráneas y técnicas de extracción local –in situ techniques-. En general, la mineralización superficial es utilizada donde los depósitos están próximos a la superficie y las excavaciones subterráneas (para depósitos con una profundidad mayor a 120 metros). La mineralización superficial requiere grandes excavaciones superficiales mayores de los depósitos porque las paredes necesitan ser inclinadas y de está manera prevenir desmoronamientos. La cantidad de material retirado para tener acceso al mineral es mayor. Las minas subterráneas tienen menor impacto y la cantidad de material removido es menor. Una proporción del uranio en el mundo es sacado a través de procesos de lixiviación en sitio –in situ leaching ISL-, donde el agua oxigenada circula por los poros del mineral para disolver el uranio y traerlo a la superficie. Esta técnica puede utilizar soluciones levemente ácidas o alcalinas para mantener el uranio en solución. El uranio se recupera de esta solución como en una industria convencional. La decisión sobre el proceso para extraer mineral es tomado según la naturaleza del cuerpo mineral, condiciones de seguridad y económicas. En las minas profundas son necesarias precauciones especiales, constituidas por el aumento de ventilación para proteger a los trabajadores de la exposición de radiación de origen gaseoso. Producción Histórica de Uranio La producción mundial acumulada de uranio es estimada en aproximadamente 2,2 millones toneladas desde 1945 hasta 2004, la producción occidental ha sido de 1,3 millones de toneladas, mientras en Oriente (China, Ex-URSS y los países del ex bloque socialista) es de 825 mil toneladas.51

Tabla E..1.: Producción occidente acumulada de uranio 1945 - 2004 País / Área Producción acumulada Ton. de uranio Australia 123 000 Canadá 387 000 Francia 77 000 Gabón 26 000 Namibia 82 000 Nigeria 94 000 Sudáfrica 157 000 EUA 356 000 Otros 52 000 Total Occidente 1 354 000

Fuente: Electronuclear

51 No hay certezas de la producción de los países orientales en general, principalmente hasta 1991. Los valores corresponden a estimaciones de la WNA.

96

Tabla E.2.: Producción oriente acumulada de uranio 1945 - 2004 País / Área Producción acumulada Ton. de uranio Bulgaria 24 000 China* 34 000 Ex-Checoslovaquia** 109 000 Ex-Alemania Oriental 217 000 Hungria 18 000 Rumania 18 000 Rusia* 128 000 Repúblicas de Asia central* 223 000 Ucrania* 54 000 Total Oriente* 825 000

*Estimación WNA ** República Checa desde 1993

Fuente: Electronuclear La producción de uranio se puede dividir en cuatro períodos:

1. Una era militar desde 1945 hasta fines de los 60’s. La núcleo-electricidad es consecuencia de la carrera armamentista que procuraba por uranio altamente enriquecido (high enriched uranium HEU) y plutonio. Después de eso declinó la demanda.

2. Entre los 60’s a mediados de los 80’s, fue un período de rápida expansión del uso civil del

uranio, producto de la construcción de centrales nucleares y contratos de largo plazo. Hubo producción por sobre la demanda y eso permitió acopio de uranio.

3. Entre los 80’s a 2002 predominó una sobre oferta producto del ingreso al mercado

occidental de la producción de los países ligados a la ex-URSS. A partir de 1985 los programas nucleares sufrieron recortes severos y se tuvo que cerrar minas o reducir su producción.

Diagrama E.1.: Precio U3O8 lb/US$

0,005,00

10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,0050,00

Mar

-87

Mar

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Mar

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-00

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-01

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-02

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Mar

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-05

Mar

-06

Fuente: elaboración propia con datos de UxC consultores

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4. Hasta ahora hay una fuerte reacción del mercado, debido a los agotamientos de las fuentes

secundarias y se hace necesaria una mayor producción. Hay una reactivación de programas nucleares en muchos países y construcción rápida de centrales en Asia –Japón, Corea, China e India-. Esto se refleja en que los precios del yellowcake se han prácticamente triplicados del 2002 hasta la fecha, como se aprecia del gráfico anterior. Este es el escenario predominante que se espera a futuro.

Producción Mundial Actual La producción mundial de uranio se resume en la siguiente tabla. Entre la producción de Canadá, Australia y Kazajstán –los tres principales productores- hacen el 60% de toda la producción de concentrado de uranio.

Tabla E.3.: .Producción de Uranio 2002-2004 2002 2003 2004 Diferencia Ton. Uranio Ton. Uranio Ton. Uranio % 2003- 2004 Australia 6854 7572 8982 18,6% Brasil 270 310 300 -3,2% Canadá 11604 10457 11597 10,9% China 730 750 750 0,0% Rep. Checa 465 452 412 -8,8% Francia 18 9 7 -22,2% Alemania 212 150 150 0,0% India 230 230 230 0,0% Kazajstán 2800 3300 3719 12,7% Namibia 2333 2036 3038 49,2% Niger 3075 3143 3282 4,4% Pakistán 38 45 45 0,0% Portugal 2 0 0 --- Rumania 90 90 90 0,0% Rusia 2900 3150 3200 1,6% Sudáfrica 824 758 755 -0,4% España 37 0 0 --- Ucrania 800 800 800 0,0% EUA 883 779 878 12,7% Uzbekistán 1860 1589 2016 26,9% Total 36025 35622 40251 13,0%

Fuente: Electronuclear/ABDAN

El crecimiento de la producción está ocurriendo en los países líderes de la región, Canadá, Australia y Namibia, en conjunto con Uzbekistán y Kazajstán. Canadá aumentó la producción y continuó con el proceso de transición para la exploración de cuencas más ricas y el retorno a las operaciones de la Mina de McArthur River, después de perder producción durante varios meses de 2003.

98

La producción australiana mejoró mucho después del retorno de la mina de Olimpic Dam al régimen de operación integral y debido a las mejoras de desempeño de la mina de Beverly ISL. La mina de Rossing en Namíbia, retornó a la explotación después de estar parada en el 2003 por razones técnicas. Capacidad Productora y Reservas por región Norteamérica Históricamente Canadá es el principal productor de uranio del mundo. Las explotaciones comenzaron en 1942 en la mina Port Radium, donde rápidamente se expandió por el distrito de Elliot Lake en Ontario. Los principales controladores de las minas en Canadá son CAMECO Y COGEMA.

Diagrama E.2.: Principales minas de Norteamérica

Fuente: IAEA

Tabla E.4.: Producción minera de Canadá

Mina Capacidad Reservas ton. U Ton. U McArthur River 6920 184230 McClean Lake/ Midwest Lake 2310 34460 Rabbit Lake 4620 14400 Cluff Lake 1500 8700 Cigar Lake 6920 135800

Fuente: IAEA

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La industria de uranio en Estados Unidos comenzó a mediados de los 40, enfocada principalmente para abastecimiento militar. Entre 1946 y 1958 el gobierno ha dado incentivos para la exploración de yacimientos que estuvo orientado para la incipiente industria de reactores doméstica y externa. Desde la década del 80, la producción continuamente ha decrecido.

Tabla E.5.: Producción minera de Estados Unidos Mina Capacidad Reservas ton. U Ton. U Higland 770 7300 Crow Butte 385 14700 Smith Ranch 770 21500 Christensen Ranch 385 6000 Uravan/White Mesa 385 4700 Canon City 385 2600

Fuente: IAEA Australia Australia es el segundo país productor de uranio y tiene las principales reservas a nivel mundial más extensas. Su producción comenzó durante 1954, sin embargo virtualmente esta se detuvo en 1971 hasta 1980 con la apertura de la mina a tajo abierto Ranger. Los principales controladores de la minería australiana son Energy Resources of Australia y WMC Ltd.

Tabla E.6.: Producción minera de Australia Mina Capacidad Reservas ton. U Ton. U Ranger 5000 47140 Jabiluka 1000 76680 Olympic Dam 3880 336000 Beverley 770 17690 Honeymoon 385 6800

Fuente: IAEA

Tabla E.7.: Mayores depósitos de uranio de Australia conocidos Deposito Reservas ton. U Olympic Dam 336000 Ranger/Jabiluka 123800 Yeelirrie 40800 Kintyre 24400 Beverley 17690

Fuente: IAEA

100

Diagrama E.3.: Principales minas de uranio de Australia

Fuente: IAEA

Europa y Asia La minería de Kazajstán comenzó en 1953. Actualmente hay tres yacimientos operativos basados exclusivamente en extracción ISL. En 1995, el gobierno entró con Joints ventures con COGEMA y CAMECO para nuevas explotaciones en base a ISL.

Tabla E.8.: Producción minera Kazajstán Mina Capacidad Depósitos Reservas ton. U Ton. U Stepnoye Ore Company 6920 Uvanus 184230 Central Ore Company 2310 Kandjugan 34460 Ore Company No. 6 4620 Karamurun 14400

Fuente: IAEA La Federación Rusa actualmente tiene un solo centro de producción en la mina de Priangursky en Siberia. Esta comenzó sus operaciones en 1968 como mina a cielo abierto hasta 1994, donde continuó con operaciones subterráneas. Se está evaluando potencial ISL en tres regiones: trans-ural, Siberia occidental y Vitim.

101

Tabla E.9.: Reservas Rusia miles Ton. Conocidas 140,9 Estimadas 36,5

Fuente: IAEA Ucrania tiene minería subterránea en el distrito de Kirovogad. Existen dos minas activas en ese sector: Ingul’skii y Vatutinskii. La primera acapara el 90% de la producción. También existen en ese distrito operaciones ISL.

Diagrama E.4.: Minería del uranio en Europa y Asia

Fuente: IAEA

Tabla E.10.: Reservas Ucrania miles Ton. Conocidas 81 Estimadas 50

Fuente: IAEA Uzbekistán comenzó su industria minera de uranio en 1952 en Uchkuduk a tajo abierto en el distrito de Kyzylkum. Actualmente la explotación se concentra en Kyzylkum a base de ISL en los centros descritos en la tabla.

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Tabla E.11.: Producción minera Uzbekistán Mina Capacidad Depósitos ton. U Uchkuduk 1000 Uchkuduk, Kendyktube Zafarabad 1000 Bukinai, Lyavlyayakan Nurabad 700 Sabyrsai, Ketmenchi

Fuente: IAEA África El país que cuenta con la mayor cantidad de reservas es Níger con fuerte presencia de COGEMA en las inversiones mineras. También Sudáfrica y Namibia cuentan con yacimientos uraníferos.

Diagrama E.5.: Minería de uranio en África

Fuente: IAEA

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Tabla E.11.: Reservas de uranio en Níger Mina Reservas miles ton. U Afasto 25,2 Akouta 40,5 Arlit 22,2 Imouraren 100,5 Madaouela 5,1

Fuente: IAEA Sudamérica

Diagrama E.6.: Minería de uranio en Brasil

Fuente: IAEA

Las reservas de América del Sur, en Brasil y Argentina, representan cerca del 8% del total mundial registrado. La perspectiva de exploración de estas reservas dependerá de la evolución de los programas nucleares de estos dos países, en especial del Brasil, que detenta el 6% de las reservas mundiales.

104

Mercado del Uranio de largo plazo La IAEA realizó un estudio de la demanda y oferta de uranio hacia el 2050. Este estudio toma en consideración todas las fuentes de mercado de uranio, tanto el uso de fuentes alternativas como reciclaje, uso del uranio y plutonio enriquecido de armas nucleares, como también estimaciones de productividad de las minas existentes, reservas probadas y reservas especulativas.[15] La IAEA estimó la demanda para el 2050 de uranio a nivel mundial. Toma tres casos bases de demanda de uranio, en función de los requerimientos a futuro de las centrales nucleares. En la tabla se resumen los tres casos.

Tabla E.12.: Demanda de uranio para el 2050 Caso demanda acumulada al 2050 supuestos Ton. Uranio Bajo 3.390.000 Crecimiento económico medio Políticas energéticas ecológicas Crecimiento de demanda energética baja Acabar con poder nuclear al 2100 Medio 5.394.100 Crecimiento económico medio Políticas energéticas ecológicas Crecimiento de demanda energética baja Desarrollo sostenido del poder nuclear, incluyendo países en desarrollo Alto 7.577.300 Alto crecimiento económico Desarrollo significativo del poder nuclear

Fuente: IAEA Para efectos de este trabajo, se asumirá el escenario medio, en base a la evidencia actual de construcción de centrales nucleares en el mundo. La siguiente tabla resume las definiciones adoptadas por IAEA y la NEA de la OECD para clasificar los distintos tipos de reservas de uranio que se puede contar. [15]

Tabla E.13.: Definición de tipos de reservas Tipos de reservas Sigla Descripción Reservas aseguradas RA Reservas de uranio de depósitos ya conocidos y con alto grado de confianza Reservas estimadas (categoría 1) RE I Reservas basadas en evidencia geológica, de depósitos explorados previamente Reservas estimadas (categoría 2) RE II Reservas expectantes, basadas en evidencia geológica indirecta de depósitos conocidos Reservas especulativas RS Estimadas a partir de extrapolaciones, cuyos tamaños y riqueza son especulativos

Fuente: IAEA La tabla mostrada a continuación define los rangos de precios estimados para los distintos escenarios definidos.

105

Tabla E.14.: Año de justificación de costo de producción

52 - 78 78 - 130 > 130 Caso demanda Media US$/Kg. U US$/Kg. U US$/Kg. U RA 2019 2024 2028 RA+ RE I 2021 2027 2034 RA+ RE I + RE II 2021 2029 2041 Caso alta demanda RA 2013 2019 2023 RA+ RE I 2015 2022 2026 RA+ RE I + RE II 2015 2023 2031

Fuente: IAEA Conversión La conversión alude a un proceso químico que convierte el yellowcake en UF6, para su posterior enriquecimiento. La tabla siguiente muestra las plantas de conversión. Se aprecia que las cinco mayores abarcan la mayor parte del mercado.

Tabla E.15.: Principales plantas convertidoras de UF6 Controlador País Locación Capacidad ton. Uranio Cameco Canadá Port Hope 12500 COMURHEX Francia Pierrelatte 14000 CNNC China Lanzhou 1000 ConverDyn EUA Metrópolis 14000 IPEN Brasil São Paulo 90 NDA(BNFL) Reino Unido Springfields 6000 Rosatom Rusia Angarsk, Seversk 15000


DiagramaE.7.: precio conversión Europa y Norte América US$ / kg. U

0,00

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4,00

6,00

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01

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06

conversión NA

Conversión EU

Fuente: elaboración propia con datos de UxC consultores

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COMURHEX anunció estudios para un nuevo proyecto de instalación: sustituir la unidad existente y aumentar la capacidad a 20.000 toneladas de Uranio por año. Sin embargo, los precios del procesamiento han subido al doble en los últimos años. Enriquecimiento La tecnología de enriquecimiento de uranio es estratégicamente sensible y costosa. Esto se ha constituido en una barrera de entrada para nuevos actores en ese mercado. Esta característica hace que las operaciones de enriquecimiento se concentren en un número limitado de instalaciones en el mundo.

Tabla E.16.: Principales plantas enriquecedoras País Sitio Tipo Alemania Gronau Centrifuga China Lanzhou Centrifuga Shaanxi Centrifuga Estados Unidos Paducah Difusión gaseosa Francia Triscatin Difusión gaseosa Holanda Almelo Centrifuga Japón Rokkasho-mura Centrifuga Reino Unido Capenhurst Centrifuga Rusia Angarsk Centrifuga Krasnoyarsk Centrifuga Seversk Centrifuga

Fuente: OECD/NEA Las plantas de difusión gaseosa tienen una alta demanda de electricidad. Cuando los precios de la energía son altos, la producción se para. En contraste, las unidades productoras que utilizan la centrifugación, tienden a operar en los niveles de sus capacidades nominales, debido al alto costo de capital y bajo costo marginal de producción. La industria se está reestructurando, el objetivo principal es la sustitución de las unidades de difusión gaseosa en la próxima década y programas de expansión:

1. Expansión de capacidad de las unidades de URENCO en Europa. 2. Programa estadounidense de sustitución de unidades de difusión gaseosa. 3. Programa francés, también destinado a la sustitución de las unidades de difusión gaseosa

por unidades de centrifugado. 4. La National Enrichment Facility, a ser construida por la LES, cuyo objetivo es adicionar

capacidad de enriquecimiento en Estados Unidos.

107

Diagrama E.8.: Precio enriquecimiento US$ / SWU

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

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140,00

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5

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6

Fuente: The Ux Consulting Company

Fabricación de combustible Los elementos combustibles son producidos para atender especificaciones individuales de los clientes. Estos son desarrollados según las características físicas de los reactores y por la estrategia de administración del ciclo de combustible.

Tabla E.17.: Fabricantes de combustible LWR País Fabricante / Localidad Converción Pellets Elementos t HM t HM t HM Bélgica Framatome-FBFC / Dessel 750 750 Brasil INB / Resende 160 120 200 China CNNC / yibin 270 200 200 Francia Framatome-FBFC / Romans 1200 1000 1000 Alemania Framatome-ANF / lingen 650 650 650 Japón NFI / Kumatori (PWR) 284 284 NFI / Tokai-Mura (BWR) 200 200 Mitsubishi Nuclear Fuel 450 440 440 GNF-J / Kurihama (BWR) 750 750 750 Kazajstán ULBA / Ust Kamenogorsk 2000 2000 Corea del Sur KNFC 400 300 300 Rusia MSZ / Elekrostral 1450 1200 1200 NCCP / Novosibirsk 250 200 400 España ENUSA / Juzbado 300 300 Westinghouse / Vasteras 600 600 400 Reino Unido Westinghouse / Springfields 950 600 860 EUA Framatome / Richland (BWR) 1200 500 500 Framatome / Lynchburg (PWR) 400 400 GNF / Wilmington 1200 1200 750 Westinghouse / Columbia 1200 1200 1200 Total 12730 12894 10784


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Muchos fabricantes de combustible son también proveedores de reactores. Estos usualmente proveen al reactor las primeras recargas a partir de sus proyectos propios. Con el desenvolvimiento del mercado, los fabricantes de combustible también pasan a ofrecer combustible para reactores de competidores. Los elementos combustibles de un reactor tipo CANDU son de menor tamaño y la producción se concentra en los países que tienen reactores de ese tipo.

Tabla E.18.: Fabricantes de combustible CANDU País Capacidad t HM Argentina 160 Canadá 2700 China 200 India 435 Corea del Sur 400 Rumania 150 Total 4045

Fuente: Electronuclear Hay que considerar las fuentes secundarias de combustible nuclear. Existen varias fuentes donde se incluyen principalmente los inventarios de uranio de bajo enriquecimiento y uranio altamente enriquecido proveniente de los usos militares de Estados Unidos y Rusia. Una parte significativa de estas fuentes existentes, es el combustible reciclado en forma de mezcla de óxidos de uranio y plutonio MOX.

Tabla E.19.: Plantas reprocesadoras MOX comerciales País Localidad tipo de combustible China Diwopu LWR Francia La Hague LWR India Kalpakkam PHWR-CANDU Tarapur PHWR-CANDU Japón Rokkasho-mura LWR Tokai-mura LWR, ATR Reino Unido B205/Sellafield Magnox, GCR Thorp/Sellafield LWR, AGR Rusia Tcheliabinsk-65 Mayak VVER

Fuente: OECD/NEA

109

ANEXO F Normas de explotación de centrales nucleares Entidad Explotadora

1. La entidad asume la responsabilidad de explotar en condiciones de seguridad. 2. La entidad prestará atención especial durante la explotación. Aunque ésta ya cuente con

una estructura orgánica para gestión de centrales no nucleares, se exigirá más que una ampliación de la existente.

3. Establecerá una estructura orgánica provista de la documentación correspondiente, que asegure el cumplimiento de las responsabilidades con miras a la explotación segura de centrales nucleares. Las responsabilidades de la estructura orgánica de una central nuclear son las siguientes:

1. Asignar tareas y delegar facultades dentro de la entidad explotadora. 2. Establecer programas de gestión y verificar su ejecución

satisfactoria. 3. Prestar servicios adecuados de capacitación del personal. 4. Asegurar la coordinación con el órgano regulador y las autoridades

públicas a los efectos de asegurar el conocimiento y el cumplimiento de los requisitos de seguridad.

5. Asegurar la coordinación con las entidades encargadas del diseño, construcción, fabricación y explotación de la central y con otras organizaciones (nacionales e internacionales), según proceda, para garantizar la comunicación adecuada de información y experiencia y la capacidad para responder a problemas de seguridad.

6. Proporcionar recursos, servicios e instalaciones suficientes. 7. Proveer lo necesario para una consulta y enlace adecuados con el

público. Interfaz con el Órgano Regulador

4. La seguridad operacional de la central estará sujeta a la vigilancia de un órgano regulador independiente de la entidad explotadora, donde se fomente el respeto mutuo y una relación franca, pero oficial.

5. La entidad explotadora facilitará documentos e informaciones cuando lo requiera el órgano regulador. Además, se debe aplicar un procedimiento para notificar sucesos anormales en conformidad con los criterios establecidos.

6. La entidad explotadora realizará análisis, ensayos e inspecciones especiales cuando lo requiera el órgano regulador.

Protección Física

7. Se llevará a cabo todas las medidas apropiadas de seguridad y protección física para impedir el acceso no autorizado a sistemas relacionados con la seguridad y materiales nucleares.

110

8. La entidad explotadora establecerá planes y procedimientos para la protección física del emplazamiento en caso de disturbios civiles

Seguridad contra Incendios

9. La entidad explotadora adoptará disposiciones de seguridad contra incendios, basados en análisis periódicamente actualizados. Se debe tomar en cuenta control de combustibles y fuentes de ignición; inspecciones, mantenimiento y ensayo de medidas de protección, creación de recursos manuales de lucha contra incendios y capacitación del personal de central.

Preparación para Emergencias

10. La preparación para emergencias, se relaciona con mantener la seguridad mediante la gestión de accidentes; mitigar sus consecuencias si estas ocurren y protección de la salud del personal, del público en general y del medio ambiente.

11. La entidad explotadora creará una estructura orgánica necesaria y asignara funciones requeridas para el control de emergencias, así mismo debe contemplar un plan. Los pasos del plan de emergencia son los siguientes:

a. El nombramiento de las personas encargadas de dirigir las

actividades en el emplazamiento y de garantizar el enlace con las organizaciones de fuera del emplazamiento.

b. Las condiciones en las que se deberá declarar una emergencia, una lista de los cargos y funciones de las personas autorizadas a declararla y una descripción de los medios adecuados para dar aviso al personal de respuesta y las autoridades públicas.

c. Las disposiciones para la evaluación inicial y ulterior de las condiciones radiológicas en el emplazamiento y fuera de él.

d. Las medidas para reducir al mínimo la exposición de las personas a la radiación ionizante y asegurar el tratamiento médico de las víctimas.

e. La evaluación del estado de la instalación y las medidas que se deberán adoptar en el emplazamiento para limitar la magnitud de la emisión radiactiva.

f. Los conductos jerárquicos y de comunicación, incluida una descripción de instalaciones y procedimientos afines.

g. Un inventario del equipo de emergencia que se mantendrá listo para su uso en lugares especificados.

h. Las medidas que deberán adoptar las personas y entidades que participen en la ejecución del plan.

i. Disposiciones para declarar terminada una emergencia. 12. El plan debe incluir disposiciones para situaciones con peligro nuclear y no nuclear

combinados, como incendios en presencia de importantes niveles de radiación y contaminación, o existencia de gases tóxicos o asfixiantes en un ambiente radiactivo.

111

13. Se debe adoptar medidas apropiadas desde el momento en que se recibe el combustible nuclear en el emplazamiento.

14. El plan de emergencia se ensayará en ejercicios antes de la puesta en funcionamiento, y este se replicará a intervalos adecuados posteriormente. Algunos se pueden hacer en presencia del órgano regulador y estarán sujetos a examen y actualización.

Calificación y Capacitación de Personal

15. La entidad explotadora especificará las experiencias exigidas al personal encargado de funciones que puedan afectar a la seguridad, calificaciones y experiencia que deberá aprobar el órgano regulador.

16. El personal que tenga incidencia en la seguridad será sometido a examen médico al ser contratado y cuando se requiera para determinar su aptitud de desempeñar sus funciones.

17. Se establecerá un programa adecuado de capacitación, con encargados competentes técnicamente en su respectiva área de trabajo. Así mismo, se creará un programa que evaluará y mejorará los programas de capacitación. Este puede incorporar la experiencia acumulada de las operaciones de la central.

Operaciones de la Central

18. Se establecerán límites y condiciones operacionales cuyos objetivos son: la prevención de situaciones que puedan originar accidentes y mitigación de las consecuencias de tales accidentes en caso que ocurra.

19. Estas condiciones se basarán en un análisis de la central en cuestión y su entorno con lo previsto en su diseño.

20. Instrucciones y procedimientos operacionales se detallarán a condiciones normales, anormales y de emergencia, en conformidad a los requisitos de la entidad reguladora.

21. La entidad explotadora se encarga de todas las actividades relacionadas a la gestión del núcleo y del combustible dentro del emplazamiento.

22. La entidad explotadora preparará y publicará las especificaciones y procedimientos necesarios para la adquisición, carga, utilización, descarga y ensayo de combustible y los componentes del núcleo. Se comprobará las condiciones del núcleo, se examinará el programa de carga de combustible cuando sea necesario. Se formularán criterios y procedimientos por escrito para hacer frente a fallos de las barras de combustible y de control a fin de reducir al mínimo la presencia de productos de fisión y activación en el refrigerante primario.

Mantenimiento, Ensayo y Vigilancia de Sistemas de Seguridad

23. La entidad explotadora preparará y aplicará un programa de mantenimiento, ensayo e inspección de estructuras, sistemas y componentes importantes para la seguridad. Este se establece antes de la carga de combustible y se pondrá a disposición del órgano regulador. Este se prepara teniendo en cuenta los límites y condiciones operacionales.

112

24. Después de todo suceso anormal la entidad explotadora revalidará las funciones de seguridad y la integridad funcional de cualquier componente o sistema que pueda haber sido afectado por el suceso.

25. Los datos de mantenimiento, ensayo y vigilancia se registrarán, almacenarán y analizarán para confirmar que el comportamiento esta en conformidad con los supuestos de diseño y con las expectativas de fiabilidad de los equipos de la central.

Protección Radiológica y gestión de desechos radiactivos

26. La entidad explotadora establecerá y aplicará un programa que sea garantía de que, en todas las situaciones operacionales, las dosis causadas por la exposición a la radiación ionizante en la central o por emisiones de materiales radiactivos desde la central se mantengan por debajo de los límites prescritos y en el valor más bajo que pueda razonablemente alcanzarse. Este programa cumplirá los requisitos de las Normas básicas internacionales de seguridad para la protección contra la radiación ionizante y contará con la aprobación del órgano regulador. Este programa consiste en:

1. Clasificación de zonas y control de accesos, con información in situ

sobre las tasas de dosis y niveles de contaminación existentes realmente.

2. Cooperación para establecer procedimientos de explotación y mantenimiento cuando se prevean riesgos radiológicos, y prestación de asistencia directa cuando se requiera.

3. Instrumentación y equipo de vigilancia. 4. Equipo de protección personal. 5. Vigilancia y estudios radiológicos en el emplazamiento. 6. Descontaminación de personal, equipo y estructuras. 7. Supervisión y vigilancia radiológicas del medio ambiente 8. Control de la expedición de materiales radiactivos, incluso de las

transferencias y la disposición final de desechos radiactivos sólidos. 9. Control y vigilancia de emisiones líquidas y gaseosas radiactivas.

Registros e Informes

27. La entidad explotadora dispondrá lo necesario para el control de los registros e informes importantes para la seguridad. Las disposiciones principales relativas al control de registros son:

1. Clasificación de los registros por categorías de permanentes y no

permanentes. 2. Estipulación de los períodos de conservación, teniendo en cuenta los

requisitos reglamentarios. 3. Establecimiento de procedimientos para actualizar los registros o

insertar suplementos. 4. Control de recepción de registros, incluidos exámenes sobre su

integridad.

113

5. Recuperación, accesibilidad y arreglos para la eliminación de registros.

6. Idoneidad de las disposiciones de almacenamiento, incluso desde el punto de vista de la protección contra incendios y la seguridad física.

7. Requisitos sobre la duplicación de los registros y su almacenamiento en lugares distintos.

8. Preservación de los registros, incluidas medidas para impedir su deterioro.

9. Examen periódico mediante muestreo e inspección. Examen Periódico de Seguridad

28. La entidad explotadora realizará reevaluaciones sistemáticas de la seguridad de la central, conforme a los requisitos reglamentarios, durante toda la vida útil de ésta. Se tendrá en cuenta la experiencia operacional y las novedades significativas en la información sobre temas de seguridad proveniente de todas las fuentes pertinentes.

Clausura

29. La entidad explotadora adoptará disposiciones para la clausura de la central (incluso relativas al financiamiento), que deberá convenir con el órgano regulador con amplia anticipación a la parada de la central.

30. La entidad explotadora tendrá conocimiento de las necesidades de clausura durante la vida útil de la central. Para facilitar la planificación de la clausura dejará constancia de la experiencia adquirida al manipular estructuras, sistemas y componentes contaminados o irradiados en las actividades de mantenimiento o modificación de la central. Al proceder a la clausura se adoptarán normas equivalentes a las aplicadas durante la explotación con respecto a la manipulación de materiales fisionables y a la gestión del inventario radiactivo.

114

ANEXO G Metodología estudio emisiones de CO2 Para estimar la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera por parte de centrales de carbón y ciclo combinado a gas natural, se seleccionan dos centrales de 345 y 450 MW netos respectivamente. Se seleccionan de esos tamaños de capacidad porque son las que se pueden encontrar en el mercado. Una central a carbón estadísticamente tiene un factor de planta –la disponibilidad de las plantas durante el año- de 74% y un ciclo combinado de 84%. En las tablas siguientes se muestran las características principales, relacionadas al consumo, potencia neta y eficiencia térmica.

Tabla G.1.: Características Central Carbón * Potencia neta en sitio 319,6 MW neto Consumo específico neto 0,352 Kg / kW·h neto Eficiencia total 38,50% Energía media anual máx 2437,8 GW·h Poder calorífico 9349 kJ/kWh

Consumo mezcla 857,2 miles Ton. año


* Carbón poder calorífico de 6047,6 kcal pci / kg

Tabla G.2.: Características Central Ciclo Combinado Potencia neta en sitio 450 MW neto Consumo específico neto 0,18 m3/kw·h neto Eficiencia total 57,80% Consumo máximo en central 1,98 MMm3/día Poder calorífico 6229,58 kJ/kWh Consumo anual 722,1 MMm3/año

Fuente: Elaboración propia Con esa información se puede estimar la cantidad de CO2 y de otros gases liberados a la atmósfera. Mediante información del DICTUC y CONAMA se tienen factores de conversión de las emisiones. [11]

Tabla G.3.: Emisión de CO2 por plantas Potencia Factor de planta Conversión CO2 MW Ton/GW·h Miles Ton Carbón 320 73% 900 1841,7 Gas Natural 450 83% 600 1963,1

Fuente: elaboración propia con datos de CONAMA Los resultados obtenidos, se contrasta con información obtenida de Sustainable Energy and Encomomics Network (SEEN), para efectos de validar el resultado obtenido.

115

Tabla G.4.: Emisión de CO2 por plantas

Potencia Factor de planta Conversión CO2 MW Ton/MW año Miles Ton Carbón 320 73% 7947 1856,4 Gas Natural 450 83% 3973 1483,9

Fuente: elaboración propia con datos de SEEN Los resultados obtenidos no difieren en las estimaciones de emisiones de una central de carbón. Hay diferencia significativa para el ciclo combinado. No obstante, se tomará como referencia para este último caso el valor mayor. Para estimar las emisiones de otros gases, se tienen factores de emisión de NOx, CH4, CO, N2O, obtenidos de estudios del DICTUC. [11]

Tabla G.5.: Factores de Emisión de gases Kg/TJ CH4 N2O NOX NMVOC Carbón 1 1,4 300 5 Gas natural 1 0,4 150 5

Fuente: Dictuc Ponderando estos factores con el poder calorífico de cada central, que están en las tablas anteriores, se obtienen los siguientes resultados:

Tabla G.6.: Emisión anual de gases en Toneladas CH4 N2O NOX CO Carbón 320 MW 20,4 28,5 6114,7 407,6 gas natural 450 MW 19,1 1,9 2869,7 382,6

Fuente: Elaboración Propia

116

ANEXO H Unidades de radioactividad

Tabla H.1.: Resumen de Unidades de Radiación Unidad Abreviación Valor Exposición Ionización por unidad de masa de aire dado a X o Radiación gama

Roentgen R 87 erg/g

Dosis Absorbida Radioation 100 erg/s Energía depositada en

CGSAbsorbed Dose

Rad 0,01 Gy

una unidad de masa 1 J/Kg por cualquier radiación 100 rad

SI Gray Gy

Dosis Equivalente Roentgen Rem daño biológicamente Medida de los daños Equivalent Man equivalente a 1 R de la radiación en un tejido vivo

SI Sievert Sv 100 rem

Actividad La cantidad de material Radioactivo producido

Histórica Curie Ci 3,7·10^10 dps

en un ratio específico de decaimiento

SI Bequerel Bq 1 dps

dps: desintegración por segundo

Fuente: University of California

117

ANEXO I Clasificación de Desechos Nucleares

Tabla I.1.: Clasificación de desechos y sus características Clase Nomenclatura Características Opciones de repositorio Sin desechos EW Niveles de actividad basado en Sin restricciones dosis anuales que percibe el público general bajo 0,01 mSv desecho de nivel LILW Niveles de actividad dados por bajo e intermedio poder termal bajo 2kW/m3 LILW-SL Actividad bajo 4000 Bq/g Superficial o repositorio vida corta para paquetes individuales geológico LILW-LL Para paquetes globales Repositorio geológico vida larga sobre los niveles de actividad detallados para LILW-SL desecho de HLW Poder termal sobre los 2kW/m3 Repositorio geológico nivel alto Actividad de 5·10^4 a 5·10^5 TBq/m3 Vida media sobre los 10 años

Fuente: IAEA

118

ANEXO J Recursos Humanos El personal de una central nuclear se descompone en distintos departamentos Mantención y operaciones Se requiere personal de sala de control para monitoreo continuo. Estos incluyen operadores de reactor que tengan experiencia y otros que están asignados a labores de estaciones de observación (mientras ganan la experiencia necesaria). También deben incluir supervisores con experiencia. Ingeniería El personal requerido se compone en distintos grupos de ingeniería, básicamente orientados a supervisar el funcionamiento y las mantenciones de equipos eléctricos, hidráulicos, termodinámicos y de sistemas. Protección Radiológica Este departamento consiste en técnicos químicos y de protección radiológica. Estos controlan y focalizan el control de exposición y las dosis de radiación recibidas. Se debe usar cinco turnos que se rotan, donde se requiere un supervisor junto con tres técnicos, estos deben incluir dos técnicos de adicionales. Entrenamiento (capacitación) Las especificaciones y programas de certificación para las distintas posiciones de operación son específicas por planta. Se requiere instrucción especial para todos los sistemas y componentes. Seguridad Las necesidades de seguridad no están basadas en especificaciones de diseño de un reactor. Sin embargo, este departamento contiene una gran cantidad de personal, en particular de oficiales de seguridad Para estimar el costo del personal, se toma en referencia el personal base de la central de Dominion Energy de North Anna. Se asumen 6 tramos de ingresos según el tipo de calificación de personal.

Tramos Sueldos Tipo personal Ingreso US$ gerente / directores 10400 ingenieros / supervisor 5150 ingenieros / personal altamente calificado 4500 operarios / mecánicos / electricos / personal técnico 2580 personal licenciados / administrativo 1000 personal no licenciado o calificado 700


119

Con ella, se procede a cada uno de los distintos tipos de personal asignarles sueldos que sean más acordes a la realidad chilena.52

OPERACIONES Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Operaciones 1 62 Asistentes Administrativos 1 12 Supervisor de turnos 5 270 Asistente Supervisor de Turnos 5 60 Operadores Licenciados 10 310 Operadores No Licenciados 30 252 Dependientes Turnos 2 24 Supervisor de Turnos de Operación 1 54 Supervisor de Operaciones de Soporte 1 54 Operadores de recarga de combustible 2 62 Ingeniero de Operaciones 1 54 Soporte Administrativo 2 24 Coordinador de Planta 1 54 Asesor operación de mantención 2 24 Operadores seniors fuera de turno 2 62

Fuente: Elaboración propia con datos Dominion

MANTENCION Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Mantención 1 62 Asistente Administrativo 3 36 Supervisor Mantención Eléctrico 1 54 Capataz Mantención Eléctrica 6 186 Electricistas 35 420 Supervisor Mantención Mecánico 1 54 Capataz Mantención Mecánico 7 217 Mecánicos 49 588 Capataz Soldador 1 31 Soldadores 10 120 I&C Supervisor 1 54 Capataz I&C 4 124 Técnicos I&C 27 324 Supervisor de Control de Operación 1 54 Técnicos de protección de sistema 3 93 Supervisor de Soporte 1 54 Personal Soporte 10 310


52 Elaborado con colaboración de Claudio Betti, jefe del área de planificación de generación Chile, Perú y Argentina

120

INGENIERIA Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Ingeniería 1 62 Asistente Administrativo 3 36 Supervisor Ingeniería de Sistemas 4 247 Ingenieros de Sistemas 19 1026 Ingenieros de Reactor 3 162 Supervisor ISI / NDE 1 62 NDE Técnicos 2 108 ISI Ingenieros 4 216 Supervisor Ingeniería Componentes 1 62 Ingenieros Componentes 8 432 Ingenieros de Fidelidfad de Componentes 4 216 Técnicos Mantención Preventiva 2 62 Supervisor Diseño civil mecánico 1 62 Ingenieros Diseño mecánico 3 162 Ingenieros Civiles 2 108 Supervisor Ingeniero Eléctrico y I&C 1 62 Ingenieros Eléctricos 3 162 Ingenieros I&C 2 108 Supervisor Adm. De trabajo ingeniería 1 62 Ingeniero de control de diseño 1 54 Dibujante 2 24 Asistente Administrativo 1 12 Ingeniero Comercial 1 31 Supervisor de Registros 1 54 Personal de Registros 5 60


PLANIFICACION Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Planificación y Outage 1 62 Asistente Administrativo 2 24 Supervisor programación nuclear 1 62 Administrador de trabajo Semanal 1 54 Programador Eléctrico 1 54 Programador Mecánico 2 108 I&C Programador 1 54 Supervisor planeamiento nuclear 1 62 Planificador Eléctrico 2 108 Planificador Mecánico 2 108 I&C Planificador 1 54 PM Planificador 1 54 Coordinador Outage 1 62 Personal de coordinación outage 1 54 Supervisor Mantención turbina 1 62 Especialista de equipo de turbina 1 54 Ingeniero turbina generador 1 54 Planificador turbina 1 54


121

SOPORTE EN SITIO Y MODIFICACIONES Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager de Servicios de soporte nuclear 1 62 Asistente Administrativo 2 24 Supervisor de Ingeniería Construcción 1 62 Inspectores de calidad 2 62 Ingenieros de construcción 2 62 Especialistas de construcción 2 62 Superv. Civil / mecánica / eléctrico 1 62 Especialistas 8 248 Supervisor de control de proyectos 1 54 Especialistas de control 2 62 Supervisor de soporte de instalaciones 1 54 Administración de vehículos 2 24 Administración de equipamiento de constr. 2 24 Supervisor trabajo 3 93 Soporte de trabajo 15 180


EFECTIVIDAD ORGANIZACIONAL Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager efectividad Organizacional 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Supervisor de Licenciamiento 1 62 Ingenieros de Licenciamiento 4 216 Personal Performance 2 62 Supervisor Seguridad Nuclear 1 54 Personal Seguridad 10 120


EMERGENCIA NUCLEAR Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager de emergencia 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Especialista de Calidad Nuclear 4 216 Especialistas Nucleares 2 108


PROTECCION RADIOLOGICA Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager de Protección Radiológica 1 62 Asistente Administrativo 3 36 Supervisor de salud Operaciones 1 54 Personal salud operaciones 39 468 Supervisor de soporte de salud física 1 54 Personal soporte salud física 9 108 Supervisor Químico 1 54 Técnicos químicos 12 372


122

CAPACITACION Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Capacitación 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Supervisor de entrenamiento inicial operaciones 1 54 Instructores Ingeniería 1 54 Instructores de licenciamiento 2 108 Otros instructores 4 48 Manager Capacitación continua operaciones 1 54 Instructores de capacitación continua 4 216 Manager de Capacitación protección radiológica y mantención 1 54 Instructores 6 324


SEGURIDAD Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Servicios de seguridad 1 62 Asistente Administrativo 2 24 Supervisor Seguridad fuera de turno 1 54 Supervisor Seguridad en turno 9 486 Personal Seguridad 90 756 Coordinador seguridad Técnica 1 54 Coordinador de entrenamiento seguridad 1 31 Personal entrenamiento de Seguridad 8 248 Supervisor de Prevención riesgos 1 31 Técnicos de prevención de riesgos 2 24 Técnico Ambiental 1 12 Enfermería 1 12 Especialistas de Emergencias 2 62


CADENA SUMINISTRO Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Cadena de Suministro 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Supervisor de almacén 1 54 Personal de almacén 12 101 Inspectores de recibos 5 60 Especialistas de verificación de material 1 12 Proveedores de emergencia 2 62 Coordinador de adm. de suministro 1 31


123

TELECOMUNICACIONES Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager IT y Negocios 1 62 Analista de Negocios 2 108 Servicios de red 3 93 Telecomunicaciones / telefonía 2 24 Telecomunicaciones / servidores 1 31


MANAGEMENT Cargo cantidad Ingreso US$ miles Vice-presidente 1 125 Director O&M 1 125 Director seguridad Sitio 1 125 Analista Ejecutivo 1 31 Director Recursos Humanos 2 250 Soporte Financiero 3 31

Fuente: Elaboración propia con datos Dominion Para un reactor tipo CANDU se requiere una mayor dotación de recursos humanos, porque el combustible es cargado constantemente. Esto se materializa en mayor dotación de personal de mantención eléctrica, mecánica, operadores de combustible

MANAGEMENT Cargo cantidad Ingreso US$ miles Vice-presidente 1 125 Director O&M 1 125 Director seguridad Sitio 1 125 Analista Ejecutivo 1 31 Director Recursos Humanos 2 250 Soporte Financiero 3 31


124

OPERACIONES Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Operaciones 1 62 Asistentes Administrativos 1 12 Supervisor de turnos 5 270 Asistente Supervisor de Turnos 10 120 Operadores Licenciados 15 464 Operadores No Licenciados 40 336 Dependientes Turnos 2 24 Supervisor de Turnos de Operación 1 54 Supervisor de Operaciones de Soporte 1 54 Operadores de recarga de combustible 14 433 Ingeniero de Operaciones 1 54 Soporte Administrativo 2 24 Coordinador de Planta 1 54 Asesor operación de mantención 2 24 Operadores seniors fuera de turno 2 62


MANTENCION Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Mantención 1 62 Asistente Administrativo 4 48 Supervisor Mantención Eléctrico 1 54 Capataz Mantención Eléctrica 6 186 Electricistas 42 504 Supervisor Mantención Mecánico 1 54 Capataz Mantención Mecánico 7 217 Mecánicos 49 588 Capataz Soldador 1 31 Soldadores 12 144 I&C Supervisor 1 54 Capataz I&C 5 155 Técnicos I&C 34 408 Supervisor de Control de Operación 1 54 Técnicos de protección de sistema 3 93 Supervisor de Soporte 1 54 Personal Soporte 10 310


125

INGENIERIA Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Ingeniería 1 62 Asistente Administrativo 3 36 Supervisor Ingeniería de Sistemas 4 247 Ingenieros de Sistemas 22 1188 Ingenieros de Reactor 3 162 Supervisor ISI / NDE 1 62 NDE Técnicos 2 108 ISI Ingenieros 3 162 Supervisor Ingeniería Componentes 1 62 Ingenieros Componentes 10 540 Ingenieros de Fidelidfad de Componentes 4 216 Técnicos Mantención Preventiva 2 62 Supervisor Diseño civil mecánico 1 62 Ingenieros Diseño mecánico 3 162 Ingenieros Civiles 2 108 Supervisor Ingeniero Eléctrico y I&C 1 62 Ingenieros Eléctricos 3 162 Ingenieros I&C 2 108 Supervisor Adm. De trabajo ingeniería 1 62 Ingeniero de control de diseño 1 54 Dibujante 2 24 Asistente Administrativo 1 12 Ingeniero Comercial 1 31 Supervisor de Registros 1 54 Personal de Registros 5 60


PLANIFICACION Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Planificación y Outage 1 62 Asistente Administrativo 2 24 Supervisor programación nuclear 1 62 Administrador de trabajo Semanal 1 54 Programador Eléctrico 1 54 Programador Mecánico 2 108 I&C Programador 1 54 Supervisor planeamiento nuclear 1 62 Planificador Eléctrico 2 108 Planificador Mecánico 2 108 I&C Planificador 1 54 PM Planificador 1 54 Coordinador Outage 1 62 Personal de coordinación outage 1 54 Supervisor Mantención turbina 1 62 Especialista de equipo de turbina 1 54 Ingeniero turbina generador 1 54 Planificador turbina 1 54


126

SOPORTE EN SITIO Y MODIFICACIONES Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager de Servicios de soporte nuclear 1 62 Asistente Administrativo 2 24 Supervisor de Ingeniería Construcción 1 62 Inspectores de calidad 2 62 Ingenieros de construcción 2 62 Especialistas de construcción 2 62 Superv. Civil / mecánica / eléctrico 1 62 Especialistas 8 248 Supervisor de control de proyectos 1 54 Especialistas de control 2 62 Supervisor de soporte de instalaciones 1 54 Administración de vehículos 2 24 Administración de equipamiento de constr. 2 24 Supervisor trabajo 3 93 Soporte de trabajo 20 240


EFECTIVIDAD ORGANIZACIONAL Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager efectividad Organizacional 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Supervisor de Licenciamiento 1 62 Ingenieros de Licenciamiento 4 216 Personal Performance 2 62 Supervisor Seguridad Nuclear 1 54 Personal Seguridad 10 120


EMERGENCIA NUCLEAR Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager de emergencia 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Especialista de Calidad Nuclear 4 216 Especialistas Nucleares 2 108


PROTECCION RADIOLOGICA Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager de Protección Radiológica 1 62 Asistente Administrativo 3 36 Supervisor de salud Operaciones 1 54 Personal salud operaciones 39 468 Supervisor de soporte de salud física 1 54 Personal soporte salud física 9 108 Supervisor Químico 1 54 Técnicos químicos 14 433


127

CAPACITACION

Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Capacitación 1 62 Asistente Administrativo 3 36 Supervisor de entrenamiento inicial operaciones 1 54 Instructores Ingeniería 1 54 Instructores de licenciamiento 2 108 Otros instructores 4 48 Manager Capacitación continua operaciones 1 54 Instructores de capacitación continua 4 216 Manager de Capacitación protección radiológica y mantención 1 54 Instructores 6 324


SEGURIDAD Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Servicios de seguridad 1 62 Asistente Administrativo 2 24 Supervisor Seguridad fuera de turno 1 54 Supervisor Seguridad en turno 9 486 Personal Seguridad 90 756 Coordinador seguridad Técnica 1 54 Coordinador de entrenamiento seguridad 1 31 Personal entrenamiento de Seguridad 8 248 Supervisor de Prevención riesgos 1 31 Técnicos de prevención de riesgos 2 24 Técnico Ambiental 1 12 Enfermería 1 12 Especialistas de Emergencias 2 62


CADENA SUMINISTRO Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager Cadena de Suministro 1 62 Asistente Administrativo 1 12 Supervisor de almacén 1 54 Personal de almacén 12 101 Inspectores de recibos 5 60 Especialistas de verificación de material 1 12 Proveedores de emergencia 2 62 Coordinador de adm. de suministro 1 31


128

TELECOMUNICACIONES Cargo cantidad Ingreso US$ miles Manager IT y Negocios 1 62 Analista de Negocios 2 108 Servicios de red 3 93 Telecomunicaciones / telefonía 2 24 Telecomunicaciones / servidores 1 31


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ANEXO K Análisis de estudios relacionados IEA y OECD-NEA (2005) Descripción y metodología Este estudio estima los costos de generación eléctrica mediante centrales de generación base que esperan estar en fase de explotación en el mediano plazo. Los datos se tomaron de diez países y se comparó con centrales generadoras de carbón y gas natural. Supuestos principales Trata de estandarizar lo más posible la información por país mediante la toma de datos comunes de: comisionamiento, vida útil de 40 años, factor de planta de 85%. Además, incluye consideraciones de O&M, combustible y capital. Los costos de las construcciones base son del rango de 1000 US$/ kW instalado en la República Checa y 2500 US$/kW en Japón. Las centrales a carbón tienen un costo entre 1000 a 1500 US$/kW y las centrales de gas entre los 500 y 1000 US$/kW. Se utilizan una tasa de descuento de 10% y de 5%. Conclusiones La competitividad nuclear es superior que en estudios anteriores (1998). Esto se explica por una combinación de mayor factor de capacidad y aumento significativo de los precios de los combustibles fósiles. A una tasa del 5% la opción nuclear es más barata con precios entre 20 y 40 US$/MWh. Ésta, en comparación con el carbón es más económica en siete países y más barata que el gas en nueve. A una tasa del 10%, la comparación es más cerrada, el precio de la generación nuclear está entre 30 y 50 US$/MWh. MIT (2003) Descripción y Metodología Este estudio es un análisis amplio del futuro de la generación eléctrica nuclear, en el contexto de una posible reactivación de la industria en los Estados Unidos. Este contiene comparaciones de la competitividad económica de las alternativas tecnológicas (reactores nucleares, ciclos combinados de gas natural y centrales vapor-carbón) calculando costos nivelados de producción eléctrica. Supuestos Principales Para el caso base nuclear se considera 2000 US$/kW (basado en las experiencias recientes de construcción en Asia e información de organismos como la EIA). Para los ciclos combinados se considera una inversión de 500 US$/kW y para las plantas a carbón 1300 US$/kW. Asumiendo 50% de participación de capital a un 15% de retorno y 50% de deuda a 8% (para ciclos combinados y centrales de carbón son 8% y 12% respectivamente)

130

Conclusiones Según las hipótesis formuladas, una central nuclear no es una opción atractiva. El costo de generación es de 6,1 US$/MWh respecto a los 3,8 y 4,2 US$/MWh para los ciclos combinados y las centrales a carbón. Si se reduce la inversión de una central nuclear a 1500 US$/kW y la construcción se reduce a cuatro años esta alternativa se equipara a la opción a gas natural. DGEMP (2003) Descripción y Metodología Se realizó con la colaboración del Ministerio de Economía, Finanzas e Industria francés, operadores de centrales, compañías constructoras y otros expertos. Estudia los costos de generación de distintas alternativas (nuclear, carbón, gas y diesel) con plantas que operan comercialmente en 2015. Supuestos Principales Se utiliza una tasa de descuento del 8% (además se sensibiliza con tasas del 3%, 5% y 11%) La planta base utilizada es un European Pressurized Water Reactor EPR con un costo de 1280 €/kW y puede subir hasta 1663 €/kW si se adhieren intereses de construcción y otros pagos. Para los ciclos combinados y centrales de carbón los costos son 523 y 1281 €/kW respectivamente. Conclusiones A una tasa del 8%, la tecnología más económica es la nuclear con 2,84 cent€/kWh seguido del carbón con 3,37 cent€/kWh y el gas con 3,5 cent€/kWh. Con una tasa del 11% estas alternativas se equiparan y con tasas más bajas, la alternativa nuclear tiene mayor ventaja aún. ROYAL ACADEMY OF ENGINEERING (2004) Descripción y Metodología Realizado por consultores para determinar los costos de generación de distintas tecnologías disponibles en el Reino Unido. El objetivo fue determinar la mejor distribución de la matriz generadora de manera imparcial. Las comparaciones se realizaron entre energía en base a carbón, gas natural, nuclear con otras renovables como biomasa y eólica. Supuestos Principales La tasa de descuento utilizada fue del 7,5%. Para las inversiones de plantas nucleares se utilizan los mismos datos del MIT. Para un ciclo combinado se utiliza 300 £/kW con 2 años de construcción y vida útil de 25 años. Conclusiones Para un ciclo combinado su costo es de 2,2 cent£/kWh, una central nuclear es del orden de 2,3 cent£/kWh y la de carbón entre 2,5 y 3,2 cent£/kWh. Si se introducen bonos de carbono o un aumento del 20% del combustible, la alterntiva nuclear se hace la más económica. Las alternativas renovables generan electricidad de manera intermitente y son más costosas.

131

UNIVERSIDAD DE CHICAGO (2004) Descripción y Metodología El estudio se llevó a cabo para el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), donde se estimó la competitividad de la energía nuclear y la compara con las alternativas de carbón y gas natural. Se utiliza un modelo económico y financiero detallado, examina los cosots FOAKE (first-of-a-kind-engineering), sugiere como es el retorno de la inversión y el impacto del learning by doing que puede llegar a costar un 3% anualmente. Principales Supuestos Se asume un costo de capital para centrales nucleares de 1200, 1500 y 1800 US$/kW, dependiendo de cuanto FOAKE es incluido. Para un ciclo combinado se toma a 590 US/kW y precio de gas de 4,3 US$/MMBtu. Para una central a carbón se utiliza un rango entre 1189 y 1338 US$/kW. La tasa de descuento es de 10% para prestamo y un 15% para capital propio y los tiempos de construcción se asumen de 5 o 7 años. Conclusiones Sin asistencia gubernamental, la primera planta nuclear puede alcanzar un costo de energía nivelado entre 41 y 71 US$/MWh, dependiendo del caso tomado. Mientras que las plantas de ciclo combinado y carbón se sitúan en 33 y 45 US$/MWh. Sin embargo, las restantes centrales (cuarta y quinta) asumiendo sin costos FOAKE y un 3% de mejoras de learning by doing, un período de construcción de 5 años y sin premio por riesgo financiero de 3% puede alcanzar un precio meta de 34 a 36 US$/MWh, es decir, completamente competitivo con las otras alternativas que se compararon. La conclusión general es que un proyecto nuclear inicialmente requerirá algún tipo de asistencia para la inversión y bonos de producción. CERI (2004) Descripción y Metodología Un estudio independiente del CNA (Canadian Nuclear Association) que provee comparaciones del costo de tiempo de construcción, operación y decomisionamiento para el suministro eléctrico en Ontario. Las alternativas consideradas fueron gas, carbón y nuclear. Se asume una tasa de descuento real del 8%. Principales Supuestos Se examinan dos centrales nucleares, un ACR-700 con un costo de 1642 US$/kW y un CANDU-6 de 2080 US$/kW. Para una central a carbón y ciclo combinado se consideran 1120 y 490 US$/kW de capital respectivamente. Se asume que el precio del gas va escalando de precio un 2,5% anualmente hasta el 2025. Conclusiones En la mayor parte de los escenarios considerados, la generación a base de carbón es la alternativa más atractiva. Sin embargo, si los costos de emisión de carbono son de 15 US$ por tonelada, un ACR-700 empieza a equipararse. Los ciclos combinados a la escalada de precios esperada no son competitivos.

132

ANEXO L Evaluación económica Para la evaluación económica se utilizó el MHT que es un modelo de despacho hidro-térmico empleado en la planificación de largo plazo de ENDESA. Permite simular el mercado eléctrico del SIC, al mínimo costo de sistema.

El modelo considera:

– Características de centrales térmicas, hidráulicas de pasada y de embalse. – Topología hidráulica de las centrales del sistema. – Características del sistema de transmisión. – Manejo adecuado de indisponibilidad de las centrales.

Contempla 3 etapas de cálculo:

– optimización o cálculo del valor del agua, mediante programación dinámica. – cálculo de precio de nudo energía. – simulación del mercado eléctrico, donde el despacho se calcula con una

programación lineal. Con ese modelo, se realizaron simulaciones para detentar el precio de largo plazo de la energía, en base a centrales térmicas de carbón. Estas centrales corresponden a la tecnología futura de generación que se toma como supuesto del estudio. Las tablas mostradas a continuación resumen los principales datos y supuestos de una central a carbón, en cuanto a: inversiones, costos fijos y características del despacho. INVERSIÓN 1ª Unidad COSTOS FIJOS en Millones US$/año 1ª Unidad

Costo Directo de la Central (kUS$) 502730 CENTRAL 4,60Contrato Central carbón 354283 Operación y Mantenimiento 4,60Derechos de internacion 15013 Personal y gastos asociados 2,63Gastos puertos y bancos 8340 Insumos, gastos mantención 0,73Transporte local (Chile) 2941 Seguros de operacion 0,77Sitio+Materiales Nacionales 23173 Mant. Desulfurac 0,37Obras civiles y montajes y puesta en servici 33348 Impuestos 0,10Montaje y puesta en servicio 28408 PEAJES 0,00Otros contratos 10846 LINEA 0,81Administración del propietario 4705 COYM 0,71Ingenieria e inspeccion 7881 Otros Costos Fijos 0,10Imprevistos 13792 TOTAL COSTOS FIJOS 5,41

Costo Directo Línea (kUS$) 35661ENERGIA Y POTENCIA

Costo directo total 538391Potencia bruta ISO 345 MW

Inversión total, incluídos IDC (kUS$) 611904 Degradación 0,00% 0,00 1013 mb (nivel mar)Peso relativo 0,0% Consumo propio -7,00% -24,15 15 ° C

Central 14,2% 574014 Pérdida trafo -0,40% -1,28 60%Línea 6,3% 37890 Tasa salida forzada 2,50%Otros costos 0 Mantención 30 días

Generación 2252,0 GWh

Posteriormente se realiza la simulación dentro del SIC de las centrales nucleares. Las páginas siguientes muestran los flujos y resultados obtenidos para un LWR y un CANDU, a las tasas del 12%, 9% y 6,5% y a distintos precios de yellowcake.

Potencia Instalada MW 1000 Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación Tasa de descuento 12,0% d.i.

Potencia Neta (en bornescentral) MW 929 modelado con 5% de pérdidas

Dias de mantenimiento días /año 28 Factor de ajuste (x menores pérdidas): Inversión LWR: 2503 MMUS$

TSF % 1,8% energía -2,00% (3% pérdidas en el enlace)

Consumo específico Kg/kWh 2,53E-06 potencia 0,00%

NEGOCIO DE GENERACION unidades -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Unidades físicas

Energía media anual total Inyectada GWh 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933 6933

Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%

Potencia firme MW 543 543 543 543 543 543 543 543 543 543 543 543 543 543 543

Reconocimiento pot. firme 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58% 58%

Precios medios

Inyección energía mills/kWh 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8 58,8

Inyección potencia US$/kW/año 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7 66,7

Inyección monómico mills/kWh 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0

Costo variable declarado al CDEC mills/kWh 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3

Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0

Inyección energía al CDEC MMUS$ 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8 407,8

Inyección de potencia al CDEC MMUS$ 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2 36,2

Costos MMUS$ 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7 114,7

Costo variable combustible despacho MMUS$ 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8 50,8

Costo variable no combustible MMUS$ 0,3 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1

Operación y Mantenimiento MMUS$ 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3 36,3

Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3

AVNR+COyM enlace MMUS$ 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2 21,2

Flujo Operacional Generación MMUS$ 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3

VAN generación (jul-2004) MMUS$ 2807,0

Flujo Operacional Total (EBIDTA) MMUS$ 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3 329,3

Depreciacion Tributaria MMUS$ 250 252 253 254 256 257 258 260 261 262 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2

Utilidad antes impuestos MMUS$ 79,0 77,6 76,3 75,0 73,7 72,4 71,1 69,7 68,4 67,1 316,1 316,1 316,1 316,1 316,1

Impuestos MMUS$ 13,4 13,2 13,0 12,8 12,5 12,3 12,1 11,9 11,6 11,4 53,7 53,7 53,7 53,7 53,7

Utilidad después de impuestos MMUS$ 315,8 316,1 316,3 316,5 316,7 317,0 317,2 317,4 317,6 317,9 275,5 275,5 275,5 275,5 275,5

TOTAL INVERSIONES MMUS$ 2503,1 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2

Inversiones y costo de decomisión MMUS$ 2503,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2

Variaciones Capital de Trabajo MMUS$ 27,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Flujo de caja MMUS$ -2503,1 275,2 302,9 303,1 303,3 303,6 303,8 304,0 304,2 304,5 304,7 262,4 262,4 262,4 262,4 262,4

TIR despues de impuestos 11,4%

VAN MMUS$ -124,4

LWR (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto







Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0



Costos MMUS$ 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4 119,4




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 12,6 12,4 12,2 11,9 11,7 11,5 11,3 11,0 10,8 10,6 52,9 52,9 52,9 52,9 52,9




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -158,8








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0



Costos MMUS$ 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8 121,8




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 12,2 12,0 11,8 11,5 11,3 11,1 10,9 10,6 10,4 10,2 52,5 52,5 52,5 52,5 52,5




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -175,7








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0



Costos MMUS$ 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2 124,2




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 11,8 11,6 11,4 11,1 10,9 10,7 10,5 10,2 10,0 9,8 52,1 52,1 52,1 52,1 52,1




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -193,1








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0



Costos MMUS$ 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0 129,0




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 11,0 10,8 10,5 10,3 10,1 9,9 9,6 9,4 9,2 9,0 51,3 51,3 51,3 51,3 51,3




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -227,5








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0



Costos MMUS$ 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7 133,7




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 10,2 10,0 9,7 9,5 9,3 9,1 8,8 8,6 8,4 8,2 50,5 50,5 50,5 50,5 50,5




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -261,9








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0 444,0



Costos MMUS$ 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5 138,5




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 9,4 9,1 8,9 8,7 8,5 8,3 8,0 7,8 7,6 7,4 49,7 49,7 49,7 49,7 49,7




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -296,3








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 5,2 5,0 4,8 4,5 4,3 4,1 3,9 3,6 3,4 3,2 43,0 43,0 43,0 43,0 43,0




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 177,1








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 4,4 4,2 4,0 3,7 3,5 3,3 3,1 2,8 2,6 2,4 42,2 42,2 42,2 42,2 42,2




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 132,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 4,0 3,8 3,5 3,3 3,1 2,9 2,7 2,4 2,2 2,0 41,8 41,8 41,8 41,8 41,8




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 109,7








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 3,6 3,4 3,1 2,9 2,7 2,5 2,2 2,0 1,8 1,6 41,4 41,4 41,4 41,4 41,4




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 87,3








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 2,8 2,6 2,3 2,1 1,9 1,7 1,4 1,2 1,0 0,8 40,6 40,6 40,6 40,6 40,6




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 42,3








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8






Utilidad antes impuestos MMUS$ 11,6 10,3 9,0 7,6 6,3 5,0 3,7 2,4 1,0 -0,3 234,2 234,2 234,2 234,2 234,2

Impuestos MMUS$ 2,0 1,7 1,5 1,3 1,1 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 39,8 39,8 39,8 39,8 39,8




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -2,6








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6 380,6



Costos MMUS$ 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8






Utilidad antes impuestos MMUS$ 6,8 5,5 4,2 2,9 1,6 0,2 -1,1 -2,4 -3,7 -5,0 229,4 229,4 229,4 229,4 229,4

Impuestos MMUS$ 1,2 0,9 0,7 0,5 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 36,9 39,0 39,0 39,0 39,0




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -47,7








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2 114,2




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8






Utilidad antes impuestos MMUS$ -7,1 -8,4 -9,8 -11,1 -12,4 -13,7 -15,0 -16,4 -17,7 -19,0 203,9 203,9 203,9 203,9 203,9

Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 12,5 34,7 34,7 34,7 34,7




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 491,7

LWR (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto







Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0 119,0




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,5 33,8 33,8 33,8 33,8




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 430,0








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4 121,4




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 32,5 33,4 33,4 33,4




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 399,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7 123,7




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 27,7 33,0 33,0 33,0




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 368,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5 128,5




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18,0 32,2 32,2 32,2




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 306,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3 133,3




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 8,2 31,4 31,4 31,4




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 244,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2 331,2



Costos MMUS$ 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0 138,0




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 29,1 30,6 30,6




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 182,2




Dias de mantenimiento días /año 28 Factor de ajuste (x menores pérdidas): Inversión Candu: 1510 MMUS$




Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8 83,8




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 9,1 8,9 8,7 8,5 8,2 8,0 7,8 7,6 7,3 7,1 32,6 32,6 32,6 32,6 32,6




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -72,5

CANDU (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos







Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 8,8 8,6 8,4 8,2 7,9 7,7 7,5 7,3 7,0 6,8 32,3 32,3 32,3 32,3 32,3




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -86,0








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6 86,6




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 8,7 8,4 8,2 8,0 7,8 7,5 7,3 7,1 6,9 6,6 32,1 32,1 32,1 32,1 32,1




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -92,7








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5 87,5




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 8,5 8,3 8,1 7,8 7,6 7,4 7,2 6,9 6,7 6,5 31,9 31,9 31,9 31,9 31,9




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -99,5








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4 89,4




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 8,2 8,0 7,7 7,5 7,3 7,1 6,8 6,6 6,4 6,2 31,6 31,6 31,6 31,6 31,6




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -113,0








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3 91,3




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 7,9 7,6 7,4 7,2 7,0 6,7 6,5 6,3 6,1 5,9 31,3 31,3 31,3 31,3 31,3




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -126,5








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6 288,6



Costos MMUS$ 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1 93,1




Peaje SIC MMUS$ 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3 4,3







Impuestos MMUS$ 7,6 7,3 7,1 6,9 6,7 6,4 6,2 6,0 5,8 5,5 31,0 31,0 31,0 31,0 31,0




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -140,0








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 3,6 3,4 3,2 3,0 2,7 2,5 2,3 2,1 1,8 1,6 25,7 25,7 25,7 25,7 25,7




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 80,1








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 3,3 3,1 2,9 2,6 2,4 2,2 2,0 1,8 1,5 1,3 25,3 25,3 25,3 25,3 25,3




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 62,5








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 3,2 2,9 2,7 2,5 2,3 2,0 1,8 1,6 1,4 1,1 25,2 25,2 25,2 25,2 25,2




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 53,6








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 3,0 2,8 2,6 2,3 2,1 1,9 1,7 1,4 1,2 1,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 44,8








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 2,7 2,5 2,2 2,0 1,8 1,6 1,3 1,1 0,9 0,7 24,7 24,7 24,7 24,7 24,7




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 27,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 2,4 2,1 1,9 1,7 1,5 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 9,6








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4 247,4



Costos MMUS$ 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 2,0 1,8 1,6 1,4 1,2 0,9 0,7 0,5 0,3 0,0 24,1 24,1 24,1 24,1 24,1




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ -8,1








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3 83,3




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,5 20,2 20,2 20,2




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 157,2

CANDU (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos







Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2 85,2




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 6,7 19,9 19,9 19,9




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 132,9








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1 86,1




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 4,8 19,7 19,7 19,7




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 120,7








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0 87,0




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,9 19,6 19,6 19,6




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 108,6








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9 88,9




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18,3 19,2 19,2




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 84,2








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8 90,8




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 14,2 18,9 18,9




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 59,8








Unidades físicas


Factor de planta 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85% 85%



Precios medios





Ingresos MMUS$ 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3 215,3



Costos MMUS$ 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7 92,7




Peaje SIC MMUS$ 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8







Impuestos MMUS$ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 10,1 18,6 18,6




CAPEX MMUS$ 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2 13,2




VAN MMUS$ 35,3


ESTUDIO EXPLORATORIO DE UNA CENTRAL … · GUÍA: PABLO DAUD M. ... los reactores nucleares son...

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