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TESIS DE GRADO MAGISTER EN ECONOMIA

Diciembre 2007

2

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE I N S T I T U T O D E E C O N O M I A MAGISTER EN ECONOMIA

Título de la Tesis

Análisis Económico Comparado del Uso de la Energía Nuclear para la Generación Eléctrica

Nombre Alumno Juan José Donoso Rodríguez

Comisión Miguel Fuentes

Gert Wagner

Diciembre 2007

3

Resumen Ejecutivo El propósito de este trabajo es determinar si la nucleoelectricidad es competitiva a nivel

de costos, comparada con las tecnologías alternativas existentes en el mercado. Para esto

se utiliza un análisis de flujo de caja que determina el costo real actualizado de

generación de electricidad para cada alternativa evaluada, encontrándose evidencia a

favor de las plantas nucleares, siendo el costo de éstas totalmente competitivo en la

situación energética actual. Los resultados son robustos a las especificaciones de costos y

de precios de los combustibles.

4

Índice

I. Introducción 5 II. Análisis económico comparado de la nucleoelectricidad 8 2.1 Energía nuclear versus combustibles fósiles 8 2.2 Análisis comparado del costo de la nucleoelectricidad 11 2.2.1 Metodología 11 2.2.2 Caso base y sus supuestos 13 2.2.3 Resultados caso base 27 2.3 Análisis de sensibilidad 28 2.4 Reactores nucleares avanzados 39 III. Conclusiones 43 IV. Discusión 46 V. Referencias 48

5

I. Introducción

Chile en la actualidad ha reflotado el debate acerca de la viabilidad de

implementar plantas nucleares para generar energía eléctrica, una discusión que en el país

no es nueva y que vio sus primeras luces hace ya varias décadas1. A nivel gubernamental

ya se han tomado decisiones: desde diciembre de 2006 hasta septiembre de 2007

funcionó el Grupo de Trabajo en Núcleo-electricidad para el estudio de la energía nuclear

y su viabilidad en Chile, a cargo de Jorge Zanelli2, el cual entregó un informe con las

oportunidades y desafíos que esta presenta.

Entonces, el objetivo central de este trabajo es hacer un aporte al análisis de la

energía nuclear desde un punto de vista económico, intentando responder de manera

directa a la pregunta de si la nucleoelectricidad es competitiva a nivel de costos,

comparada con las tecnologías alternativas existentes en el mercado.

La relevancia de la pregunta a responder se fundamenta en tres dimensiones que

afectan directamente a la investigación. En primer lugar, los estudios muestran que la

demanda por electricidad seguirá creciendo fuertemente con los años. Actualmente Chile

duplica su demanda energética cada 12 años, lo que significa requerimientos del orden de

500 Megawatt (MW) anuales. En una década más, cada año deberá agregar alrededor de

1 Gigawatt (GW)3, a pesar de las medidas de ahorro y de eficiencia energética que se

adopten. El creciente consumo de energía hace que se eleve la posibilidad de enfrentar un

desabastecimiento eléctrico debido fundamentalmente a que el crecimiento a través de las

centrales fósiles es insuficiente; a que existen unos 20 GW de hidroelectricidad potencial,

parte de los cuales se estima improbable de aprovechar, y finalmente a que solo existen

algunos GW de recursos renovables intermitentes. La conclusión que se desprende de

esto es que no se aprecian muchas más posibilidades para crecer tomando como base las

tecnologías actuales4.

1 Para una revisión histórica detallada de la evaluación de la energía nuclear en Chile ver Anexo 7. 2 La Comisión estaba formada por Ingrid Antonijevic, Ricardo Baeza, Carolina Echeverría, Claudio Gambardella, Pío Infante, Alejandro Jadresic, Alejandro Jofré, Cristián Martínez, Andrés Stutzin, Claudio Tenreiro y Jorge Zanelli, quien la presidió. 3 Un Gigawatt corresponde a 1000 Megawatt (109 watts). 4 Vergara, Julio (2006), “Energía Nuclear: Nueva fuente energética para Chile”, en Seminario LyD-Expansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006.

6

Segundo, las restricciones en el envío de gas natural por parte de Argentina desde

abril de 2004 �y que durante el año 2007 han llegado al 100% en algunas ocasiones5�,

han generado una serie de consecuencias que van desde la construcción por parte de

ENAP de una planta regasificadora de gas natural licuado (GNL) en Quintero, hasta

efectos en el sector privado, el cual se ha visto en ocasiones obligado a operar las

centrales a gas con diesel y a reactivar el rol del carbón, lo que ha llevado al aumento en

los costos de operación del sector por alzas en los precios de los combustibles.

Por último, el componente medioambiental adquiere relevancia dentro de este

análisis. Debido a las limitaciones existentes para cubrir el aumento en la demanda

energética solo a través de hidroelectricidad, se ha producido un aumento en la

construcción de centrales a carbón y a gas natural, que son grandes fuentes emisoras de

dióxido de carbono, gas de efecto invernadero (GEI) que produce calentamiento global.

Si tomamos en cuenta el Protocolo de Kyoto (1990), el compromiso contraído por los

países firmantes fue reducir las emisiones de anhídrido carbónico en 5,2% respecto a ese

año, para el año 2012. Chile no solo no ha reducido sus emisiones, sino que estas han

aumentado en un 70%; todo esto se traduce en un escenario complejo de enfrentar para el

caso que en 2012 se pretenda firmar un protocolo más exigente que el de Kyoto,

especialmente con respecto a las emisiones de GEI. Es por esto que ya en algunos países

se avanza en estudiar sistemas que capturan parte de las emisiones GEI, lo que consume

más energía y aumenta sus costos, o directamente analizando gravar las emisiones de

carbono de las centrales. Luego, será clave en este estudio incorporar esta actualidad en el

análisis de costos, y aportar en la discusión que el país debe llevar adelante en los

próximos años.

El desarrollo de este análisis se basa en el modelo especificado en MIT (2003b),

llamado por los autores “Merchant Cash Flows model”, donde se determina el costo

actualizado real de todo el ciclo de vida de una central nuclear, comparado con una

central a carbón y una central a gas natural, asumiendo parámetros y valores que un

inversionista privado esperaría usar hoy para evaluar el costo de estas diferentes

alternativas de generación de electricidad.

5 Ver Gráfico 3.3 en el Anexo 3.

7

Así, la sección II de este trabajo describe el modelo, presentando los detalles y

valores supuestos, para luego mostrar los resultados obtenidos y ahondar en un análisis de

sensibilidad que presenta escenarios amplios para capturar toda la diversidad posible.

Luego, en la sección III se exponen las conclusiones del trabajo, para terminar con

algunas discusiones propuestas en la sección IV.

8

II. Análisis económico comparado de la nucleoelectricidad

A continuación se procede a evaluar el costo de generar electricidad a partir de la

energía nuclear, discutiéndose en la sección 2.1 con qué tecnologías alternativas de

generación debe ser comparada. Luego, en la sección 2.2 se presenta el modelo, sus

supuestos y los resultados que entrega, seguido por un análisis de sensibilidad en la

sección 2.3, que pretende abarcar escenarios amplios y probar la robustez de los

resultados encontrados. Por último, la sección 2.4 analiza la instalación de reactores

nucleares avanzados, aportando resultados sorprendentes.

2.1 Energía nuclear versus combustibles fósiles

Para estudiar la viabilidad económica de la instalación de centrales nucleares para

la generación eléctrica es necesario confrontar esta opción con tecnologías alternativas,

con el fin de determinar si es competitiva en las condiciones actuales de la industria. Es

por esto que el primer paso a dar es establecer cuáles son las centrales que competirían en

este escenario con la energía nuclear.

Para responder esta pregunta debemos adentrarnos en los procesos actuales y

futuros de nuestro sector eléctrico, y así estudiar sobre la base de qué tecnologías se están

cubriendo los requerimientos de generación de electricidad y con cuál de estas

alternativas competiría la energía nuclear.

Como ya se dijo antes, Chile tiene requerimientos cercanos a 500 MW anuales,

valor que aumentará a 1 GW en una década más. Podemos ver en las estimaciones hechas

por el Informe del Grupo de Trabajo en Núcleo-electricidad6, en el Gráfico 2.1.1,

tomando en cuenta un crecimiento de la demanda energética de 4,6%, que ya para el año

2023 se duplican los requerimientos de energía eléctrica y se triplican pasado el 2030.

Esta necesidad de potencia instalada aumenta aún más cuando se supone un crecimiento

de la demanda como el que hemos venido experimentando en los últimos años, de 5,6%,

duplicándose los requerimientos hacia el año 2021.

6 “La opción núcleo-eléctrica en Chile”, Informe, Grupo de Trabajo en Núcleo-electricidad, Septiembre 2007.

9

Este fuerte aumento de la demanda debe ser contrastado con la evolución de la

potencia instalada para la generación eléctrica. Actualmente, la capacidad de generación

del país es de 13.852 MW7, donde el Sistema Interconectado Central (SIC) representa un

65,3%; el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) un 26% y juntos los sistemas

de Aysén y Magallanes no alcanzan a ser un 1%.

Gráfico 2.1.1 Escenarios de demanda SIC más SING8

Fuente: Informe del Grupo de Trabajo en Núcleo-electricidad.

Cabe preguntarse entonces sobre la base de qué tipo de centrales los inversionistas

privados esperan cubrir este aumento proyectado en la demanda por electricidad. La

respuesta a esta pregunta es clara: por el momento la Comisión Nacional de Energía

(CNE) estima que de aquí a 2018 entren a operar 9.645 MW, desglosados según lo que

muestra la Tabla 2.1.1. De los antecedentes mostrados se desprenden varias conclusiones

importantes: primero, aunque en la actualidad la hidroelectricidad representa más de un

50% de la generación del sistema9, el crecimiento esperado para esta tecnología durante

la próxima década es de solo un 11,4%. Esto debido principalmente a que en la

actualidad solo existen cerca de 20 GW de hidroelectricidad potencial, parte de los cuales

7 En este valor se consideran los autoproductores. Para más detalle del sector eléctrico, ver Anexo 1. 8 Se estiman dos escenarios de demanda: la curva azul (arriba) se calcula estimando un crecimiento de la demanda por electricidad de 5,6%; la curva roja (abajo) se calcula tomando en cuenta un crecimiento de la demanda de 4,6%. 9 Ver Gráfico 1.2 del Anexo 1.

10

se estima improbable de aprovechar10. Luego, la energía hidroeléctrica no representa una

alternativa cierta en el mediano y largo plazo para cubrir los requerimientos de

generación, por lo que no es competencia directa para la energía nuclear.

Segundo, los datos de la Tabla 2.1.1 muestran que el crecimiento en la capacidad

instalada vendrá principalmente de las centrales fósiles, con un 87,2%. Del total de

proyectos a realizarse, las centrales a carbón aportan el 44,3%, seguidas por un 34,9%

para las centrales a gas. Queda claro, entonces, que la instalación de una central nuclear

entraría a competir directamente con los dos combustibles antes mencionados, quienes

actualmente son los llamados a cubrir nuestras necesidades de generación eléctrica en el

mediano y largo plazo.

Es por esta razón que en el análisis de costos de la generación de electricidad se

contrasta la energía nuclear con las centrales a carbón y a gas natural, dejándose de lado

la hidroelectricidad.

Por último, y a la luz de los antecedentes entregados, surge una pregunta

subyacente a la que se intenta responder en este trabajo. Como ya se dijo antes, los

requerimientos para el 2020 son de cerca de 13.000 MW más en nuestra matriz, por lo

que las construcciones de centrales esperadas están cerca de ese nivel o por debajo. En el

caso de atrasarse algunos de estos proyectos, esto podría redundar en aumentos en la

probabilidad de déficit de abastecimiento eléctrico. En el trabajo desarrollado por

Galetovic et al. (2006), se estudia la probabilidad de déficit mensual en el abastecimiento

10 Vergara, Julio (2006), “Energía Nuclear: Nueva fuente energética para Chile”, en Seminario LyD-Expansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006.

Tabla 2.1.1 Proyección del crecimiento de la capacidad instalada al 2018 según tipo de central

Tipo de Central Capacidad (MW) Número de Proyectos Carbón 4.269 16 Diesel 774 9 Eólica 148 6 Gas 3.370 6 Geotérmica 260 8 Hidroeléctrica 1.100 8 Total 9.645 56 Fuente: CNE

11

eléctrico del SIC, llegándose a encontrar una probabilidad de déficit de casi 20% cuando

las obras se atrasan en solo seis meses11. Esto, ciertamente, nos alerta con respecto a

cómo se enfrentará el futuro en cuanto a la construcción de nuevas centrales en el parque

de generación eléctrica, y a la factibilidad de enfrentar estas necesidades solo a base de

nuevas centrales fósiles, hidroeléctricas y lo que se logre en energías renovables no

convencionales (ERNC)12.

2.2 Análisis comparado del costo de la nucleoelectricidad

Como ya se discutió en la sección anterior, se comparará el costo de una planta de

energía nuclear, el de una planta a carbón y el de una central a gas.

Para llevar a cabo de buena forma esta evaluación, el modelo a utilizar debe

proporcionar flexibilidad para especificar de manera realista características típicas de un

proyecto privado como los términos de la deuda contraída y los retornos esperados por

los inversionistas según el capital aportado, factores que las empresas privadas tendrán en

cuenta a la hora de evaluar un proyecto de esta naturaleza. Unido a lo anterior, se deben

establecer supuestos y recolectar información que representen de manera fidedigna los

costos que enfrentarán los inversionistas al desarrollar cada una de estas centrales.

2.2.1 Metodología

Para lograr una especificación con las características antes descritas, se va a

utilizar el modelo adoptado en MIT (2003b), llamado “Merchant Cash Flows model”,

desarrollado en forma extensiva en el Anexo 9.

El análisis que proviene de este modelo no tiene por fin producir resultados

exactos, sino más bien establecer un rango razonable de estimaciones, con la opción de

11Para más detalles ver Anexo 2. 12Emerge entonces la necesidad de preguntarse qué tan costoso para el país sería enfrentar desabastecimiento eléctrico y si ese costo supera el de incorporar tecnologías potencialmente más costosas que las actuales pero que permitan cubrir la creciente demanda eléctrica. Aunque este trabajo no pretende responder esta pregunta, creo que es importante para el país responderla, y este trabajo puede ser un primer paso para encontrar respuestas.

12

variar los supuestos utilizados y poder reflejar las incertidumbres y volatilidades de los

costos de operación y construcción.

El modelo calcula el costo real actualizado (CRA) de un proyecto, usando un

análisis de flujo de caja, donde los ingresos y gastos son proyectados a lo largo de la vida

de la planta y descontados a tasas suficientes para satisfacer las obligaciones de la deuda

y el retorno esperado por los inversionistas.

Para calcular el CRA primero es necesario generar los flujos de caja durante la

vida de la central. Estos flujos son generados primero en dólares nominales para poder

calcular los impuestos corporativos apropiadamente, y luego son ajustados a valores

reales usando la tasa de inflación asumida en este trabajo, que es de 3%. Una vez

obtenido el flujo de impuestos a pagar, se obtienen las series de costos en valores reales,

esto es, eliminando la influencia de la inflación.

Obtenidas las series de costos en valores reales, podemos calcular el costo real

actualizado. La fórmula aplicada para calcular el CRA es la siguiente13:

1` a

CRA =

Xt = 1

40 Ca t + Co t + Cpt

1 + ref

b ctfffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffHJ

IK+X

t = 1

N

Cct A 1 + r i

b ctD E

Xt = 1

40 E t

1 + ref

b ctffffffffffffffffffffffffffffffffHJ

IK

fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff

Con: Cat= Gastos en capital en el año t proveniente del pago de intereses y pagos del

principal de la deuda. Los valores que determinan estos pagos son explicitados en la

Tabla 8.1 del Anexo 8, y son discutidos en la sección siguiente.

Cot= Gastos en combustible en el año t14. Los valores adoptados en este costo se discuten

en la sección siguiente.

Cpt= Gastos operativos en el año t, que incluye los costos de operación y mantención

fijos y variables, el costo en capital incremental y el pago de impuestos (en el caso

13 Esta metodología es ampliamente utilizada a nivel internacional para la evaluación de este tipo de proyectos. Ver IEA y OECD-NEA (2005), Apéndice 5. 14 Para una descripción detallada del cálculo de este costo ver Anexo 9, sección 9.4.

13

nuclear además se agrega la cuota de residuos nucleares y el costo de desmantelamiento).

Para una descripción en detalle del cálculo de estos costos ver Anexo 9, sección 9.4.

Cct= Gastos en capital en el año t provenientes de la construcción de la central y que son

afrontados por el inversionista. Según sea la cantidad de años que demora la construcción

de la planta para cada tipo de tecnología, N toma el valor de 5, 4 o 2 años. Los supuestos

detrás del cálculo de este ítem se desarrollan en la sección 9.1 del Anexo 9.

Et= Generación de electricidad en el año t15.

ri= Tasa de descuento real del inversionista.

ref= Tasa de descuento real efectiva (se supone una sola tasa a lo largo de todo el

proyecto).

2.2.2 Caso base y sus supuestos

Se presenta a continuación el “caso base” a analizar, que determina el costo

actualizado real de todo el ciclo de vida de las plantas, asumiendo parámetros y valores

que un inversionista esperaría usar hoy para evaluar el costo de estas diferentes

alternativas de generación de electricidad.

La Tabla 2.2.2.1 muestra un detalle con los valores y supuestos asumidos para el

caso base, tomando en cuenta las tres alternativas de generación de electricidad, medido

en dólares estadounidenses (US$) del año 2007.

Se ha supuesto para las tres tecnologías una capacidad neta de la planta de 1000

MW, teniendo una vida útil cada planta de 40 años. Esto permite comparar los costos de

las tecnologías de mejor manera y evita diferencias por tener diferencias en capacidad de

generación de electricidad o por funcionar una distinta cantidad de años. Además, se ha

supuesto en el caso base una capacidad de la planta �que corresponde a la cantidad de

horas que opera al año la planta� de 85%, basado en el rendimiento promedio que

presentan las centrales mostrado tanto en MIT (2003b) como en IEA y OECD-NEA16

(2005).

15 El cálculo de la generación de electricidad anual por parte de las centrales se muestra en Anexo 9, sección 9.6. 16 La IEA es la Agencia de Energía Internacional, que trabaja al amparo de la OECD (Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico) al igual que la NEA (Agencia de Energía Nuclear).

14

Tabla 2.2.2.1 Datos caso base Inflación: 3% Tasa de impuesto a las empresas: 17% Capacidad neta planta: 1000 MW Capacidad de la planta: 85% Tasa de crecimiento costo O&M: 1% real Vida de la planta: 40 años Nuclear Costo de construcción US$ 2000/kW Costo del combustible US$ 0,6/mmBTU (tasa crecimiento: 0,5% real) Costo O&M US$ 0,893 cents/kWh Costo de desmantelamiento US$ 490 millones Cuota de residuos US$ 0,1 cents/kWh Años de construcción 5 Datos financieros Retorno patrimonio: 15% nominal Tasa deuda: 6% nominal Relación deuda/patrimonio: 40% Carbón Costo de construcción US$ 1600/kW Costo del combustible US$ 2,95/mmBTU (tasa crecimiento: 0,5% real) Costo O&M US$ 0,647 cents/kWh Años de construcción 4 Datos financieros Retorno patrimonio: 12% nominal Tasa deuda: 6% nominal Relación deuda/patrimonio: 40%

Gas Natural17 Costo de construcción US$ 650/kW Costo del combustible (1) Precio Normal: US$ 7,0/mmBTU (crecimiento 1,0% real) (2) Precio Elevado: US$ 8,0/mmBTU (crecimiento 1,5% real) Costo O&M US$ 0,553 cents/kWh Años de construcción 2 Datos financieros Retorno patrimonio: 12% nominal Tasa deuda: 6% nominal Relación deuda/patrimonio: 40%

17 Central a gas de ciclo combinado, CCGT por su sigla en inglés.

15

Por último, para los costos de operación y mantención (O&M) se ha supuesto una

tasa de crecimiento real de 1% para todas las tecnologías, tal como se supone en MIT

(2003b), especialmente debido al envejecimiento relativo de los equipos, siendo este

proceso similar en las tres centrales analizadas.

Los costos de capital supuestos para las distintas centrales varían

considerablemente entre una y otra. El costo de capital considerado para la planta nuclear

es de US$ 2000/kW18, cifra consistente con valores entregados por la Administración de

Información de Energía de Estados Unidos (EIA, por su sigla en inglés) y está por sobre

el promedio de los datos entregados por la IEA y OECD-NEA (2005); en este reporte, los

costos fluctúan entre los US$ 1000/kW y US$ 2000/kW. Dado que sería la primera planta

nuclear del país, es esperable que haya un costo importante de aprendizaje en la primera

etapa, tomando en cuenta además la característica sísmica de nuestro territorio, lo que

aumenta los costos por sobre el promedio debido a los estudios sismológicos que tendrán

que realizarse. Aun así, hay evidencia de plantas con costos menores al supuesto, por lo

que es probable lograr costos menores en este punto, lo que será examinado en el análisis

de sensibilidad. El costo de construcción overnight tanto para la planta a carbón como

para la planta a gas natural es cercano a los valores entregados por la IEA y OECD-NEA

(2005), siendo de US$ 1600/kW el primero, y US$ 650/kW el segundo. Los calendarios

de gastos en la construcción de la planta para las tres tecnologías se muestran en la Tabla

2.2.2.2, y son concordantes con lo supuesto en MIT (2003b).

Para llevar a cabo una evaluación económica a 40 años, tal como se pretende

desarrollar, se deberá tener en cuenta la disponibilidad que existe �y que se estima

18 Este costo de capital es comúnmente llamado overnight capital cost, lo que significa que el costo es considerado sin tomar en cuenta los intereses durante la construcción, como si el proyecto fuese hecho “en una noche”.

Tabla 2.2.2.2 Calendario de gastos en la construcción de la planta (% del costo de construcción overnight)

Nuclear Carbón Gas CCGT -5 9,55% - - -4 25,00% 10% - -3 30,90% 20% - -2 25,00% 25% 50% -1 9,55% 40% 50%

16

existirá� de los combustibles considerados en el estudio y la evolución de sus precios.

En la actualidad, cerca de un 74% del gas natural proviene del extranjero y un

92% del carbón también es externo, y la evolución comparada de sus precios en los

últimos dos años la muestra el Gráfico 2.2.2.1, donde se aprecia una escasa variación para

el precio del carbón, mientras que el gas natural proveniente de Argentina ha aumentado

su precio en casi un 200%. El gas natural transado en Henry Hub �punto de fijación de

precios de contratos futuros de gas natural transados en el New York Mercantile

Exchange (NYMEX), relevante para las importaciones de GNL� ha tenido una fuerte

fluctuación hacia fines de 2005, pero durante 2006 y 2007 se ha mantenido más estable y

ha vuelto a los niveles que tenía a principios de 2005.

La disponibilidad a corto plazo de estos combustibles es dispar: mientras respecto

del carbón no se esperan problemas en su suministro, con el gas natural la situación es

distinta. Actualmente Argentina es nuestro principal proveedor de este combustible y en

el pasado ya hemos enfrentado problemas en estos envíos.

Gráfico 2.2.2.1 Evolución precio de los energéticos

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

Jan-

05

Mar-0

5

May-0

5Ju

l-05

Sep-0

5

Nov-0

5

Jan-

06

Mar-0

6

May-0

6Ju

l-06

Sep-0

6

Nov-0

6

Jan-

07

Mar-0

7

May-0

7Ju

l-07

Sep-0

7

Carbón GN Argentina GN Henry Hub Spot

Fuente: Elaboración propia19

19 Para la construcción del gráfico, se utilizó como base los precios de enero de 2005. El precio del carbón es medido en US$/ton. El precio del gas natural Argentina corresponde al precio CIF del energético importado desde Argentina por la zona centro del país, medido en US$/mmBTU, mientras que GN Henry Hub Spot es el índice de precio para gas natural Henry Hub Spot, determinado por el promedio mensual de las transacciones spot diarias de Henry Hub (USA) publicado en “Daily Gas Price Index” por NGI Intelligence.

17

Según estimaciones de Endesa Chile20 �en el balance de disponibilidad de gas en

la región para el año 2010�, el flujo proveniente de Argentina será cero, lo que será

compensado con el GNL que vendrá del exterior y que será regasificado en plantas

actualmente en construcción21. Luego, para darle sustentabilidad al análisis de costos se

contrastará la planta nuclear con una planta a GNL y no a gas natural, lo que se traduce

en que el precio del combustible será acorde a lo mostrado en la Tabla 2.2.2.3.

Para la evaluación de los proyectos, en el caso de la planta a carbón se supone un

precio inicial de US$ 76 por tonelada �lo que corresponde a un precio de US$ 2,95 por

millón de BTU22�, según los valores proyectados por la CNE sobre la base de las

estimaciones hechas por Purvin and Gertz23; siendo estas estimaciones las más confiables

que existen en la actualidad. Unido a esto, se supone una tasa de crecimiento de 0,5%

anual del precio del carbón, basado en estimaciones hechas en MIT (2003a) donde se

estudia la evolución del precio del carbón a nivel mundial.

Para el GNL se suponen dos escenarios, uno de precio normal de US$ 7,0 por

millón de BTU, establecido a partir

de las estimaciones de la CNE

basadas en el precio promedio

futuros NYMEX para Henry Hub, y

de una proyección ENAP basada en

World Mackenzie25. A este valor se

le debe agregar una estimación del

costo de regasificación y

almacenamiento del GNL en nuestro país, valor que se estima bordeará el US$ 1 por

20 En http://www.endesa.cl, “Situación Regulatoria en la Gestión de Energía en Latinoamérica”, Septiembre 2007. 21 Actualmente ENAP construye un terminal de regasificación de GNL en Quintero, que se espera entre en plena operación hacia fines de 2009. 22 Para obtener este valor se ha supuesto un poder calórico para el carbón de 6.500 kcal/kg; luego, una tonelada es equivalente a 6,5 millones de kcal. Además 1 British Thermal Unit (BTU, unidad estándar de energía comúnmente usada en USA) = 0,252 kcal., luego 6,5 millones de kcal representan 25,79 millones de BTU. Por lo tanto, el costo de una tonelada de carbón supuesto, US$ 76, es el mismo para los 25,79 millones de BTU. Entonces, el costo del millón de BTU generado por el carbón es de US$ 2,95. 23 Ver Informe Técnico Definitivo Fijación de Precios de Nudo, Abril de 2007, CNE. 24 Este valor no incluye el costo de regasificación. 25 Consultora de energía, Edimburgo. Ver Informe Técnico Definitivo Fijación de Precios de Nudo, Abril de 2007, CNE.

Tabla 2.2.2.3 Proyección de precios GNL y carbón

Año GNL24 US$/mmBTU

Carbón US$/ton

2008 8,53 77,85 2009 8,23 80,20 2010 7,90 75,83 2011 7,63 75,83 2012 7,46 75,83 2013 en adelante 6,00 75,83 Fuente: CNE

18

millón de BTU, según estimaciones preliminares de las empresas involucradas en la

planta de regasificación. Por último se estima un crecimiento del precio a una tasa de

1,0% anual, valor acorde a lo referido por los países encuestados en IEA y OECD-NEA

(2005) para las próximas décadas.

Hay estimaciones que esperan mayores valores para el GNL debido

principalmente a mayores costos provenientes del transporte de este combustible y de la

construcción de la planta de regasificación26.

Para capturar esta posibilidad se estima un escenario de precio elevado del GNL,

cuyo precio base será de US$ 8,0 por millón de BTU, creciendo a un 1,5% real anual.

Esto permitirá ver qué tan costosa puede llegar a ser una central a GNL en el caso de

enfrentar precios mayores a los que se estima hoy serán en el futuro, especialmente

debido a que existen variables difíciles de controlar, como la cantidad de buques de

transporte del gas y la demanda a nivel mundial por este combustible.

Las restricciones a los envíos de gas natural impuestas por Argentina son un claro

ejemplo de las dificultades que genera la actual configuración de nuestra matriz

energética27. Nuestros principales energéticos tienen una gran dependencia del exterior,

lo que se traduce en una dificultad para asegurar el abastecimiento de estos combustibles.

Este problema no se resuelve con una central nuclear por el combustible que

utiliza, esto es el uranio, debido a que se ha supuesto en este análisis que el

abastecimiento de este mineral será externo, y que no habrá producción interna del

mismo, lo que significa que se pasará a depender en un 100% de la disponibilidad

internacional que exista del combustible.

El costo del combustible nuclear proviene de cuatro componentes: el costo de

extracción del uranio; un posterior proceso de conversión; el enriquecimiento y por

último su fabricación. Como se puede apreciar en el Gráfico 2.2.2.2, los costos del

proceso de conversión se han mantenido estables en torno a los US$ 13, siendo el costo

del mineral (U308) el que ha subido fuertemente en los últimos años, alcanzando un valor

sobre los US$ 90 en la actualidad.

26 Vergara, Julio (2006), “Energía Nuclear: Nueva fuente energética para Chile”, en Seminario LyD-Expansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006. 27 Ver el Anexo 3 para un análisis más detallado de la dependencia energética del país.

19

Gráfico 2.2.2.2 Evolución precio del uranio

Fuente: www.uranium.info, Trade Tech.

La evolución del costo de enriquecimiento del combustible nuclear se presenta en

el Gráfico 2.2.2.328, valor que ha subido considerablemente desde 2005 en adelante.

Gráfico 2.2.2.3 Evolución costo del enriquecimiento del uranio

Fuente: www.uranium.info, Trade Tech.

Por último, una vez realizados los procesos anteriores, se procede a la fabricación

del combustible, que en los últimos años ha tenido un costo que está en un rango entre los

US$ 200 y US$ 300 por kilo de combustible nuclear según IEA y OECD-NEA (2005) y

WNA Report (2005).

Tomando en cuenta estas evoluciones en los costos de los procesos de producción

del combustible nuclear y basado en las estimaciones para los próximos años de

28 SWU es la sigla en inglés para Separative Work Unit, que es función de la cantidad de uranio procesado, la composición de este material, y del grado al cual es enriquecido. Es una medida estándar del combustible nuclear en su proceso de enriquecimiento.

20

Uranium-Info Trade Tech y de Ortiz (2006), se estima un valor de US$ 105 para el costo

del mineral, de US$ 13 para el proceso de conversión, un costo de enriquecimiento de

US$ 153 y por último un costo de fabricación del combustible de US$ 300. Esto genera

un precio de US$ 0,6 por millón de BTU para el combustible nuclear29, con un

crecimiento de 0,5% anual del precio de este combustible debido a las estimaciones de

crecimiento del costo de los procesos antes mencionados30.

Los costos O&M para la central nuclear alcanzan un valor cercano a los 0,893

centavos de dólar por kWh, descomponiéndose en un costo fijo de US$ 63/kW al año y

un costo variable de US$ 0,047 centavos/kWh. La experiencia reciente de los reactores

nucleares en Estados Unidos muestra que el cuartil de menor costo de O&M (incluyendo

el combustible) tiene valores cerca de 1,3 centavos de dólar por kWh, valor al cual los

reactores en el país podrían acercarse, pero sería factible con una probabilidad baja en

una primera etapa. En el caso de la central a carbón este costo es de 0,647 centavos de

dólar por kWh y en la planta a gas natural es de 0,553 centavos de dólar por kWh. Estos

valores son los establecidos en MIT (2003b) y son plenamente vigentes en la actualidad.

Para el caso específico de la planta nuclear se considera el manejo de los residuos

radiactivos31, tomando en cuenta el costo de desmantelamiento de la central y el costo de

la disposición de residuos. Este es un tema sensible en la industria nuclear y cuya

resolución aún no está madura a nivel mundial. Hoy existen dos opciones para la

disposición final de los residuos: primero, adherir a la iniciativa en conformación de la

Global Nuclear Energy Partnership (GNEP)32, con lo que el país proveedor del

combustible nuclear se encarga de retirar el combustible quemado del país receptor, para

finalmente hacerse cargo de la disposición final de estos residuos a su respectivo costo.

La segunda opción �preferida entre los países con energía nuclear� es la disposición de

los residuos en depósitos construidos en formaciones rocosas a cientos de metros bajo

tierra, lo que debe ser cuidadosamente estudiado por el operador del depósito y por el

Estado. Para el presente análisis se han considerado valores cercanos a los estimados en

29 Para una descripción del cálculo del costo del combustible nuclear ver Anexo 4. 30 Ver http://www.uranium.info, Trade Tech forecast y MIT(2003b). 31 En el Anexo 5 se desarrolla brevemente la probabilidad de las plantas nucleares actuales de sufrir un accidente. 32 Iniciativa emprendida por Estados Unidos y seguida por Japón, China, Francia y Rusia, que ha sido firmada por otros países.

21

MIT (2003b), con un costo de desmantelamiento de la planta nuclear de US$ 490

millones de dólares, unido a una cuota de residuos de 0,1 centavos de dólar por kWh,

cuota que va a un fondo para la disposición final de los residuos radioactivos.

Por último, los datos financieros supuestos �que determinan el costo de capital

de cada proyecto� son relativamente similares entre tecnologías y provienen de reportes

de Endesa y de estimaciones de Santander Investments33 para un proyecto eléctrico

representativo como el estimado en este trabajo.

Hay dos razones para que los proyectos de generación eléctrica tengan un costo

de capital distinto: una de ellas es la forma en que es financiado el proyecto, y la otra

razón es debido a una diferencia en el riesgo percibido para el proyecto. En este estudio

se han supuesto las mismas condiciones financieras para los tres proyectos, con una

relación deuda patrimonio de 40%, y un costo de la deuda de 6% nominal. Entonces, la

tasa de descuento efectiva va a diferir entre un proyecto y otro, por el riesgo que se

percibe tiene cada uno y cómo este influye en la tasa de retorno de los inversionistas.

Para estimar la tasa de retorno de los inversionistas, se agrega a la tasa libre de

riesgo, un premio por riesgo específico para cada proyecto34. Para el caso de Chile, la tasa

libre de riesgo se estima en 6,4% según el estudio de Santander Investments. Respecto al

premio por riesgo específico para cada proyecto, en el caso de las centrales fósiles se ha

supuesto un premio por riesgo de 5,6% �concordante con el estudio antes

mencionado�, lo que genera una tasa de retorno del capital esperada por el inversionista

de 12%. El caso nuclear es más complejo de estimar, debido a que en la actualidad no

existe ninguna central nuclear operando en el país. Por lo tanto, para poder determinar el

premio por riesgo que existiría en la industria nuclear primero se debe estudiar los riesgos

que existen en la industria eléctrica, y así poder tener una comparación entre el valor

utilizado para las centrales fósiles, y a partir de la diferencia de riesgo existente entre las

distintas tecnologías, establecer el premio por riesgo del proyecto nuclear.

Para llevar a cabo el análisis de riesgo, debemos tener en cuenta que la industria

donde se insertarán las centrales se basa en la competencia entre las distintas plantas 33 “Latin American Equity Research”, Santander Investment Company Report, 12 de Septiembre de 2007. 34 El modelo más comúnmente usado se llama “Modelo de valoración de activos de capital” (CAPM, por su sigla en inglés), el cual asume una relación lineal entre el riesgo de un proyecto y su tasa de retorno ganada. Este riesgo es cuantificado por un parámetro conocido como beta. En este estudio se ha supuesto un beta igual a 1, tal como se estima en el estudio de Santander Investments.

22

generadoras, por lo que en este trabajo se asume que la energía nuclear deberá competir

con las tecnologías alternativas en un mercado competitivo. Esto tiene un efecto

importante sobre los inversionistas: ellos tendrán que internalizar los riesgos en su toma

de decisiones sobre inversión. Lo clave a analizar entonces, es cómo la internalización de

estos riesgos afectará la elección de las tecnologías generadoras.

Para llevar a cabo este proceso, primero se deben identificar los principales

riesgos que se pueden enfrentar en las inversiones en plantas generadoras de electricidad,

los que se enumeran a continuación35:

� Factores bajo el control de los políticos, tales como los riesgos regulatorios y

políticos, que tienen una fuerte influencia en los costos, las condiciones

financieras y por último, en las ganancias.

� Factores bajo el control de la empresa, como lo son el porte y la diversificación

del programa de inversiones, la elección y diversificación de las tecnologías

generadoras, el control de costos durante la construcción y operación de la planta,

etc.

� Los riesgos de volumen y precio en el mercado eléctrico.

� El riesgo del precio de los combustibles utilizados en las plantas.

� Riesgos financieros que surgen del financiamiento de las inversiones. Hasta cierto

punto pueden ser mitigados por la estructura de capital de la empresa.

El nivel del riesgo anticipado por un inversionista en una planta generadora se

verá reflejado en el nivel de retorno esperado para esa inversión. Mientras mayores sean

los riesgos financieros y del negocio, más alto será el retorno demandado.

Uno de los riesgos de mayor importancia para los inversionistas es el que

proviene de la incertidumbre en los precios de la electricidad en los mercados eléctricos.

Este riesgo afecta a todas las tecnologías generadoras, pero lo hace de distinta manera en

cada una. Las tecnologías que tienen una inversión específica más alta en capital �la

central nuclear y la a carbón�, aunque tengan relativamente menores costos en

combustible, podrán verse más afectadas por este riesgo, debido a la importancia relativa

del costo de capital en el costo total.

35 IEA y OECD-NEA (2005).

23

Por otro lado, las alternativas con alto costo en combustible �en este caso la

central a gas natural, y en menor medida la a carbón� se ven afectadas de forma distinta.

Un alto costo en combustible se traduce en un margen menor para tener ganancias, por

parte de la empresa. Una baja en el precio de la electricidad significaría, en términos

relativos, que las ganancias de este tipo de planta serán más volátiles que los de una

planta con bajos costos en combustible. Sin embargo, como el porcentaje del costo de

capital es menor, esta volatilidad en las ganancias que genera un mayor riesgo tendrá un

impacto menor en los costos totales. Aun más, las tecnologías de alto costo en

combustible podrían responder a escenarios negativos reduciendo su producción durante

algunas horas36, mientras el precio de la electricidad esté bajo su costo marginal de corto

plazo.

Incertidumbre en los precios de la electricidad también puede exponer a los

proyectos que tienen un tiempo de preparación37 y construcción más largo a riesgos

adicionales. Las economías de escala favorecen los proyectos más grandes sobre los

pequeños, ya que los costos de capital por kW para una tecnología dada generalmente

disminuyen cuando aumenta la escala. Sin embargo, la combinación de un tiempo largo

de preparación, un crecimiento incierto en la demanda de electricidad y en los precios, e

incertidumbre en el costo total del financiamiento de la construcción, aumentan los

riesgos para los proyectos más largos. Aun más, proyectos muy grandes que deben

construir una sola planta de gran escala, son más vulnerables a este tipo de riesgo que los

proyectos que pueden ser desarrollados a través de una serie de plantas generadoras más

pequeñas. Este es el caso de la planta nuclear, lo que será evaluado en el análisis de

sensibilidad considerando el costo de instalación de centrales más pequeñas.

Es importante dejar claro que, mientras la incertidumbre en los precios de la

electricidad elevan el riesgo más para las inversiones intensivas en capital, el riesgo por

el precio del combustible eleva el riesgo de mayor forma para las tecnologías donde el

costo en combustible es una mayor proporción del costo total. Es el caso de la central a

gas natural, tecnología particularmente sensible al precio del combustible y a la 36 Esta situación no es considerada en esta evaluación, ya que se ha supuesto que las plantas funcionan en base, y no en punta. Esto es, las plantas funcionan continuamente para cubrir la demanda mínima de electricidad, y no los momentos de mayor demanda (punta). 37 El tiempo de preparación considera todos los procesos llevados a cabo antes de la construcción, como los estudios sismológicos, de sitio, etc.

24

volatilidad de este, a medida que el costo en combustible tiende a ser un alto porcentaje

del costo total de generación.

Alta volatilidad en los precios del gas natural, lo que sección, tenderá a aumentar

los riesgos en el corto plazo asociados a esta tecnología. Si este aumento en precios viene

unido a un descenso en los precios de la electricidad, y el inversionista no ha financiado

el proyecto teniendo en cuenta este riesgo, el problema financiero para la planta de gas

natural puede ser muy severo.

La situación para los inversionistas se complica más al mirar la disponibilidad y el

costo de los combustibles, lo que fue discutido previamente. El escenario más complejo

se presenta para el gas natural: estimaciones de la IEA muestran que la inversión en una

planta a gas natural debe ir unida a inversiones en la producción y transporte del

energético de la misma magnitud38. Tomando en cuenta la casi nula producción nacional

de gas natural, se debería invertir fuertemente en los procesos relacionados con la

importación de este, principalmente en plantas regasificadoras de GNL, su

almacenamiento y posterior transporte a la planta, evaluando también la posibilidad de

invertir en transporte desde el país productor del combustible hasta nuestros puertos.

Probablemente la mayor fuente de incertidumbre para las inversiones en centrales

fósiles es el control de las emisiones de carbono, discusión que se desarrolla ampliamente

en la sección 2.3 de este trabajo. Este control de emisiones ya está bastante avanzado

internacionalmente, donde la Unión Europea ya emitió una directiva de comercio de

derechos de emisión en 200339, mientras países como Canadá ya han avisado que usarán

este tipo de control para disminuir las emisiones del gas. Esta incertidumbre se espera

que crezca en el futuro, debido a la probabilidad cierta que un nuevo protocolo establezca

restricciones a la emisión, lo que generaría efectos directos en las ganancias de las

centrales fósiles.

Otro riesgo que influye es el asociado a la obtención de permisos para la

construcción de nuevas plantas generadoras, lo que varía dependiendo de la tecnología.

El tiempo gastado en aprobar este proceso es usualmente menor para las centrales a gas

natural, lo que se traduce en un menor riesgo para esta tecnología, mientras que para el

38 IEA (2003). 39 Directive 2003/87/EC.

25

caso de centrales a carbón esta incertidumbre crece, principalmente debido a que en la

actualidad existe poco espacio para agregar este tipo de centrales, producto de la

saturación de las cuencas40. El caso de la central nuclear es especial en este análisis,

debido a que no existen plantas de este tipo funcionando en la actualidad en el país.

Luego, para que la energía nuclear sea una opción cierta en el país, se debe avanzar en

desarrollar un apropiado marco legal que permita el normal desarrollo de la actividad,

asegurando que esta cumpla con las obligaciones medioambientales, y estableciendo en

forma clara las reglas del juego. Esto permitiría a los inversionistas enfrentar de buena

forma los desafíos políticos y regulatorios, asociados con la obtención de una licencia

para construir y operar una planta en un lugar específico. Existen casos en el mundo

donde problemas con la licencia, oposición de grupos ambientales, etc., han retrasado la

obtención del permiso y la posterior construcción de este tipo de centrales. Aun más, hay

casos donde una vez desarrollados parte de los gastos de la central, fueron cancelados los

proyectos.

Todo el análisis anterior revela un perfil de riesgo distinto para cada tipo de

tecnología alternativa de generación, como se aprecia en la Tabla 2.2.2.4. Luego, aun

cuando el costo de desarrollar cada central pudiese ser equivalente y que las tecnologías

estén comercialmente probadas, diferentes perfiles de riesgo tendrán una influencia

importante en la elección de la central y en las estrategias que se utilicen para su

desarrollo y operación.

Tabla 2.2.2.4 Comparación cualitativa de características genéricas de las tecnologías generadoras

Tecnología Tamaño

central

Tiempo

preparación

Costo

capital

Costo

Operacional

Precio

combustible

Emisión

CO2

Riesgo

regulatorio

CCGT Medio Corto Bajo Bajo Alto Medio Bajo

Carbón Grande Largo Alto Medio Medio Alto Alto

Nuclear Muy

grande

Largo Alto Medio Bajo - Alto

Fuente: IEA y OECD-NEA (2005)

La central a gas natural tiene características bastante favorables: costo de capital

relativamente bajo, corto tiempo de preparación y, en general, flexibilidad en la

40 Ver Bernstein (2007).

26

operación, todo lo que favorece a los inversionistas. Por otro lado, la incertidumbre en el

precio del gas natural genera un alto riesgo para la inversión.

El proyecto a carbón tiende a ser más intensivo en capital para sacar ventajas de

las economías de escala, para cumplir los estrictos estándares medioambientales y para

mejorar su eficiencia en el uso del combustible. Tal como en el caso nuclear, el tiempo de

preparación y construcción puede ser bastante alto.

La planta nuclear tiene proporcionalmente un bajo costo operativo y de

combustible, pero un alto costo de capital. Aun más, las economías de escala favorecen la

instalación de centrales de gran capacidad lo que resulta en un “compromiso” de capital

muy alto para un solo proyecto y su riesgo asociado41. De la Tabla 2.2.2.4 se desprende

que el proyecto nuclear presenta un mayor riesgo que las centrales fósiles, por lo que

deberá exigírsele un premio por riesgo mayor.

Para tener una estimación de la tasa de retorno del patrimonio que podría existir

en el país es útil ver la experiencia internacional de la industria. Estudios realizados por la

EIA de Estados Unidos muestran que la tasa de retorno nuclear se asemeja a la tasa

utilizada por dos industrias con características similares, como lo son la industria aérea y

la de telecomunicaciones. La tasa estimada de retorno del inversionista es de 15%, y que

es concordante con lo utilizado en las evaluaciones de proyecto tanto en Estados

Unidos42, como en el resto del mundo, como se muestra en IEA y OECD-NEA (2005).

Esta mayor tasa de retorno del patrimonio es concordante con el análisis llevado a cabo

sobre el riesgo presente en la industria eléctrica.

Resumiendo lo anterior, para las centrales fósiles se estima una tasa de retorno

nominal del patrimonio de 12%, mientras que para el caso de la central nuclear se supone

un retorno nominal de 15%. Estos valores supuestos determinan, finalmente, una tasa de

descuento nominal efectiva para las centrales fósiles de 9,6%, y para el caso nuclear una

tasa mayor, de 11,4%.

41 Nuevos diseños de reactores, lo que se analiza en la sección 2.4, ayudarían a reducir algunas desventajas. 42 Ver MIT (2003b) y DOE (2001).

27

2.2.3 Resultados caso base

Los resultados que entrega el caso base �presentado en la Tabla 2.2.3.1� son

bastante sugerentes, mostrando que hoy en el país la energía nuclear es una alternativa

totalmente competitiva; aun más, es la opción menos costosa, seguida por el carbón por

una clara diferencia de US$ 4,84/MWh. Debido a los altos precios del gas natural que se

enfrentan hoy en el país, esta alternativa en ambos escenarios es más costosa que las

anteriores, estableciéndose una

diferencia de más de US$ 30/MWh

entre el escenario de precio elevado y la

opción nuclear. Estos resultados

echarían por tierra las estimaciones de

quienes argumentan que hoy para Chile

la opción nuclear es inviable económicamente; de hecho, es totalmente competitiva con

el resto de las opciones que más están siendo usadas en nuestro territorio.

Al descomponer los costos mostrados en la Tabla 2.2.3.1, podemos ver cuál de los

tres principales componentes del costo es el que gravita más en cada tipo de central. En el

Gráfico 2.2.3.1, esto queda bastante claro. La tecnología más intensiva en capital es la

nuclear, donde casi un 53% del costo proviene de este factor, lo que la hace muy sensible

a las especificaciones referidas a la construcción y a la tasa de descuento utilizada para el

proyecto, aspectos que serán revisados en el análisis de sensibilidad posterior.

La evolución de la importancia del combustible a medida que nos movemos desde

la opción nuclear al gas natural es notoria. Mientras en la opción nuclear el combustible

representa solo un 13% del costo total, ya en la planta a carbón este representa un 52%,

para llegar al escenario de gas natural con costos elevados, donde un 86% del costo

proviene de los gastos en combustible. Esto produce un efecto importante: la mayor parte

del costo de las centrales a carbón y a gas natural proviene de un elemento sobre el cual

el país tiene muy poca intervención, y donde en los últimos años hemos enfrentado una

importante volatilidad, como se aprecia en el Gráfico 3.3.1 en la siguiente sección, lo que

aumenta considerablemente el riesgo de este proyecto.

Tabla 2.2.3.1 Resultados caso base Costo real actualizado

US$/MWh Nuclear 51,39 Carbón 56,23 Gas CCGT (1) 68,49 Gas CCGT (2) 81,88

28

Gráfico 2.2.3.1 Costo actualizado según tipo de planta

27.13

6.61

17.64

16.05

29.31

10.88

6.32

57.63

4.54

6.32

70.68

4.88

0.005.00

10.0015.0020.0025.0030.0035.0040.0045.0050.0055.0060.0065.0070.0075.0080.0085.00

Nuclear Carbón Gas CCGT (1) Gas CCGT (2)

Costo Capital Costo Combustible Costo O&M

Fuente: Elaboración propia

2.3 Análisis de sensibilidad

Tal como ya expuse en la sección anterior, es necesario estimar la sensibilidad

que tienen los resultados anteriormente encontrados con respecto a ciertas variables

claves en los costos finales.

La variable más volátil utilizada en este estudio es el precio del combustible,

especialmente en el caso de las centrales fósiles, ya que tanto el precio del carbón como

el del gas natural se espera que tengan una alta volatilidad en los años que vienen.

Esto se aprecia claramente en el Gráfico 2.3.1, que muestra la evolución del

precio del gas natural Henry Hub, comparado con el precio del crudo WTI. La

variabilidad que presenta el precio del gas natural toma fuerza a partir de enero de 2000 y

se ha mantenido durante esta década. Unido a esta mayor volatilidad, se ve claramente

una tendencia al alza del precio; entre enero de 1991 y enero de 2000, los precios

fluctuaban levemente sin crecer en forma considerable, pero a partir de esa fecha, los

precios han crecido sustantivamente.

29

Gráfico 2.3.1 Evolución precio del gas natural Henry Hub

Fuente: Bernstein (2007)

Por otro lado, el Gráfico 2.3.2 muestra la evolución del precio del carbón, que

presenta una volatilidad bastante más moderada que el gas natural, pero que ha tenido un

alza constante importante a partir de 2004, llevando su valor a sobre los US$ 80/ton, pero

que se espera descienda levemente y se mantenga en valores cercanos a los US$ 76/ton

en los próximos años.

Gráfico 2.3.2 Precio del carbón en Ventanas (US$ oct04/ton)

Fuente: Bernstein (2007)

30

Por lo anteriormente dicho, se debe analizar la robustez de los resultados

encontrados en la sección anterior y analizar cuánto pueden cambiar ante variaciones en

los precios esperados para el rango de años considerado en este estudio.

Es así como en la Tabla 2.3.1 se presenta el costo real actualizado de los cuatro

escenarios estudiados, bajo cambios en el precio de los combustibles utilizados, que van

desde un aumento de 20% a una reducción en el precio de 20%.

Los resultados son bastante claros: la variación en el costo de la alternativa

nuclear es bastante baja, donde en el peor de los casos su costo aumenta en US$

1,32/MWh, siendo este mayor costo totalmente competitivo con la central a carbón en su

caso base, y levemente más costoso que esta tecnología con la mayor reducción de

precio. La central a carbón ve más afectado su costo debido a que el costo del

combustible adquiere mayor importancia en esta tecnología, sufriendo una variación en el

costo comparado con los casos más extremos de US$ 5,86/MWh, lo que se traduce en

una mayor volatilidad de esta alternativa al precio, pudiendo ser su costo menor al de la

alternativa nuclear solo con la mayor de la reducción en el precio, pero también pudiendo

ver empeorada su situación fuertemente. Por último, las centrales a gas natural son las

más afectadas debido a la importancia del costo del combustible en el funcionamiento de

esta planta. Luego, solo en el escenario normal y con la mayor reducción en el precio (si

fuera US$ 5,6/mmBTU) su costo se hace competitivo con la central a carbón, pero dadas

las actuales estimaciones de la CNE, es altamente improbable que se enfrente un precio

así en el futuro. Estos antecedentes vienen a reforzar la robustez de los resultados

encontrados a favor de la nucleoelectricidad.

Tabla 2.3.1 Análisis de sensibilidad Variación en el precio del combustible

Nuclear Carbón Gas CCGT (1) Gas CCGT (2) +20% 52,71 62,09 80,09 96,18 +10% 52,05 59,21 74,29 89,03 +5% 51,72 57,72 71,39 85,46

Caso base 51,39 56,23 68,49 81,88 -5% 51,06 54,75 65,60 78,31

-10% 50,73 53,36 62,70 74,74 -20% 50,07 50,38 56,90 67,60

31

La opción nuclear, por ser gran parte de su costo originado por los gastos en

capital, es muy sensible a las variables que determinan estos costos. Por eso, la Tabla

2.3.2 muestra cómo reacciona el costo actualizado total de la opción nuclear a una

variación en los años de construcción

de la central; además, muestra la

sensibilidad ante un cambio en el

costo overnight de la planta de un

12,5% y un 25%, y por último

igualando la tasa de descuento,

haciendo que las condiciones

financieras esperadas por los

inversionistas sean similares para las

tres tecnologías.

(1) Años de construcción: Los

resultados obtenidos por el cambio en los años de construcción muestran un efecto mayor

en el caso de atrasarse el plan de obras y construir la planta en 6 años, aumentando el

costo en US$ 1,6/MWh. Como ya se dijo antes, por el alto costo en capital de los

reactores nucleares, el costo de esta opción es muy sensible a cambios en su

especificación, aun así, la nucleoelectricidad sigue siendo la mejor alternativa ante este

cambio. En el informe de la IEA y OECD-NEA (2005), los años de construcción para los

países encuestados fluctúan entre los 5 y los 6 años, aunque en el último tiempo hay

algunas plantas que han sido construídas, en casi un 90%, en solo 4 años, por lo que esta

opción no es lejana. En caso de ser así, la nucleoelectricidad supera en mayor magnitud a

las centrales fósiles.

(2) Costo overnight: Ya se mostró antes que el valor de US$ 2000/kW es bastante alto

para el promedio de los países de la OECD, siendo este valor solo superado en el informe

IEA y OECD-NEA (2005) por una planta en Holanda, de US$ 2145/kW, y una en Japón,

de US$ 2510/kW �ambas de capacidad neta mayor, con 1600 MW y 1330 MW

respectivamente�, por lo que es útil analizar qué tan sensible es el costo a enfrentar

variaciones en los gastos en el proceso de construcción de la planta nuclear. El resultado

es claro: enfrentar un 12,5% de aumento eleva en US$ 3,76/MWh el costo, pero sigue

Tabla 2.3.2 Análisis de sensibilidad Costo real actualizado opción nuclear

US$/MWh Caso Base 51,39 (1) Años de Construcción 5 a 4 años 5 a 6 años

50,29 52,99

(2) Costo overnight Aumento de 25% Aumento de 12.5% Disminución de 12.5% Disminución de 25%

58,92 55,15 47,62 43,85

(3) Reducción tasa de descuento 45,09 Disminución (1), (2) y (3) 41,56

32

siendo más barato que las centrales a gas natural y a carbón. En el caso de enfrentar

mayores problemas y que el valor del kW fuera de US$ 2500, el escenario normal del

carbón se hace menos costoso que la alternativa nuclear. Por otro lado, por una reducción

de 12,5%, que lleva el costo overnight a US$ 1750/kW, el costo actualizado se reduce en

casi US$ 4/MWh; lograr esta reducción en los costos de construcción ya hace que la

opción nuclear sea por lejos la más rentable del mercado, superando a las plantas a

carbón sin sistemas de cobro por emisión de GEI.

(3) Se han supuesto en el caso base condiciones financieras similares para las plantas.

Mientras las centrales fósiles tienen una relación deuda-patrimonio de 40% y un retorno

esperado de los inversionistas de 12%, la alternativa nuclear es más exigente debido a la

probabilidad de enfrentar mayores riesgos en este negocio, manteniendo la misma

relación deuda-patrimonio, pero exigiendo una mayor tasa de retorno del patrimonio de

15%, lo que conduce a una tasa de descuento nominal efectiva de 11,4%, versus una tasa

de 9,6% para las centrales a carbón y gas. Este diferencial de tasas de descuento se basa

en el mayor riesgo que los inversionistas esperarían de un proyecto nuclear basado en los

argumentos expuestos en la sección 2.2.2.

Es esperable que al estar comprometido el Estado a analizar la viabilidad de la

opción nuclear, una vez hechos los estudios, se avanzará en desarrollar un marco legal,

dictando normas para la instalación, operación y desmantelamiento de futuras centrales

antes de que se hagan las inversiones, para de esta manera otorgar confianza a los

inversionistas y establecer reglas del juego claras a largo plazo, todo lo que apuntaría a

reducir el riesgo regulatorio que existe en el proyecto. Qué tan comprometido esté el

Estado en el desarrollo de la industria nuclear ciertamente es un mensaje fuerte para los

inversionistas, pudiendo reducirse fuertemente la tasa de retorno esperada por estos, ya

que se exigiría un menor premio por riesgo.

Por estas razones el análisis de sensibilidad calcula el costo de la

nucleoelectricidad con una tasa de descuento igual a la utilizada para las centrales fósiles,

bajo el supuesto de reducir los riesgos que enfrentaría la industria nuclear, logrando una

reducción en el costo real actualizado de importante magnitud, llevándolo a los US$

45,09/MWh, bastante por debajo de su alternativa más barata, el carbón, con sus US$

56,23/MWh. Como corolario se pueden extraer conclusiones importantes: si en el futuro

33

el país decide avanzar en la opción nuclear, será clave lograr las condiciones para que

ciertas reducciones de costos se puedan lograr; en este caso, las condiciones más

favorables llevarían la opción nuclear a tener un costo de US$ 41,56/MWh, esto es, cerca

de 15 dólares por MWh más bajo que el carbón43.

A pesar de la estimación del costo tomando en cuenta una reducción en la tasa de

descuento, los valores supuestos para este trabajo son más altos que los utilizados en

otros estudios �tal como se ve en la Tabla 2.3.3�, debido principalmente a que en los

países con energía nuclear interviene el Estado en su producción (no solo como ente

regulador y fiscalizador), reduciendo los riesgos involucrados ya identificados en la Tabla

2.2.2.4, especialmente los referidos a regulación y tiempo de preparación.

Al dejar de ser un proyecto privado, y pasar a ser público, el Estado debe asumir

muchos de los riesgos generados por el marco regulatorio o por poderes políticos ya

mencionados en la sección 2.2.2, variables sobre las que tiene mucha mayor influencia

que un inversionista privado, lo que reduciría en forma considerable las tasas de

descuento utilizadas para evaluar el proyecto.

La tasa más baja pertenece al trabajo de RAE (2004) para el Reino Unido, siendo

esta de 7,5% nominal, valor muy similar al supuesto en el trabajo de Tarjanne y

Luostarinen (2003). La Tabla 2.3.4

muestra los resultados de una

evaluación con tasas de descuento

menores para las centrales intensivas

en costos de capital, debido a que

43 Para calcular este valor se considera la reducción de un año de construcción, una disminución de 12,5% del costo overnight y la tasa de descuento equivalente a las centrales fósiles. 44 En este caso las tasas de descuento son reales.

Tabla 2.3.3 Tasa de descuento nominal según tipo de central Nuclear Carbón Gas Ayres et al. (2004), proyecto privado 12,2% 12,2% 12,2%

10,2% 10,2% 10,2% MIT (2003b) 11,5% 9,6% 9,6% RAE (2004) 7,5% 7,5% 7,5% Tarjanne y Luostarinen (2003)44 5,0% 5,0% 5,0% Universidad de Chicago (2004) 12,5% 9,5% 9,5%

Tabla 2.3.4 Análisis de sensibilidad Tasa de descuento

Nuclear Carbón Caso base 51,39 56,23

7,5% 39,05 52,36

34

variar la tasa de descuento para las centrales a gas natural no afecta en mucho sus

resultados.

La central nuclear ve reducido su costo real actualizado fuertemente,

disminuyendo en cerca de US$ 12/MWh al ser su tasa de descuento nominal 7,5%,

mientras que la central a carbón reduce su costo en 3,87 dólares por MWh, lo que

muestra cuán sensibles son los resultados obtenidos a la tasa de descuento utilizada,

alertándonos respecto a la importancia de avanzar con cuidado en los aspectos que

afectan el riesgo de los proyectos.

Un factor que afecta el valor de los flujos reales y que no ha sido discutida su

influencia en la evaluación es la inflación. La metodología utilizada primero genera las

series en dólares nominales, para poder calcular los impuestos corporativos

apropiadamente, y luego estos flujos son descontados usando la tasa de inflación

asumida, influyendo directamente en el valor de las series. Además, la inflación tiene

directa relevancia en el valor final de la tasa de descuento efectiva real, ya que de variar

la inflación, la tasa de descuento �que se supone fija para todo el período del estudio�

cambiaría. Esto afecta directamente el costo real actualizado de dos maneras, vía

variaciones en el valor descontado de los costos, y vía variaciones en el valor descontado

de la electricidad.

Es importante aclarar que para calcular el CRA bajo las nuevas tasas de inflación,

se han mantenido las tasas nominales, por lo que un aumento (disminución) en la

inflación, genera una reducción (aumento) en la tasa de descuento real efectiva. Este

supuesto es discutible, ya que se podría esperar que ante cambios notorios en la inflación,

se modificaran a través del tiempo las tasas nominales supuestas en este estudio. Este

análisis escapa a las posibilidades de este modelo, debido a que este supone tasas

constantes a través de toda la evaluación.

En la Tabla 2.3.5 se

muestra la sensibilidad de los

resultados encontrados en el caso

base, a una modificación de la tasa

de inflación anual supuesta para la

vida de los proyectos. Como se puede apreciar, vemos que la variación es más notoria en

Tabla 2.3.5 Análisis de sensibilidad Tasa de inflación

Nuclear Carbón Gas CCGT (1) 2% 55,84 58,66 68,87 3% 51,39 56,23 68,49 4% 47,35 54,06 68,25

35

el caso nuclear, variando el costo en cerca de US$ 4/MWh. En el caso de sufrir una

inflación de 4%, el CRA disminuye, debido al fuerte aumento en el valor descontado de

la electricidad producida en la vida de la planta. Este mayor valor logra eliminar el efecto

de mayor valor presente de los costos debido a que se reduce la tasa de descuento. En el

caso del carbón los efectos se mueven en las mismas direcciones, pero con magnitudes

distintas, presentando una variación con valores cercanos a los US$ 2/MWh con respecto

al caso base. Esta menor varianza se debe principalmente a que en este caso, aunque el

valor descontado de la electricidad aumenta considerablemente, también aumentan

fuertemente los costos, especialmente los costos de combustible, logrando un efecto neto

menor. Esto se hace aun más evidente en el caso de la central a gas, donde su costo real

actualizado varía en un rango de US$ 0,62/MWh. Sin embargo, aun tomando en cuenta

valores distintos en la inflación, vemos que el orden en los costos entre estas tres

alternativas permanece inalterado, manteniendo el primer lugar la central nuclear, seguida

por las centrales fósiles.

Aún no ha sido discutida la capacidad de la planta supuesta en el caso base. Tanto

en IEA y OECD-NEA (2005) como en MIT (2003b), se supone una capacidad de la

planta de 85%, que es el rendimiento al que se ha llegado en una gran cantidad de países,

siendo aumentado considerablemente con respecto a los valores alcanzados en décadas

pasadas. Aun así, hay países que han mejorado más el rendimiento de sus plantas, como

es el caso de Finlandia45 y Canadá. En Tarjanne y Rissanen (2000), se muestra que en la

última década la capacidad de planta en el sector nuclear finlandés ha sido de 91,2%,

mientras que en Ayres et al. (2004) se trabaja para el caso canadiense con un 90% de

capacidad.

La Tabla 2.3.6 muestra las tres alternativas de generación de electricidad,

analizadas bajo cuatro capacidades de planta distintas. La capacidad de la planta indica la

cantidad de horas anuales que la planta trabaja, que es función de la tecnología y de las

prácticas operacionales y administrativas. Esto porque el cuidado con que se maneja el

equipo puede determinar cuánto tiempo al año debe parar la central para hacer obras de

45 En los últimos años ciertas plantas nucleares en Finlandia han superado el 95% de rendimiento. En 2005 la planta Olkiluoto 1 tuvo una capacidad de planta de 98,3%, mientras que en 2006 Olkiluoto 2 tuvo un rendimiento de 96,9%.

36

mantención y reparación, haciendo que el rendimiento de la planta sea mayor o menor al

esperado.

Luego, el costo en combustible y el costo O&M variable dependen de la

capacidad de la planta y el resultado es claro: a medida que aumentamos esta capacidad,

el costo en combustible aumenta (mayor utilización de éste) y se reduce el costo en O&M

(mayor rendimiento), mientras permanece constante el costo en capital. Pero de la mano

de este efecto viene también un aumento en la producción de electricidad, lo que

finalmente conduce a resultados precisos: a medida que aumenta la capacidad de la

planta, el costo actualizado se reduce, mientras que si la capacidad de la planta se reduce

a valores como 75%, el costo actualizado aumenta, siendo las opciones intensivas en

capital las que más se ven afectadas, ya que su mayor costo es amortizado por una mayor

generación de electricidad, lo que reduce su costo actualizado.

Especial es el caso de la nucleoelectricidad, donde una diferencia de 15% en la

capacidad de la planta, permitiría bajar el costo en casi US$ 10/MWh, haciendo de esta

opción lejos la menos costosa de las tres tecnologías evaluadas. Por otro lado, el mejor

funcionamiento de una central a carbón solo lleva el costo de esta a asemejarse al costo

de la opción nuclear funcionando con una capacidad de planta de 80%, lo que demuestra

la robustez de la competitividad de la energía nucleoeléctrica. Una capacidad de planta de

75% es la única opción de hacer más costosa a la opción nuclear, comparada con la

central a carbón.

Un factor que cobrará con el tiempo cada vez mayor importancia es la viabilidad

ambiental y los costos asociados de las distintas tecnologías alternativas que tenemos a la

hora de generar electricidad; esto se relaciona especialmente con la actual preocupación

internacional por el calentamiento global. Hoy en día, tres cuartas partes de la energía son

producidas con combustibles fósiles, todos ellos emisores de GEI. La meta del Protocolo

de Kyoto es reducir para el año 2012 las emisiones de anhídrido carbónico en 5,2%

Tabla 2.3.6 Análisis de sensibilidad Capacidad de la planta (% de rendimiento)

Nuclear Carbón Gas CCGT (1) Gas CCGT (2) 75% 57,15 59,32 69,82 83,20 80% 54,09 57,68 69,11 82,50 85% 51,39 56,23 68,49 81,88 90% 48,99 54,95 67,94 81,34

37

respecto a las emisiones del año 1990, con el fin de moderar el calentamiento global.

Pero los resultados del protocolo no se han visto en la realidad: actualmente a nivel

mundial estamos un 18%46 por encima de aquel nivel autoimpuesto. Para el caso

particular de Chile, firmante del Protocolo ya nombrado, hemos aumentado en un 70%

nuestras emisiones desde esa fecha, y es muy probable que para el año 2012 este

porcentaje aumente aún más teniendo en cuenta las centrales fósiles que están prontas a

entrar en funcionamiento47.

Aunque Chile firmó el protocolo, no está obligado a cumplir sus restricciones

debido a que no es parte de los países incluidos en el Anexo I del mismo, donde se

establecen las reducciones de GEI. Pero el escenario futuro que se enfrentará puede

afectar los costos de las centrales fósiles: en la actualidad ya se discute la opción de

firmar un nuevo protocolo, que sería aún más exigente que el de Kyoto y al que Chile

posiblemente deberá adscribirse. En ese escenario se hace urgente tomar en cuenta este

hecho a la hora de tomar decisiones con respecto a cuál central es más costosa en

generación de electricidad. En diversos estudios, a la hora de analizar el costo de

implementar centrales que operen con combustibles fósiles, se deberá evaluar los costos

de invertir en tecnología que reduzca la emisión de estos gases o se deberán aplicar

impuestos por emisión de gases de efecto invernadero: en general en la literatura que

analiza el tema se han aplicado impuestos con un rango entre los 15 a los 200 dólares por

tonelada de carbono emitida. Y es que la energía nucleoeléctrica tiene una bajísima

emisión de GEI en comparación con las centrales a combustibles fósiles, como se aprecia

en el Gráfico 2.3.3.

Nuestro crecimiento en potencia instalada en la próxima década provendrá

principalmente de combustibles altamente emisores de GEI como el carbón y el gas

natural, donde el carbón genera más de un kilogramo de dióxido de carbono por kWh,

comparado con la opción nuclear, que genera entre 21 y 9 gramos del gas por kWh,

siendo la más baja de las alternativas analizadas. Es por esto que en este análisis de

sensibilidad de los costos se incorpora la aplicación de impuestos a la emisión de dióxido

46 Vergara, Julio (2006), “Energía Nuclear: Nueva fuente energética para Chile”, en Seminario LyD-Expansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006. 47 Ver Tabla 2.1.1 en la sección 2.1.

38

de carbono de 15, 30 y 50 dólares por tonelada del gas, tal como ha sido evaluado en la

literatura internacional en trabajos como MIT (2003b), Ayres et al. (2004) y RAE (2004).

Gráfico 2.3.3 Emisiones según combustible de la planta

Fuente: IAEA (2000)

Para intentar internalizar en los costos de la planta la externalidad que significa la

emisión de carbono y su contaminación del aire, estas emisiones deben ser “gravadas”

para que reflejen el costo marginal de lograr la estabilización de las emisiones de carbono

y los objetivos que se han propuesto en los protocolos. Es importante notar que en este

caso nos focalizamos solo en el carbono, dejando de lado otros contaminantes que emiten

las centrales fósiles.

Lo óptimo en este caso sería aplicar los impuestos que llevaran la emisión de

carbono a la meta propuesta, pero en la actualidad no existen en el país metas ni

compromisos para estabilizar la emisión de este gas. Aun más, las políticas de Estado a

futuro respecto a las emisiones de carbono son inciertas y muy difíciles de predecir.

Es por esto que las siguientes valoraciones buscan obtener una estimación de la

competitividad de la alternativa nuclear, en un escenario donde las centrales fósiles

fuesen gravadas con impuestos de distintas magnitudes, basados en los valores utilizados

en la literatura internacional.

39

Los resultados se ven en la Tabla 2.3.7, y según lo esperado hacen ver aun mejor

a la opción nuclear debido a que no produce dióxido de carbono durante su operación,

por lo que no contribuye al calentamiento global.

El costo de US$ 51,39/MWh de la central nuclear aparece notoriamente más

atractivo que los valores alcanzados por las centrales fósiles, al aplicar impuestos que van

desde US$ 15 por tonelada de carbono, hasta los US$ 50.

Debido a la mayor intensidad de emisiones de la planta a carbón, con 25,8 kilos

de carbono por millón de BTU versus 14,5 de las plantas a gas, estas son más afectadas

por los impuestos, llegando a ser igualmente costosa que la planta a gas en el escenario

de precio normal.

2.4 Reactores nucleares avanzados

El Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) recomienda que cada

central generadora que se agregue a la red eléctrica, no tenga una capacidad mayor al

10% de la red a la que es conectado, tomando en cuenta su demanda mínima. Por lo

tanto, un reactor del tipo que se ha analizado en las secciones previas podría ser

conectado hacia el año 2017 en el SIC, y cerca del año 2025 en el SING48. Una vez

agregado este primer reactor, habría que esperar varios años más para poder agregar una

nueva unidad, lo que sería negativo desde el punto de vista de la pérdida del aprendizaje

de todo el proceso que rodea la entrada en operación de una central nuclear. Argentina

está viviendo problemas similares en la actualidad para terminar la construcción de la

central Atucha II.

48 Vergara, Julio (2006), “Energía Nuclear: Nueva fuente energética para Chile”, en Seminario LyD-Expansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006.

Tabla 2.3.7 Análisis de sensibilidad Impuesto a las emisiones de carbono

Carbón Gas CCGT (1) Gas CCGT (2) US$ 15/ton-C 60,53 70,33 83,69 US$ 30/ton-C 64,86 72,18 85,51 US$ 50/ton-C 70,65 74,66 87,94

40

Pero el tipo de reactores llamados “evolutivos”, de gran tamaño �entre 1000 a

1600 MW� y que están disponibles hoy en el mercado, van a enfrentar a partir de la

próxima década49 una competencia importante de los reactores “innovativos” o

avanzados, los cuales son parte de una nueva generación de reactores que vienen a suplir

algunas falencias de sus antecesores: son de menor tamaño (bajo los 600 MW), lo que

soluciona el problema de su entrada a los sistemas eléctricos nacionales, ya que pueden

empezar a operar inmediatamente. Esto permitiría resolver el problema del aprendizaje,

ya que este tamaño de planta permite una introducción continua de centrales, lo que

facilitaría la transferencia de los equipos de construcción, sin pérdida de experiencia. Por

otro lado, el tamaño de estas centrales tiene otra ventaja, que ya fue expuesta en la

sección 3.1. Los proyectos muy grandes, que construyen una sola planta de gran escala,

centran todo el riesgo del proyecto en solo una unidad generadora de electricidad de gran

costo de capital, lo que aumenta el riesgo del proyecto. Entonces, el tamaño de estos

reactores avanzados viene a disminuir el riesgo asociado a largos tiempos de preparación,

y lo óptimo a evaluar sería la introducción sistemática de centrales nucleares de baja

capacidad, que al ser compradas juntas reducen su costo de capital por kW y que

permiten utilizar las curvas de aprendizaje; aun así, para simplificar la evaluación, este

proyecto supone la introducción de una sola central. Unido a lo anterior, este tipo de

unidades tienen otras ventajas, como el ser más seguros, flexibles y avanzados, todas

características que buscan hacer más competitivos estos reactores en la generación

eléctrica.

49 Se estima que estas unidades serían comerciales hacia el año 2015.

Tabla Nº 2.4.1 Datos reactor “innovativo” Características que difieren del caso base

Capacidad neta planta 2 unidades de 335 MW Costo de construcción US$ 2200/kW Costo de desmantelamiento US$ 325 millones Años de construcción 3 Tasa de descuento efectiva 12% nominal

41

Debido a que todavía no sale al mercado este tipo de reactores, solo existen

estimaciones respecto a los costos que tendrían, por lo que los valores supuestos en este

trabajo no deben tomarse como definitivos, sino más bien como un primer acercamiento a

lo que podrían llegar a ser sus costos. Debido a las características antes mencionadas, las

mejoras de estos reactores se traducirían en cinco diferencias básicas, como se aprecia en

la Tabla 2.4.1. La primera es que la capacidad de la planta es bastante menor que la del

reactor antes analizado, lo que eleva el costo de la nucleoelectricidad, debido a que los

costos de capital no se ven reducidos en forma importante. Importante es hacer notar que

el costo overnight supuesto es solo una estimación, no existiendo datos oficiales en el

mundo acerca del costo estimado de este tipo de reactor. Se ha supuesto un costo de US$

2200/kW, pero este valor podría variar considerablemente dependiendo del número de

unidades que se compren. Este hecho podría reducir el costo overnight fuertemente, a

valores cercanos a los US$ 1800/kW, o incluso menos, escenario que se intenta evaluar

en el análisis de sensibilidad. Aun así, no hay valores definitivos, y ciertamente este costo

podría llegar a ser de US$ 1500/kW, como la compra de una sola unidad podría hacer

llegar este valor a los US$ 2500/kW. Además, el hecho de ser unidades de menor

potencia elimina una serie de accesorios más costosos que deben implementarse en las

plantas de mayor capacidad, sumado al hecho de que al ser unidades más compactas se

reduce el costo “sísmico”.

Por otro lado, el hecho que la planta sea de menor tamaño traería dos beneficios

importantes: la reducción en los años

de construcción de 5 a 3 años y un

menor costo en la desmantelación de la

planta al final de su vida útil.

Por último, se han supuesto

condiciones financieras para este

proyecto iguales a las utilizadas en las

centrales fósiles, tomando en cuenta

una menor tasa de retorno del patrimonio debido a los menores riesgos que enfrentaría

una central de este tipo, basado en los argumentos expuestos con anterioridad.

Tabla Nº 2.4.2 Costo real actualizado Reactor nuclear “innovativo”

US$/MWh Caso Base 57,46 (1) Costo overnight a US$ 2000/kW

54,18

(2) Costo overnight a US$ 1800/kW

50,90

(2) Costo overnight a US$ 1500/kW

45,99

42

Esto nos entrega un costo real actualizado de US$ 57,46/MWh, lo que indica que

la energía eléctrica proveniente de este tipo de reactor sería competitiva con las centrales

a carbón y claramente menos costosa que las centrales a gas natural, en ambos escenarios.

Si se considera el escenario con impuestos a la emisión de carbono, esta central nuclear

tendría un costo menor que todas las centrales fósiles, siendo superada solo por la energía

nuclear con plantas de gran escala.

El costo de este tipo de reactor ya supera el valor de la central a carbón al suponer

un costo overnight de US$ 2000/kW, reduciendo el costo real actualizado en US$

3,28/MWh; si se lograra reducir el costo del kW a un valor cercano a US$ 1800, la

energía eléctrica de este reactor se hace plenamente competitiva, llegando a un valor de

US$ 50,9/MWh, valor menor que el del caso base de la planta nuclear de 1000 MW de

capacidad. Por último, si la reducción en el costo overnight llega a valores cercanos a los

US$ 1500/kW, el costo real actualizado supera ampliamente todas las tecnologías

analizadas, llegando a un costo de US$ 45,99/MWh.

Este resultado va en contra de las estimaciones que señalan que la única forma de

que las centrales nucleares sean competitivas es con unidades de gran tamaño, con

capacidades de planta por sobre los 1000 MW, demostrando que bajo ciertas condiciones,

no difíciles de lograr, esta energía es totalmente competitiva frente a todas las tecnologías

alternativas en nuestra matriz energética, por lo que debe ser una opción evaluada

seriamente al momento de decidir el tipo de centrales nucleares que se construya en el

país.

43

III. Conclusiones

La principal motivación de este estudio es analizar si la energía nuclear es

competitiva en el país en comparación con las centrales a carbón y a gas natural en la

generación de electricidad, y los resultados son claros:

- Hoy la nucleoelectricidad es notoriamente menos costosa que la electricidad

generada por centrales a carbón sin sistemas de captura de GEI, y drásticamente más

barata que el costo de la electricidad proveniente de las centrales a gas natural. El costo

de la energía nuclear alcanza los US$ 51,39/MWh seguido por la central a carbón con

US$ 56,23/MWh. Más atrás queda el gas natural, donde en el escenario normal presenta

un costo de US$ 68,49/MWh y US$ 81,88/MWh en el escenario de precio elevado.

- Una variable sensible en este estudio es el precio del combustible, en especial en

las centrales fósiles. Al analizar la robustez de los resultados del caso base y variar el

costo del combustible, vemos que se mantiene la opción nuclear como la de menor costo

en la mayoría de los casos, no siendo afectada en forma importante por el aumento en el

costo del combustible nuclear. Solo frente a una reducción de 20% en el precio del

carbón esta tecnología lograría un menor costo, lo que se ve improbable. Las centrales a

gas natural ven afectado su costo de forma importante, por la relevancia dentro del costo

total que tiene este ítem en esta tecnología, lo que hace su costo altamente sensible a esta

variable. Aun así, ni en los mejores escenarios su costo se hace competitivo con la

nucleoelectricidad.

- Por la importancia de los costos de capital dentro del costo total en la energía

nuclear, el análisis es muy sensible a variaciones en estos supuestos, pudiendo bajar

desde US$ 51,39/MWh hasta US$ 41,56/MWh, esto es, más de US$ 9,5 por MWh, si se

considera una reducción en los años de construcción, una disminución en el costo

overnight y una tasa de descuento equivalente a la supuesta para las centrales fósiles. En

este caso, la nucleoelectricidad es drásticamente menos costosa que las tecnologías

alternativas.

44

- Especialmente sensible a los supuestos que determinan la tasa de descuento son

la industria nuclear y la a carbón. Al analizar disminuciones en la tasa de descuento

utilizada, vemos que la nucleoelectricidad ve reducido su costo fuertemente, hasta valores

cercanos a US$ 39,05/MWh si se utiliza una tasa de descuento nominal de 7,5%,

comparado con US$ 52,36/MWh de la central a carbón. Esto alerta respecto a la

importancia de generar las condiciones que posibilitan reducir la tasa de descuento en

este tipo de proyecto.

- Modificar el valor de la inflación asumida para la vida del proyecto, no altera las

conclusiones principales de este estudio, afianzando la robustez de los resultados

encontrados a favor de la nucleoelectricidad. Una variación en la inflación afecta más

fuertemente a la central nuclear, efecto que se reduce en la central a carbón, y que llega a

ser casi nulo en la central a gas.

- Cuando se analiza la sensibilidad de las estimaciones al variar la capacidad a la

que trabaja la planta, desde el 85% supuesto a valores alternativos de 75%, 80% y 90%,

vemos que la más afectada a estos cambios es la planta nuclear, debido a su fuerte

componente de costo de capital, variando su costo en cerca de US$ 8/MWh, comparado

con variaciones de US$ 4,37/MWh y US$ 1,88/MWh en las centrales a carbón y gas

natural en escenario normal, respectivamente. Al aumentar la capacidad a 90% es la

planta nuclear la que produce electricidad al más bajo costo, mientras que si la capacidad

de la planta se reduce, solo en ese caso la nucleoelectricidad podría pasar a ser más

costosa que la central a carbón en el caso base.

- En el caso de aplicarse impuestos a la emisión de carbono, siendo gravadas solo

las centrales fósiles, vemos que se acentúa la diferencia entre la energía nuclear y las

centrales fósiles. La imposición de estos gravámenes hace reducir la diferencia entre los

costos de la central a carbón y la central a gas natural en escenario normal, debido a la

mayor emisión de carbono que produce el carbón.

45

- Al analizar la opción de generar electricidad a través de reactores nucleares

“innovativos” su costo es competitivo con las centrales a carbón, y ampliamente menos

costosa que las centrales a gas natural. De lograrse ciertas reducciones en los costos de

estas centrales, vemos que su costo pasa a ser competitivo con la central nuclear a gran

escala. Si consideramos un escenario ambiental con impuestos, los beneficios de esta

tecnología son aun más notorios.

46

IV. Discusión

En la sección 2.1 se ha planteado una pregunta subyacente a la que se intenta

responder en este trabajo. El fuerte crecimiento esperado de la demanda eléctrica y su

empalme con el desarrollo de nuevos proyectos que aumentan la capacidad instalada del

sistema, nos previene con respecto a cómo se enfrentarán en el futuro los crecientes

requerimientos de generación de electricidad. Como se discutió antes, la probabilidad de

déficit de abastecimiento eléctrico ha aumentado en forma considerable, lo que pone un

manto de duda acerca de si los proyectos hoy programados serán capaces de estar listos a

tiempo debido a las dificultades que están enfrentando algunos como las hidroeléctricas

en Aysén.

Surge entonces la necesidad de preguntarse qué tan costoso para el país sería

enfrentar desabastecimiento eléctrico y si ese costo supera el de incorporar tecnologías

potencialmente más costosas que las actuales pero que permitan cubrir la creciente

demanda eléctrica. Aunque este trabajo no ha pretendido responder esta pregunta, creo

que es importante para el país contestarla, y el análisis aquí hecho es un primer apronte

para encontrar respuestas. Ha quedado demostrado que en las condiciones actuales del

mercado eléctrico la opción nuclear es plenamente competitiva con las tecnologías

alternativas, por lo que será una opción importante para enfrentar requerimientos de

potencia instalada en el mediano plazo.

Esta capacidad de la energía nuclear de estar disponible a bajo costo y de no

alentar el calentamiento global, son los argumentos hoy más utilizados a favor de esta

industria. Como ejemplo cito a James Lovelock50:

“We can not continue drawing energy from fossil fuels and there is no chance that the

renewables can provide enough energy and in time. If we had 50 years or more we might

make these our main sources. But we do not have so. Let us use the small input from

renewables sensibly, but only one immediately available source does not cause global

warming and that is: Nuclear Energy”.

50 Reconocido ambientalista, autor de la teoría GAIA.

47

Ciertamente la energía nuclear presenta algunos temas que aún no han sido

plenamente resueltos y que no han sido considerados en este análisis debido a que

escapan del ámbito de esta tesis como lo son el riesgo de accidente nuclear, la relación

con la proliferación de armas nucleares a través del combustible, los productos

radioactivos de la fisión y la generación de elementos pesados radiotóxicos y persistentes.

Así, se requiere de ciertos requisitos para lograr un desarrollo sustentable de esta energía:

� seguir avanzando en un acuerdo nacional sobre la factibilidad de esta industria, a

través de educar a la comunidad acerca de las características de la energía nuclear,

con estudios económicos más acabados, etc. Contar con el apoyo de la comunidad

es un punto no se puede dejar de lado: en palabras de Michel Uhart, director de la

central francesa de Bugey, “para que una central nuclear tenga el derecho a existir

debe contar con la confianza de la comunidad”, planteando también que “si no

estamos seguros, la autoridad terminará por cerrar la central y si estamos seguros

pero la comunidad no nos cree, entonces los poderes políticos terminarán por

cerrarla”51. Lograr la confianza de la comunidad y un acuerdo nacional en torno a

la factibilidad de instalar una central nuclear es fundamental para la viabilidad y

rentabilidad del proyecto, si eso permite reducir el riesgo de construir una planta

nuclear.

� establecer un organismo de control y supervisión que supervise estudios de sitio y

protección frente a sismos y seguridad nuclear, a la vez que dicte normas para la

instalación, operación, disposición y desmantelamiento de las centrales.

Con fortalezas y debilidades la nucleoelectricidad reúne de buena forma las

características de la seguridad energética, con un suministro de energía adecuado,

continuo, confiable, a precios razonables y estables y, finalmente, ambientalmente

sustentable.

51 Presentación en Seminario de la Cámara Chilena de la Construcción: Energía Nuclear: ¿estamos preparados?, Agosto 2006.

48

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2007, disponible en http://www.endesa.cl.

Vergara, Julio (2006), “Energía Nuclear: Nueva fuente energética para Chile”, en

Seminario LyD-Expansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo

plazo”, Septiembre 2006.

50

World Nuclear Association Report (2005), “The New Economics of Nuclear

Power”, en www.world-nuclear.org.

51

ANEXO 1 -Potencia instalada actual-

Al descomponer la potencia instalada del año 2007 según el tipo de combustible

con que opera el sistema, como se ve en el Gráfico 1.1, podemos ver que hoy se funciona

básicamente con dos tipos de centrales: hidroeléctricas, que representa el 37,92% del

parque, y termoeléctricas, con un 62,06%.

Gráfico 1.1 Potencia instalada según combustible año 2007

GN/DIESEL5.26%

HIDRO37.92%

EÓLICA0.02%PETRÓLEO

1.59%

GAS NATURAL37.14%

CARBÓN16.04%

BIOMASA2.03%

Fuente: CNE

Si lo agrupamos por tipo de planta como en el Gráfico 1.2, vemos que para el año

2006, las plantas hidroeléctricas generaron más de 28.000 GWh52, representando más del

50% del total de electricidad generada. Por otro lado, tanto el gas natural como el carbón

en la actualidad representan valores por sobre el 20%, con una generación alrededor de

los 12.000 GWh. Al analizar las tendencias de mediano plazo vemos que el gas natural

venía creciendo sostenidamente hasta 2004, año en que comenzaron las restricciones de

envíos por parte de Argentina, luego de lo cual ha decaído, siendo compensada esa baja

tanto por un aumento del uso del carbón como por un aumento de la generación

hidroeléctrica.

52 Gigawatt hora, medida comúnmente usada para la generación eléctrica de las plantas.

52

Gráfico 1.2 Generación eléctrica nacional por tipo de planta

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Hidráulica Gas Natural Carbón Diesel

Fuente: CNE

53

ANEXO 2 -Probabilidad de déficit en abastecimiento eléctrico-

En el Gráfico 2.2 se calcula la probabilidad de déficit en el abastecimiento

eléctrico para el período 2008-2011, donde la línea roja muestra la probabilidad de déficit

si se mantienen con normalidad los actuales planes de construcción de centrales. A esto

se le agrega la posibilidad de atrasos en la construcción de estas

Gráfico 2.2 Probabilidad de déficit en abastecimiento eléctrico

Fuente: Galetovic et al. (2006)

centrales de 6, 12 y 18 meses. Tomando en cuenta un atraso esperable de solo 6 meses,

vemos que la probabilidad de enfrentar un déficit en el abastecimiento se empina a casi

20% para inicios de 2010, muy por encima de las probabilidades que teníamos hasta hace

algunos años, donde no se lograba superar el 5%.

54

ANEXO 3 –Dependencia energética-

El consumo bruto de energía primaria para el año 2006 fue de 1.236.838

terajoules53, mayormente provenientes del petróleo y el gas natural. De este total, solo un

33,4% son producidos internamente, ya que las restantes provienen de energéticos que

son importados.

Gráfico 3.1 Matriz energética primaria año 2006

LEÑA 16.0%

HIDROELECTRICIDAD 8.4%

CARBóN 11.6%

GAS NATURAL 24.5%

PETRóLEO CRUDO 39.5%

Fuente: CNE

Luego, esto genera una dependencia energética importante, y que debe ser tomada

en cuenta a la hora de analizar como debe ser un desarrollo sustentable de nuestra matriz

energética hacia el futuro. Como se puede ver en el Gráfico 3.2, actualmente la

dependencia llega al 70%, llegando a ser cerca del 73% en el año 2004, año a partir del

cual se ha reducido en forma leve debido principalmente a las fuertes restricciones que

han sufrido los envíos de gas natural por parte de Argentina.

53 Unidad de energía comúnmente utilizada y que es equivalente a 1012 joules.

55

Gráfico 3.2 Dependencia energética54

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 200662%

64%

66%

68%

70%

72%

74%

Origen Nacional Origen Importado Porcentaje Importado

Fuente: CNE

Los tres principales energéticos que conforman nuestra matriz son el petróleo,

representando un 40% el año 2006, el gas natural con un 24,5% y el carbón, con un

11,6%. Con respecto a su origen, cerca de un 74% del gas natural proviene del extranjero

y un 92% del carbón también es externo.

Esta dependencia del exterior puede generar problemas: las restricciones a los

envíos de gas natural impuestas por Argentina �como se aprecia en el Gráfico 3.3� son

un claro ejemplo de las dificultades que genera la actual configuración de nuestra matriz

energética. Nuestros tres principales energéticos tienen una gran dependencia del exterior

lo que se traduce en una dificultad a la hora de tener asegurado el poder satisfacer el

crecimiento ya mostrado en la demanda por energía que requiere un país en desarrollo

como Chile.

54 La medida utilizada es el consumo neto de energía, en teracalorías; esto es, energía primaria más las importaciones y menos las exportaciones de energía secundaria.

56

Gráfico 3.3 Restricciones de gas desde Argentina

(% respecto a requerimientos normales)

Fuente: Presentación Ministro de Energía en el Congreso Nacional, 12 de Julio de 2007

57

ANEXO 4 –Cálculo del costo del combustible nuclear-

Basándose en el World Nuclear Association Report (2005) y en Ortiz (2006), la

forma de estimar el costo de un kilo de combustible nuclear (UO2) es de la siguiente

forma:

Costo uranio (U) 8 kg. x US$ 105 US$ 840

Costo de conversión 7 kg. U x US$ 13 US$ 91

Costo de enriquecimiento 4,8 SWU x US$ 153 US$ 734.4

Costo fabricación Por kilo de UO2 US$ 300

Costo total aproximado= US$ 1.965

Luego, un kilo del combustible nuclear UO2 rinde 3.400 GJ, lo cual a su vez

permitiría generar 315.000 kWh.

Entonces: US$ 1.965/315.000 kWh = US$ 0,00623/kWh.

Tomando en cuenta una Heat Rate para la central nuclear de 10.400 BTU/kWh, a

través de una simple regla de tres podemos ver que el costo del combustible nuclear es de

US$ 0,6/mmBTU.

58

ANEXO 5 –Probabilidad de accidente nuclear-

Una de las mayores preocupaciones que existen en torno a la energía nuclear es la

probabilidad de que exista un accidente en alguno de los procesos, con posterior

contaminación por radiación, siendo especialmente grave por el riesgo que esto conlleva

en la población.

En MIT (2003b) se muestra que históricamente ocurren accidentes serios cada 50

años, como el ocurrido en Chernobyl en 1986, lo que se traduciría en una tasa de

ocurrencia media de un accidente grave por reactor cada 10.000 años. Hoy, nuevas

tecnologías desarrolladas en la industria nuclear apuntan a reducir esta probabilidad a 10-6

fallas/reactor-año.

Aun así, como se muestra en estudios realizados en el Reino Unido entre 1972 y

199255, la tasa de fallecimiento en el sector nuclear es baja comparada con las tecnologías

alternativas. Al analizar los fallecimientos, normalizados por TW-año56 de producción de

electricidad, los resultados son claros: la industria del carbón presenta 342 muertes,

versus 8 de la industria nuclear.

55 Ball, Roberts & Simpson, 1994, Research Report Nº 20, Centre for Environmental & Risk Management, University of East Anglia; Hirschberg et al., Paul Scherrer Institut, 1996; in: IAEA, Sustainable Development and Nuclear Power, 1997; Severe Accidents in the Energy Sector, Paul Scherrer Institut, 2001. 56 Un Terawatt (TW) equivale a 1012 watts.

59

ANEXO 6 –Actualidad nuclear-

Actualmente, como vemos en el Gráfico 6.1, la energía nuclear en el mundo

genera un 16% de la electricidad, ubicándose en el tercer puesto, detrás del carbón con un

39% y de la hidráulica con un 19%.

Gráfico 6.1 Generación de electricidad mundial en 2007

Carbón, 39%Hidro, 19%

Nuclear16%

Gas, 15%Petróleo, 10%

Fuente: World Nuclear Association (WNA)

Esto es generado por 439 reactores nucleares repartidos por el mundo �como se

aprecia en el Gráfico 6.2�, siendo Estados Unidos quien cuenta con la mayor cantidad

de ellos en operación (104), seguido por Francia con 59. En Latinoamérica solo tres

países cuentan con nucleoelectricidad: México, Brasil y Argentina. Unido a esto, existen

en construcción 34 reactores y otros 86 que se planean construir a la brevedad. Por

último, ya existen propuestas para construir otros 223 reactores en todo el mundo, con

China liderando estas propuestas con la intención de aumentar su actual parque en 86

reactores57.

57 En WNA: Global Nuclear Fuel Market (reference scenario).

60

Gráfico 6.2 Reactores nucleares en el mundo a septiembre de 2007

1

1

1

1

2

2

2

2

2

2

2

4

4

5

5

6

7

8

10

11

15

17

17

18

19

2 0

3 1

5 5

5 9

10 4

Armenia

Lit huania

Net her lands

Slovenia

Argent ina

Brazil

Bulgar ia

Mexico

Pakist an

Romania

South Af rica

Finland

Hungary

Slovakia

Swit zerland

Czech Republic

Belgium

Spain

Sweden

China

Ukraine

Germany

India

Canada

United Kingdom

Sout h Korea

Russia

Japan

France

USA

Fuente: WNA

Aunque actualmente ha decaído la tasa de construcción de centrales nucleares, en

comparación con los niveles de la década de 1970 y de 1980, también es cierto que los

reactores existentes están produciendo más electricidad. A modo de ejemplo, en el 2006,

la producción fue de 2.658 billones de kWh. El aumento en los últimos cinco años fue de

210 Terawatt-hora (TWh58), siendo que entre 1999 y 2006 no hubo un aumento neto en el

número de reactores: la mejora se explica por una mayor eficiencia de las unidades

existentes, principalmente a través de extender la vida de las plantas y mejorar su tasa de

utilización59.

Todos estos antecedentes hablan de lo que ha sido llamado el renacimiento

nuclear, proceso que ocurre simultáneamente con un avance en la estandarización de

productos, simplificación de sistemas y mejoras regulatorias en esta industria. Hoy

Finlandia está construyendo una planta de 1600 MW y considera construir otra más; por 58 Un terawatt-hora representa 1012 watt-hora. 59 http://www.world-nuclear.org/info/inf01.html.

61

otro lado Francia planea construir su central número 60 y las declaraciones del G8

advierten de nuevas inversiones en Estados Unidos (once firmas anunciaron 24 nuevas

unidades), Inglaterra, Rusia y Japón, entre otros.

62

ANEXO 7 –Antecedentes históricos evaluación energía nuclear-

Al igual que en muchos países en desarrollo, los inicios de la investigación y el

interés por la energía nuclear tomaron fuerza en Chile después de la Segunda Guerra

Mundial y los devastadores efectos de las bombas atómicas de Hiroshima y Nagasaki.

En sus inicios fue muy difícil llevar a cabo estudios en la materia debido al gran

hermetismo con que se manejó la información en la industria nuclear �reforzado esto en

un contexto de Guerra Fría�, impidiendo el avance tecnológico en la materia. Por esta

razón, en un principio nos limitamos a generar un marco legal ya sea a través de leyes

internas, como suscribiendo a tratados internacionales.

� Década de 1950

1952: El 22 de febrero, el Decreto Supremo Nº 379 del Ministerio de Economía declara

esenciales para el abastecimiento del país todos los minerales radioactivos ubicados en

terrenos de cualquier dominio.

1953: El 8 de diciembre, el presidente de Estados Unidos del momento, Dwight D.

Eisenhower, aprobó y promovió el programa “Átomos para la Paz”, con la intención de

desclasificar información científica y tecnológica nuclear solo para uso con fines

pacíficos, lo que se tradujo en un fuerte impulso para el sector, gestándose un gran interés

por lo nuclear.

1955: El 14 de septiembre es presentado al Congreso Nacional un proyecto de ley sobre

la creación de la Comisión Nacional de Energía Atómica. Unido a esto, se empieza a

involucrar en el tema el Ejército, enviando oficiales al extranjero a estudiar el diseño y

cálculo de reactores. Por último, el 23 de octubre del mismo año, Chile mandó una

delegación a la Conferencia efectuada en la sede de la ONU en Nueva York en la que se

firmó el estatuto del futuro Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA), con

sede en Viena.

1959: Es el año en que Chile se abre al mundo. El 22 de abril la Organización de Estados

Americanos (OEA) aprobó el estatuto que creó la Comisión Interamericana de Energía

Nuclear (CIEN), pasando Chile a ser parte de la CIEN por ser miembro de la OEA.

Además, el 23 de julio Chile firmó en Santiago con el gobierno de Estados Unidos, un

acuerdo relativo a prestar asistencia en lo concerniente a materiales, entrenamiento de

63

personal e investigación nuclear. Dos meses más tarde, y después de dos años de creado

oficialmente, Chile se incorporó como miembro del OIEA.

� Década de 1960

1964: Por medio de la ley 16.319 fue creada la Comisión Chilena de Energía Nuclear

(CCHEN), continuadora de la Comisión Nacional de Energía Nuclear, un organismo de

administración autónoma del Estado y dependiente exclusivamente del Presidente de la

República. Su objetivo sería: “atender los problemas relacionados con la producción,

adquisición, transferencia, transporte y uso pacífico de la energía atómica y de los

materiales fértiles, fisionables y radiactivos”60.

1967: El Presidente de la República aprobó un Plan de Acción elaborado por la CCHEN

titulado “Política Nuclear y Planes de Desarrollo”, en el cual se dio énfasis al fomento de

las aplicaciones de la energía nuclear en la agricultura, química, física, centrales

nucleoeléctricas y protección a la salud.

1969: Chile y el Reino Unido llegaron a un acuerdo para el suministro de un reactor de

investigación de 5 MW, el cual pasaría a constituir el centro de gravedad del futuro

Centro Nacional de Estudios Nucleares en La Reina. El 19 de diciembre el Gobierno de

Chile y el OIEA firmaron un acuerdo sobre asistencia al Proyecto Reactor de

Investigación de 5 MW y suministro de combustible para el mismo.

� Década de 1970

1970: Endesa contrató a NUS CORP (USA) para hacer un estudio de factibilidad para

instalar una central nuclear de 75 MW en Antofagasta. Los resultados fueron negativos

desde el punto de vista económico. El Ministro de Defensa Nacional señaló la necesidad

de la participación de las Fuerzas Armadas en la planificación y desarrollo de la energía

nuclear.

1971: El gobierno dispuso un Comité para organizar el Centro de Estudios Nucleares del

Ejército (CENE).

1972: Entran en operación los laboratorios de La Reina. Se inició la construcción del

Centro en Lo Aguirre con asesoría de la Junta de Energía Nuclear de España.

60 Ley Nº 16.319, artículo 3º.

64

1973: Por Decreto Supremo Nº 170 del Ministerio de Defensa, se creó oficialmente el

CENE como organismo destinado a ejecutar la política de participación de las Fuerzas

Armadas en el desarrollo nuclear nacional.

1974: La comisión ejecutó el Plan de Acción Inmediata. Su meta principal fue poner en

marcha el reactor de La Reina. El 13 de octubre el reactor alcanzó su primer estado

crítico. Por primera vez en Chile se produjo y controló una reacción nuclear de fisión en

cadena. El 8 de noviembre se inauguró el Centro de Estudios Nucleares de La Reina.

1975: Se inició en La Reina la producción de radioisótopos. En abril la CCHEN y Endesa

elaboraron un estudio de prefactibilidad sobre Incorporación de Centrales

Nucleoeléctricas al servicio del país. Se firmó un protocolo con la Junta de Energía

Nuclear de España para la construcción y posterior operación de una planta de irradiación

de uso múltiple en Lo Aguirre, permitiendo iniciar técnicas en la conservación de

alimentos y en la esterilización de material médico quirúrgico.

1976: Por Decreto Ley Nº 1.507, se dispuso que el Centro de Estudios Nucleares del

Ejército se integrara con todos sus recursos a la Comisión Chilena de Energía Nuclear. La

CCHEN y Endesa completaron la elaboración del Plan de Acción Construcción de la

Primera Central Nucleoeléctrica. CHILECTRA fue incorporado al plan.

1977: El reactor de Lo Aguirre alcanzó su primer estado crítico y se inauguró el Centro

de Estudios Nucleares de Lo Aguirre.

1978: Se firma el Decreto Ley Nº 2.224, que crea la Comisión Nacional de Energía

(CNE)61. Su función principal es “elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para

el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al

Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía”62. En el artículo 3º del

mismo decreto ley se define el sector: “El sector de energía comprende a todas las

actividades de estudio, exploración, explotación, generación, transmisión, transporte,

almacenamiento, distribución, importación y exportación, y cualquiera otra que concierna

61 Su Dirección Superior está a cargo de un Consejo Directivo integrado por los ministros de Minería, Economía, Hacienda, Defensa Nacional, Secretario General de la Presidencia y de Planificación y Cooperación. La máxima autoridad de este Consejo es el Ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía 62 Decreto Ley Nº 2.224, Artículo 2º.

65

a la electricidad, carbón, gas, petróleo y derivados, energía nuclear, geotérmica y solar, y

demás fuentes energéticas”63.

A esta altura, la CCHEN, junto a Endesa y Chilectra, llevaban más de tres años de

trabajo bajo el denominado “Proyecto Nucleoeléctrico”. A partir de la creación de la

CNE, ésta se unió al estudio de la factibilidad, siendo uno de sus primeros trabajos

evaluar el Proyecto Nucleoeléctrico. Este comprendía tres centrales nucleares

alternativas: de 600, 900 y 1.200 MW, cuya fecha de entrada en funcionamiento se

estimaba para 1989 y 1990. Para determinar la ubicación de la planta se contrató la

asesoría de empresas extranjeras y se llevaron a cabo estudios geológicos, topográficos,

sismográficos y meteorológicos.

Así, en agosto de 1979 la CNE emitió su informe de factibilidad económica. El

diagnóstico era que, siendo técnicamente viable la construcción de una planta nuclear en

el país, era mucho más costosa que una central de otro tipo. "No resulta conveniente la

instalación de centrales nucleares en el Sistema Interconectado antes del año 2000 y solo

son económicas a partir de esa época en unidades de un tamaño no inferior a 1.200 MW",

indica el primer punto de las conclusiones del trabajo de la CNE. En esa fecha el costo de

construcción de la planta se estimaba en unos US$ 800 millones64.

� Década de 1980

1983: Por decreto Supremo Nº 1.304 del Ministerio del Interior se aprobaron los

objetivos y políticas para el desarrollo nuclear chileno en el contexto del Programa Socio

Económico 1981-1989.

1984: Se promulgó la ley de Seguridad Nuclear, Nº 18.302.

1989: Se moderniza y reconfigura el reactor de Lo Aguirre, quedando operativo de 2

MW.

Desde la fecha a la actualidad, la CCHEN se ha concentrado en actividades que se

relacionan con el desarrollo de tecnologías en el área de la metalurgia extractiva y

adaptativa, los procesos químicos de conversión, producción y aplicación de isótopos y

radiaciones, física experimental, ciencia de materiales y fabricación de combustible,

63 Decreto Ley Nº 2.224, Artículo 3º. 64 En Revista Que Pasa Nº 1849, 16 de Septiembre de 2006.

66

además de su rol de autoridad regulatoria nuclear y radiológica en el país; todo esto con

una dotación de 300 personas.

Durante la década de 1980 se llevaron a cabo nuevos estudios acerca de la

instalación de plantas nucleares para la generación de energía núcleo-eléctrica, los que

recomendaron instalar 4 reactores de una capacidad de 400 MW cada uno, pero debido al

bajo precio del carbón, el petróleo y la instalación de plantas hidroeléctricas, estos

proyectos no eran rentables, por lo que la decisión se postergó una vez más.

Ya a fines de la década de los noventa se volvió a analizar la factibilidad de

instalar plantas nucleares. Es así como en 1997 se le encargó al consultor internacional

Electrowatt Engineering (EWE) que realizara un estudio básico, cuyo resultado mostró

que la generación nucleoeléctrica era competitiva con reactores nucleares de potencia

sobre los 1000 MW, en consecuencia, dado el tamaño del momento del sistema eléctrico

chileno, eran demasiado grandes e incompatibles con la demanda real chilena, dado que

los reactores de menor potencia estaban en etapas preliminares de diseño; a todo esto se

le unía además los muy bajos precios del gas natural existentes en ese momento65.

Por último, el año 2007 fue creado �a nivel gubernamental� el Grupo de

Trabajo en Núcleo-electricidad presidido por el físico Jorge Zanelli, cuya misión66 fue

asesorar al gobierno en identificar oportunidades, desafíos, ventajas y riesgos de la

energía nuclear para la producción de electricidad.

65 En http://www.claudiotenreiro.cl/energia/informe-ew.htm. 66 En artículo 1 del Decreto Nº 49 de 2007.

67

ANEXO 8 -Datos del modelo-

Tabla 8.1 Parámetros caso base67

Variables Nuclear Carbón Gas Natural

Costo overnight $ 2000/kW $ 1600/kW $ 650/kW

Precio del combustible $ 0,6/mmBTU $ 2,95/mmBTU (1) $ 7,0/mmBTU

(2) $ 8,0/mmBTU

Crecimiento anual precio

combustible

0,5% real 0,5% real (1) 1,0% real

(2) 1,5% real

Costo variable O&M $ 0,047 cents/kWh $ 0,338 cents/kWh $ 0,052 cents/kWh

Costo fijo O&M $ 63/kW/año $ 23/kW/año $ 16/kW/año

Crecimiento anual O&M 1% real 1% real 1% real

Costo incremental de capital $ 20/kW/año $ 15/kW/año $ 6/kW/año

Depreciación Acelerada, 15 años Acelerada, 15 años Acelerada, 15 años

Costo de desmantelamiento $ 490 millones - -

Cuota de residuos $ 0,1 cents/kWh - -

Años de construcción 5 4 2

Intensidad emisión carbono - 25,8 kg-c/mmBTU 14,5kg-c/mmBTU

Capacidad neta planta 1000 MW 1000 MW 1000 MW

Capacidad de la planta 85% 85% 85%

Heat rate 10.400 BTU/kWh 9.300 BTU/kWh 7.200 BTU/kWh

Años de vida de la planta 40 40 40

Plazo deuda 10 años 10 años 10 años

Tasa de interés nominal 6% 6% 6%

Razón deuda patrimonio 40% 40% 40%

Retorno nominal inversionista 15% 12% 12%

Tasa efectiva de descuento 11,4% 9,6% 9,6%

Tasa de inflación 3% 3% 3%

Tasa de impuestos 17% 17% 17%

67 Todos los datos monetarios en dólares estadounidenses de 2007.

68

ANEXO 9 -Cálculo del costo real actualizado-

Como ya se dijo antes, la metodología utilizada en este estudio se basa en el

modelo utilizado en MIT (2003b).

El costo real actualizado (CRA) de un proyecto se estima usando un análisis de

flujo de caja, donde los ingresos y gastos son proyectados a lo largo de la vida de la

planta y descontados a tasas suficientes para satisfacer las obligaciones de la deuda y el

retorno esperado por los inversionistas.

A continuación, primero se presenta información acerca de parámetros y

supuestos que son de relevancia para la estructura y el cálculo de los costos durante la

vida de las plantas, y luego se presenta la metodología del cálculo del CRA, usando como

ejemplo el caso base de la central nuclear.

9.1 Costo de capital

Las centrales analizadas requieren de una importante inversión en capital antes de

poder empezar a producir electricidad. El modelo asigna el costo overnight, especificado

en US$/kW del año en que comienza la producción (2007), durante el período de

construcción establecido para cada planta según el calendario de gastos en la

construcción explicitados en la Tabla 2.2.2.2 de la sección 2.2.2.

Tabla 9.1.1 Gastos anuales en construcción

Año -5

US$/kW

-4

US$/kW

-3

US$/kW

-2

US$/kW

-1

US$/kW

Overnight cost

2007 US$/kW

Nuclear 165 444 566 471 185 2000

Carbón - 142 293 377 699 1600

CCGT - - - 306 316 650

En la tabla 9.1.1 se presenta la evolución de los gastos en construcción. El costo

overnight es especificado en dólares del año en que empieza la producción (US$ año

2007), por lo que para obtener el gasto anual en construcción se calcula el porcentaje del

costo overnight gastado, y ese valor (en dólares nominales de 2007) es ajustado según la

inflación a US$ nominales del año corriente. El tiempo de construcción es más largo en el

69

caso nuclear, con 5 años y flujos principalmente concentrados en la mitad del período,

seguido por la central a carbón que también tiene un período extenso de construcción,

pero cuyos gastos están concentrados en los últimos años. Finalmente, la central a gas es

la que requiere menor tiempo de construcción, con 2 años, cuyos gastos están igualmente

distribuidos.

Por último, para calcular el costo en capital total �que es parte del CRA�, se

debe considerar el porcentaje del costo de construcción financiado con deuda (los flujos

de pago de intereses y de pago del principal de la deuda), y también la parte del costo de

construcción que es aportado por los inversionistas (% financiado con capital, en la Tabla

9.1.2), flujos que son descontados a la tasa de retorno esperada por el inversionista: para

el caso nuclear; esto es, el 60% del costo overnight en valor real, descontado a la tasa de

retorno real del inversionista, que en este caso es de 11,65%.

Tabla 9.1.2 Gastos anuales en construcción central nuclear (millones de US$ nominales) Año -5 -4 -3 -2 -1

Costo construcción total 165 444 566 471 185

% financiado con deuda 65,9 177,7 226,2 188,5 74,2

% financiado con capital 98,9 266,6 339,3 282,8 111,3

9.2 Ingresos

La única fuente de ingresos de la central es la venta de electricidad. La

importancia de incorporar los ingresos en la evaluación del proyecto radica en poder

estimar la influencia de la depreciación y de los intereses reduciendo la base impositiva

para los impuestos corporativos, y finalmente calcular los costos asociados al pago de

impuestos a la empresa68.

El precio de la electricidad en el primer período es equivalente al CRA de la

planta, aumentado en la inflación, y este precio crece a través de la vida de la central a la

tasa de inflación (�). Este supuesto en un principio puede parecer contradictorio con la

forma en que se establece el precio de la electricidad en Chile, pero es esperable que la

68 Por impuestos a la empresa o impuestos corporativos se entiende como el impuesto de primera categoría pagado por las empresas y que en Chile es del 17%.

70

regulación tome en cuenta el valor de la inflación a la hora de determinar ese precio, más

aún si consideramos un horizonte de 40 años.

Es así como el precio de la electricidad es determinado en un proceso iterativo tal

que se logre la tasa de retorno esperada por los inversionistas: esto porque el CRA

determina el precio de la electricidad del modelo �el CRA determina el precio del

primer período, y este crece a la inflación, estableciendo el precio del resto de los

períodos� y este precio a su vez determina los impuestos corporativos a pagar, por lo

tanto el precio va iterando hasta que se obtiene el precio tal que los inversionistas logren

la tasa de retorno esperada.

Los ingresos anuales (Rn) son el producto de la cantidad de electricidad producida

(Q) y su precio (pn). La capacidad neta de la planta (L, expresado en MW) y la capacidad

de la planta (�) determinan la generación anual de electricidad.

Rn = Q A pn pn = p0A 1 + π` an

con p0 = CRA

Una planta de 1000 MW, trabajando a una capacidad de planta de 85% produce

7446 GWh de electricidad por año.

9.3 Depreciación de los activos

La planta se deprecia de acuerdo a un calendario específico que se basa en las

directrices del Modified Accelerated Cost Recovery System (MACRS) tal como en MIT

(2003b), bajo un sistema de depreciación acelerada asumiendo una vida de los activos de

15 años. El tratamiento de la depreciación es importante en el cálculo del pago de

impuestos ya que ésta es un gasto deducible de impuestos.

La Tabla 9.3.1 muestra el porcentaje de depreciación por año.

Tabla 9.3.1 Calendario de depreciación (% del costo de capital para cada año)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

5 9.5 8.55 7.7 6.93 6.23 5.9 5.9 5.91 5.9 5.91 5.9 5.91 5.9 5.91 2.95

9.4 Gastos en combustible y gastos operativos

Los gastos operativos totales incluyen los costos O&M fijos y variables, el costo

en capital incremental y los impuestos corporativos y por emisión de carbono. El gasto en

71

combustible supone que el precio de este crece a una tasa real, lo que es bastante útil en el

caso del gas natural donde se esperan variaciones en el precio en los años que vienen.

Los gastos operativos totales junto a los gastos en combustible se restan de los

ingresos, para obtener el monto a pagar de impuestos. Además, tanto la depreciación de

activos como el pago de intereses son tratados como gastos deducibles de impuestos.

A continuación se presentan las fórmulas utilizadas para calcular los costos, en

millones de dólares de cada año.

9.4.1 Costo de combustible

El gasto en combustible (Co) está dado por:

Con = P c

106fffffffffff gAHRAQ A 1 + ec

b cn

A 1 + π` an

Con:

Pc = Precio supuesto del combustible (US$/mmBTU).

HR = Heat Rate (BTU/kWh).

ec = Tasa de crecimiento real del combustible.

9.4.2 Costo O&M

El costo O&M se puede separar en una parte fija y una parte variable. El costo

O&M fijo (O&Mf) está dado por:

O&Mf n =C f

103ffffffffffh

jikAL A 1 + eO&M

b cn

A 1 + π` an

Donde:

Cf = Costo fijo O&M (US$/kW/año).

eO&M = Tasa de crecimiento real O&M, relevante para ambos costos O&M.

El costo O&M variable (O&Mv) está dado por:

O&Mvn = C v

103fffffffffff gAQ A 1 + eO&M

b cn

A 1 + π` an

Donde:

Cv = Costo variable O&M (US$ cents/kWh).

9.4.3 Gasto en capital incremental

72

Los gastos en incremento del capital (IC), están dados por:

ICn =C IC

103ffffffffffff gAL A 1 + π` an

Con:

CIC = Gasto en incremento del capital anual, medido en US$/kW/año.

El capital incremental es tratado en este estudio como gasto operativo en vez de

adiciones a la base de activos depreciables. Esta simplificación nos permite evitar tener

que especificar programas de depreciación adicionales. Como este gasto se asume que

ocurre cada año, el error introducido es pequeño.

9.4.4 Gasto en desmantelamiento y cuota de residuos

En el caso de la central nuclear, debemos agregar dos costos que no se presentan

en las centrales fósiles, como lo son el gasto en la cuota para los residuos (CR) y el gasto

en desmantelamiento, el cual está dado por una cuota fija anual que va a un fondo que

crece a la tasa libre de riesgo, cuota que toma el valor de US$ 9 millones para el caso de

la central de 1000 MW, mientras que este costo desciende a US$ 6 millones anuales en el

caso del reactor avanzado.

CRn = Cw

103fffffffffff gAQ A 1 + π` an

Donde:

Cw = Cuota anual para residuos nucleares (US$ cents/kWh).

9.4.5 Gasto en impuestos por emisión de carbono

Solo en el caso de las centrales fósiles se aplican impuestos por la emisión de

carbono (IEC), cuyo costo está dado por:

IECn = τc A IC c

109ffffffffffffffffffffff g

AHRAQ A 1 + π` an

Con:

�c = Impuesto a la emisión de carbono, medido en dólares por tonelada.

ICc = Intensidad de la emisión de carbono (kg-c/mmBTU), que varía según el tipo de

central.

73

9.4.6 Gasto en impuestos a la empresa

Por último, para obtener los impuestos a la empresa se debe restar a los ingresos,

los gastos en combustible, los gastos O&M, los gastos en capital incremental, los

impuestos pagados por emisión de carbono y los gastos en residuos y desmantelamiento.

A esto además, se le debe descontar la depreciación y los intereses, que funcionan como

gastos deducibles de impuestos corporativos. A este valor se le aplica finalmente la tasa

de impuestos de 17%.

La inclusión de este gasto en el análisis de costos busca abarcar de la forma más

cercana a la realidad los gastos que enfrentarían los inversionistas al llevar a cabo un

proyecto de este tipo. Así, se logra conformar una modelación más realista, que incluya

todas las variables que tomaría en cuenta un inversionista privado.

9.5 Retorno de los inversionistas

Como ya se dijo antes, el modelo determina un precio real de la electricidad que

provee el retorno especificado para la deuda y los inversionistas. Los intereses se

acumulan durante la construcción de la planta y son reembolsados junto al principal en

pagos anuales iguales en base a los términos especificados de la deuda. Los inversionistas

invierten sus fondos durante la construcción y reciben las ganancias durante la operación

de la planta. Las ganancias netas son tales que la tasa interna de retorno de los flujos de

caja de los inversionistas se iguala al retorno nominal requerido, 15% en el caso nuclear y

12% en las centrales fósiles.

74

9.6 Cálculo del CRA

Tabla 9.6.1 Flujo de caja central nuclear caso base (US$ nominales) Año 1 2 3 5 10 20 30 40 Precio electricidad (cents/kWh) 5,29 5,45 5,62 5,96 6,91 9,28 12,47 16,76 Ingresos (US$ millones) 394 406 418 444 514 691 929 1248 Costo de combustible 48 50 52 55 66 93 131 185 Cuota de residuos 8 8 8 9 10 13 18 24 O&M fijo 66 68 71 77 94 139 206 306 O&M variable 4 4 4 4 5 8 11 17 Desmantelamiento 9 9 9 9 9 9 9 9 Capital incremental 21 21 22 23 27 36 49 65 Ingreso Operacional 240 246 253 267 304 393 505 642 Depreciación 92 174 157 127 108 0 0 0 Pago de interés 52 48 44 35 7 0 0 0 Pago principal deuda 66 70 74 84 112 0 0 0 Ingreso pre impuestos 96 24 52 105 189 393 505 642 Pago de impuestos 16 4 9 18 32 67 86 109 Ganancia neta 105 124 125 130 153 326 419 533

Para calcular el CRA primero es necesario generar los flujos de caja durante la

vida de la central. Estos flujos son generados primero en dólares nominales para poder

calcular los impuestos corporativos apropiadamente, y luego son ajustados a valores

reales usando la tasa de inflación asumida en este trabajo, que es de 3%. Así, la Tabla

9.6.1 muestra la evolución de los flujos de caja nominales para el caso base de la central

nuclear.

Tabla 9.6.2 Flujo de caja central nuclear caso base (US$ reales) Año 1 2 3 5 10 20 30 40 Costo de combustible 46,7 46,9 47,2 47,6 48,8 51,3 54,0 56,7 Cuota de residuos 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 O&M fijo 63,6 64,3 64,9 66,2 69,6 76,1 84,9 93,8 O&M variable 3,5 3,6 3,6 3,7 3,9 4,2 4,7 5,2 Desmantelamiento 8,7 8,5 8,2 7,8 6,7 5,1 3,7 2,8 Capital incremental 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Pago de impuestos 15,8 3,8 8,1 15,3 23,9 37,2 35,3 33,4 Pago de interés 50,8 45,6 40,4 30,2 5,0 0 0 0 Pago principal deuda 64,3 66,1 68,1 72,1 83,2 0 0 0

75

Una vez obtenido el flujo de impuestos a pagar, se obtienen las series de costos en

valores reales, esto es, eliminando la influencia de la inflación. Los resultados de ese

proceso se muestran en la Tabla 9.6.2.

Obtenidas las series de costos en valores reales, podemos calcular el costo real

actualizado. La fórmula aplicada para calcular el CRA es la siguiente69:

1` a

CRA =

Xt = 1

40 Ca t + Co t + Cpt

1 + ref

b ctfffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffHJ

IK+X

t = 1

N

Cct A 1 + r i

b ctD E

Xt = 1

40 E t

1 + ref

b ctffffffffffffffffffffffffffffffffHJ

IK

fffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffffff

Con: Cat= Gastos en capital en el año t proveniente del pago de intereses y pagos del

principal de la deuda.

Cot= Gastos en combustibles en el año t.

Cpt= Gastos operativos en el año t, que incluye los costos de operación y mantención

fijos y variables, el costo en capital incremental y el pago de impuestos (en el caso

nuclear además se agrega la cuota de residuos y el costo de desmantelamiento).

Cct= Gastos en capital en el año t provenientes de la construcción de la central y que son

afrontados por el inversionista. Según sea la cantidad de años que demora la construcción

de la planta para cada tipo de tecnología, N toma el valor de 5, 4 o 2 años.

Et= Generación de electricidad en el año t.

ri= Tasa de descuento real del inversionista.

ref= Tasa de descuento real efectiva (se supone una sola tasa a lo largo de todo el

proyecto).

Se debe calcular entonces, el valor presente de la producción de electricidad

generada a través de los 40 años de funcionamiento de la central. Para esto, primero se

debe calcular la producción anual de electricidad de una central, donde la cantidad de

69 Esta metodología es ampliamente utilizada a nivel internacional para la evaluación de este tipo de proyectos. Ver IEA y OECD-NEA (2005), Apéndice 5.

76

electricidad producida (Q), es función de la capacidad neta de la planta (L, expresado en

MW) y la capacidad de la planta (�).

Q = L103ffffffffffA φ A 8760

horasañoffffffffffffffffff GWh

añofffffffffffffffff g

Una planta de 1000 MW, trabajando a una capacidad de planta de 85% produce

7.446 GWh de electricidad por año. Este valor es constante a través de la vida de la

central, por lo tanto, el valor de la electricidad producida por una central, descontado a la

tasa de descuento real efectiva (el denominador de la ecuación 1) sería de 87.334,23

GWh para la central nuclear.

Tabla 9.6.3 Cálculo CRA Costo de capital US$ 2.370 millones Costo de combustible US$ 578 millones Costo O&M US$ 1.541 millones Costo Total US$ 4.489 millones Producción electricidad 87.334.228 MWh CRA (US$/MWh) 51,39