D O C U M E N T O D E T R A B A J O
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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
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