E C O N O M Í A

TESIS de MAGÍSTER

IInstituto N S T I de T Economía U T O D E

DOCUMENTO DE TRABAJO


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www.economia.puc.cl

TESIS DE GRADO MAGISTER EN ECONOMIA Diciembre 2007

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE INSTITUTO MAGISTER EN

DE ECONOMIA 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

2

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.

3

Índice I. Introducción

5

II. Análisis económico comparado de la nucleoelectricidad

8

2.1 Energía nuclear versus combustibles fósiles 2.2 Análisis comparado del costo de la nucleoelectricidad

8 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

4

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. 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 LyDExpansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006. 2

5

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.

6

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.

7

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.

8

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. 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. 8

9

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. 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

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 LyDExpansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006.

10

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

11

Para más detalles ver Anexo 2. Emerge 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

11

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:

H I N D b ct E Ca + Co + Cp tf tf f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f t XJ b K + X Cct A 1 + r i ct t=1 t=1 1 + re f ` a f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f H I 1 CRA = 40 Ef f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f tf Jf K 40

X t=1

b

1 + re f

ct

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

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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.

12

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 horas que opera al año la planta

que corresponde a la cantidad de

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).

13

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.

14

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

-5 -4 -3 -2 -1

y que se estima

Tabla 2.2.2.2 Calendario de gastos en la construcción de la planta (% del costo de construcción overnight) Nuclear Carbón Gas CCGT 9,55% 25,00% 10% 30,90% 20% 25,00% 25% 50% 9,55% 40% 50%

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”.

15

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

300.00 250.00 200.00 150.00 100.00 50.00

Ja n0 M 5 ar -0 M 5 ay -0 5 Ju l -0 Se 5 p0 N 5 ov -0 5 Ja n0 M 6 ar -0 M 6 ay -0 6 Ju l -0 Se 6 p0 N 6 ov -0 6 Ja n0 M 7 ar -0 M 7 ay -0 7 Ju l -0 Se 7 p07

0.00

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.

16

Según estimaciones de Endesa Chile20 la región para el año 2010

en el balance de disponibilidad de gas en

, 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 millón de BTU22

lo que corresponde a un precio de US$ 2,95 por

, 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 Tabla 2.2.2.3 Proyección de precios GNL y carbón Año GNL24 Carbón US$/mmBTU US$/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

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.

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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 LyDExpansiva, “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.

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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.

19

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. 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. 30

20

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 de cada proyecto

que determinan el costo de capital

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% mencionado

concordante con el estudio antes

, 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. 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. 34

21

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 central nuclear y la a carbón

la

, 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).

22

Por otro lado, las alternativas con alto costo en combustible central a gas natural, y en menor medida la a carbón

en este caso la

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.

23

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 39

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

24

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

Tiempo

Costo

Costo

Precio

Emisión

Riesgo

central

preparación

capital

Operacional

combustible

CO2

regulatorio

CCGT

Medio

Corto

Bajo

Bajo

Alto

Medio

Bajo

Carbón

Grande

Largo

Alto

Medio

Medio

Alto

Alto

Nuclear

Muy

Largo

Alto

Medio

Bajo

-

Alto

grande 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).

25

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 42

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

26

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 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

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.

27

Gráfico 2.2.3.1 Costo actualizado según tipo de planta

85.00 80.00 75.00 70.00 65.00 60.00 55.00 50.00 45.00 40.00 35.00 30.00 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00

4.88

4.54

10.88 17.64

70.68 57.63

6.61

29.31

27.13 16.05 6.32

Nuclear

Carbón

Costo Capital

Gas CCGT (1)

Costo Combustible

6.32

Gas CCGT (2)

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.

28

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)

29

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%.

+20% +10% +5% Caso base -5% -10% -20%

Tabla 2.3.1 Análisis de sensibilidad Variación en el precio del combustible Nuclear Carbón Gas CCGT (1) 52,71 62,09 80,09 52,05 59,21 74,29 51,72 57,72 71,39 51,39 56,23 68,49 51,06 54,75 65,60 50,73 53,36 62,70 50,07 50,38 56,90

Gas CCGT (2) 96,18 89,03 85,46 81,88 78,31 74,74 67,60

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.

30

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 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 50,29 5 a 6 años 52,99 (2) Costo overnight Aumento de 25% Aumento de 12.5% Disminución de 12.5% Disminución de 25% (3) Reducción tasa de descuento Disminución (1), (2) y (3)

58,92 55,15 47,62 43,85 45,09 41,56

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 financieras

que

las

esperadas

condiciones 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

31

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

32

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 Tabla 2.3.3 Tasa de descuento nominal según tipo de central Nuclear Carbón Ayres et al. (2004), proyecto privado 12,2% 12,2% 10,2% 10,2% MIT (2003b) 11,5% 9,6% RAE (2004) 7,5% 7,5% Tarjanne y Luostarinen (2003)44 5,0% 5,0% Universidad de Chicago (2004) 12,5% 9,5%

Gas 12,2% 10,2% 9,6% 7,5% 5,0% 9,5%

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 Tabla 2.3.4 Análisis de sensibilidad Tasa de descuento Nuclear Carbón Caso base 51,39 56,23 7,5% 39,05 52,36

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.

33

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

Tabla 2.3.5 Análisis de sensibilidad muestra la sensibilidad de los Tasa de inflación Nuclear Carbón Gas CCGT (1) resultados encontrados en el caso 2% 55,84 58,66 68,87 base, a una modificación de la tasa 3% 51,39 56,23 68,49 de inflación anual supuesta para la 4% 47,35 54,06 68,25 vida de los proyectos. Como se puede apreciar, vemos que la variación es más notoria en

34

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%.

35

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

75% 80% 85% 90%

Tabla 2.3.6 Análisis de sensibilidad Capacidad de la planta (% de rendimiento) Nuclear Carbón Gas CCGT (1) 57,15 59,32 69,82 54,09 57,68 69,11 51,39 56,23 68,49 48,99 54,95 67,94

Gas CCGT (2) 83,20 82,50 81,88 81,34

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% 36

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 LyDExpansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006. 47 Ver Tabla 2.1.1 en la sección 2.1.

37

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.

38

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,

US$ 15/ton-C US$ 30/ton-C US$ 50/ton-C

Tabla 2.3.7 Análisis de sensibilidad Impuesto a las emisiones de carbono Carbón Gas CCGT (1) 60,53 70,33 64,86 72,18 70,65 74,66

Gas CCGT (2) 83,69 85,51 87,94

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 LyDExpansiva, “Energía: Hacia fuentes sostenibles y estables en el largo plazo”, Septiembre 2006.

39

Pero el tipo de reactores llamados “evolutivos”, de gran tamaño 1600 MW

entre 1000 a

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. 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

49

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

40

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 Tabla Nº 2.4.2 Costo real actualizado Reactor nuclear “innovativo” US$/MWh Caso Base 57,46 (1) Costo overnight a US$ 54,18 2000/kW (2) Costo overnight a US$ 50,90 1800/kW (2) Costo overnight a US$ 45,99 1500/kW

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.

41

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.

42

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.

43

- 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.

44

- 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.

45

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.

46

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.

47

V.

Referencias Ayres, M., MacRae, M. y Stogran, M. (2004), “Levelised unit electricity cost

comparison of alternate technologies for baseload generation in Ontario”. Preparado por la Canadian Nuclear Association, Calgary, Canadian Energy Research Institute. Ball, Roberts & Simpson, 1994, Research Report Nº20, 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. Bernstein, Juan Sebastián (2007), “Energía nuclear, ¿estamos preparados?” en Seminario de la Cámara Chilena de la Construcción, “Energía Nuclear, ¿estamos preparados?”, Marzo 2007. Coderch i Collell, Marcel (2006), “El futuro de la Energía Nuclear ¿Agonía o Reanimación?”, en Contribución a la Mesa de Diálogo sobre la Evolución de la Energía Nuclear en España, Mayo 2006. DOE (2001), “A Roadmap to Deploy New Nuclear Power Plants in the United States by 2010”, Volume 2, Chapter 4, NTDG Economic Analysis, preparado por US Department of Energy, Estados Unidos. Fontaine, Ernesto (1981), “Evaluación social de proyectos”, sexta edición. Santiago de Chile: Ediciones Universidad Católica de Chile. Fuenzalida, Javier (2007), “La demanda por energía 2006-2050” en Seminario de la Cámara Chilena de la Construcción, “Energía Nuclear, ¿estamos preparados?”, Marzo 2007. Galetovic, Alexander (2006), “Abastecimiento eléctrico 2006-2010: la maraña regulatoria” en Seminario Expansiva, “Nuevas Fuentes, Inversión y Ahorro Energía”, Septiembre 2006. Galetovic, A., J.C. Olmedo y H. Soto (2006), “Abastecimiento eléctrico en el SIC 2006-2010: ¿Qué tan probable es un déficit?”, Puntos de Referencia Nº 279, Santiago: Centro de Estudios Públicos. Grupo de Trabajo en Núcleo-electricidad (2007), “La opción núcleo-eléctrica en Chile”, Informe, Septiembre 2007.

48

IEA (2003), World Energy Investment Outlook, International Energy Agency, París, Francia. IEA (2006), World Energy Outlook, París, Francia. IEA y OECD-NEA (2005), “Projected Costs of Generating Electricity”, http://www.nea.fr/html/pub/ret.cgi?id=new#5968. Informe Técnico Definitivo: Fijación de Precios de Nudo Abril de 2007, Sistema Interconectado Central (SIC), Comisión Nacional de Energía, Santiago de Chile. MIT (2003a), “The Future of Coal: Options for a Carbon-Constrained World”, Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, MA, Estados Unidos. MIT (2003b), “The Future of Nuclear Power: An Interdisciplinary MIT Study”, Massachusetts Institute of Technology, Cambridge, MA, Estados Unidos. Ortiz, José Raúl (2006), “Reservas de uranio y los factores económicos para su transformación en electricidad”, Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, México, Abril de 2006. RAE (2004), “The cost of generating electricity”, Royal Academy of Engineering, Londres, Inglaterra. Tarjanne R. y Luostarinen K. (2003), “Competitiveness Comparison of the Electricity Production Alternatives”. Lappeenranta University of Technology research report EN B-156. Tarjanne R. y Rissanen S. (2000), “Nuclear power: least cost option for base-load electricity in Finland”. The Uranium Institute 25th Annual Symposium, 30 Agosto-1 Septiembre 2000, Londres. Universidad de Chicago (2004), “The Economic Future of Nuclear Power”, Chicago, Il, Estados Unidos. Venegas, José (2007), “Situación Regulatoria en la Gestión de Energía de Latinoamérica”, Segundo Ciclo Temático de Generación, Endesa Chile, Septiembre 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.

49

World Nuclear Association Report (2005), “The New Economics of Nuclear Power”, en www.world-nuclear.org.

50

ANEXO 1 -Potencia instalada actualAl 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/DIESEL 5.26% PETRÓLEO 1.59%

EÓLICA 0.02%

HIDRO 37.92%

GAS NATURAL 37.14% BIOMASA 2.03% CARBÓN 16.04%

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.

51

Gráfico 1.2 Generación eléctrica nacional por tipo de planta 60.0%

50.0%

40.0%

30.0%

20.0%

10.0%

0.0% 1999

2000

Hidráulica

2001

2002

Gas Natural

2003

2004

Carbón

2005

2006

Diesel

Fuente: CNE

52

ANEXO 2 -Probabilidad de déficit en abastecimiento eléctricoEn 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%.

53

ANEXO 3 –Dependencia energéticaEl 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%

PETRóLEO CRUDO 39.5%

HIDROELECTRICIDAD 8.4%

CARBóN 11.6%

GAS NATURAL 24.5%

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.

54

Gráfico 3.2 Dependencia energética54

300,000

74%

250,000

72%

200,000

70%

150,000

68%

100,000

66%

50,000

64%

0

62% 1999

2000

Origen Nacional

2001

2002

2003

Origen Importado

2004

2005

2006

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.

55

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

56

ANEXO 4 –Cálculo del costo del combustible nuclearBasándose 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 Costo fabricación

4,8 SWU x US$ 153 Por kilo de UO2

US$ 734.4 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.

57

ANEXO 5 –Probabilidad de accidente nuclearUna 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.

58

ANEXO 6 –Actualidad nuclearActualmente, 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

Hidro, 19%

Carbón, 39%

Nuclear 16% Petróleo, 10%

Gas, 15%

Fuente: World Nuclear Association (WNA)

Esto es generado por 439 reactores nucleares repartidos por el mundo aprecia en el Gráfico 6.2

como se

, 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).

59

Gráfico 6.2 Reactores nucleares en el mundo a septiembre de 2007 USA

10 4

Fr ance

59

Japan

55

Russia

31

Sout h Kor ea

20

Unit ed Kingdom

19

Canada

18

India

17

Ger many

17

Ukr aine

15

China

11

Sweden

10

Spain

8

Belgium

7

Czech Republic

6

Swit zerland

5

Slovakia

5

Hungar y

4

Finland

4

Sout h Af rica

2

Romania

2

Pakist an

2

Mexico

2

Bulgar ia

2

Br azil

2

Argent ina

2

Slovenia

1

Net her lands

1

Lit huania

1

Ar menia

1

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 59

Un terawatt-hora representa 1012 watt-hora. http://www.world-nuclear.org/info/inf01.html.

60

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.

61

ANEXO 7 –Antecedentes históricos evaluación energía nuclearAl 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

62

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.

63

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.

64

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 64

Decreto Ley Nº 2.224, Artículo 3º. En Revista Que Pasa Nº 1849, 16 de Septiembre de 2006.

65

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 66

En http://www.claudiotenreiro.cl/energia/informe-ew.htm. En artículo 1 del Decreto Nº 49 de 2007.

66

ANEXO 8 -Datos del modeloTabla 8.1 Parámetros caso base67 Variables Costo overnight Precio del combustible

Nuclear

Carbón

Gas Natural

$ 2000/kW

$ 1600/kW

$ 650/kW

$ 0,6/mmBTU

$ 2,95/mmBTU

(1) $ 7,0/mmBTU (2) $ 8,0/mmBTU

Crecimiento anual precio

0,5% real

0,5% real

combustible Costo variable O&M

(1) 1,0% real (2) 1,5% real

$ 0,047 cents/kWh

$ 0,338 cents/kWh

$ 0,052 cents/kWh

$ 63/kW/año

$ 23/kW/año

$ 16/kW/año

1% real

1% real

1% real

$ 20/kW/año

$ 15/kW/año

$ 6/kW/año

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%

10.400 BTU/kWh

9.300 BTU/kWh

7.200 BTU/kWh

40

40

40

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%

11,4%

9,6%

9,6%

Tasa de inflación

3%

3%

3%

Tasa de impuestos

17%

17%

17%

Costo fijo O&M Crecimiento anual O&M Costo incremental de capital Depreciación

Heat rate Años de vida de la planta Plazo deuda

Tasa efectiva de descuento

67

Todos los datos monetarios en dólares estadounidenses de 2007.

67

ANEXO 9 -Cálculo del costo real actualizadoComo 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

-4

-3

-2

-1

Overnight cost

US$/kW

US$/kW

US$/kW

US$/kW

US$/kW

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

68

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%.

69

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 = QA pn

pn = p0 A 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

70

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: f

g

b cn ` an Pf f f f f f f f cf Con = f A HR A Q A 1 + e A1+π c 6 10

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: h

i

b cn ` Cf an ff f f f f f f f kA L A 1 + e O&Mf n = j f A1+π O&M 3 10

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: f

g

b cn ` an Cf f f f f f f f vf O&Mv n = f A Q A 1 + eO&M A 1 + π 3 10

Donde: Cv = Costo variable O&M (US$ cents/kWh). 9.4.3 Gasto en capital incremental

71

Los gastos en incremento del capital (IC), están dados por: f

g Cf ` an f f f f f f f f f f IC IC n = ALA 1 + π 3 10

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. f

g

` an Cf f f f f f f f f f w A QA 1 + π CRn = 3 10

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: f

g

` an τf Af IC f f f f f f f f f f f f f f f f cf cf IEC n = f A HR A Q A 1 + π 9 10

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.

72

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.

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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 Precio electricidad (cents/kWh) 5,29 5,45 5,62 5,96 6,91 9,28 Ingresos (US$ millones) 394 406 418 444 514 691 Costo de combustible 48 50 52 55 66 93 Cuota de residuos 8 8 8 9 10 13 O&M fijo 66 68 71 77 94 139 O&M variable 4 4 4 4 5 8 Desmantelamiento 9 9 9 9 9 9 Capital incremental 21 21 22 23 27 36 Ingreso Operacional 240 246 253 267 304 393 Depreciación 92 174 157 127 108 0 Pago de interés 52 48 44 35 7 0 Pago principal deuda 66 70 74 84 112 0 Ingreso pre impuestos 96 24 52 105 189 393 Pago de impuestos 16 4 9 18 32 67 Ganancia neta 105 124 125 130 153 326

30

40

12,47 929 131 18 206 11 9 49 505 0 0 0 505 86 419

16,76 1248 185 24 306 17 9 65 642 0 0 0 642 109 533

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.

Año Costo de combustible Cuota de residuos O&M fijo O&M variable Desmantelamiento Capital incremental Pago de impuestos Pago de interés Pago principal deuda

Tabla 9.6.2 Flujo de caja central nuclear caso base (US$ reales) 1 2 3 5 10 20 46,7 46,9 47,2 47,6 48,8 51,3 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 63,6 64,3 64,9 66,2 69,6 76,1 3,5 3,6 3,6 3,7 3,9 4,2 8,7 8,5 8,2 7,8 6,7 5,1 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 15,8 3,8 8,1 15,3 23,9 37,2 50,8 45,6 40,4 30,2 5,0 0 64,3 66,1 68,1 72,1 83,2 0

30 54,0 7,4 84,9 4,7 3,7 20,0 35,3 0 0

40 56,7 7,4 93,8 5,2 2,8 20,0 33,4 0 0

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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:

H I N D b ct E Ca + Co + Cp tf tf f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f tf XJ b K + X Cct A 1 + r i ct t=1 t=1 1 + re f ` a f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f H I 1 CRA = 40 Ef f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f f tf Jf K 40

X t=1

b

1 + re f

ct

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

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Esta metodología es ampliamente utilizada a nivel internacional para la evaluación de este tipo de proyectos. Ver IEA y OECD-NEA (2005), Apéndice 5.

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electricidad producida (Q), es función de la capacidad neta de la planta (L, expresado en MW) y la capacidad de la planta ( ). Lf f f f f f f f f f

horas f f f f f f f f f f f f f f f f f f Q = 3 A φ A 8760 año 10

f

g

GWh f f f f f f f f f f f f f f f f año

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 CRA (US$/MWh)

87.334.228 MWh 51,39

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