estudio exploratorio de una central nuclear en el sistema

ESTUDIO EXPLORATORIO DE UNA CENTRAL NUCLEAR EN
EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
GONZALO CALVO YÁÑEZ
PROFESOR GUÍA:
PABLO DAUD MIRANDA
MIEMBROS DE LA COMISIÓN:
RODRIGO DONOSO HEDERRA
EMILIO COVARRUBIAS NOÉ
ENERO 2007
RESUMEN DE LA MEMORIA
PARA OPTAR AL TITULO DE
INGENIERO CIVIL INDUSTRIAL
POR GONZALO CALVO YÁÑEZ
FECHA 15 DE ENERO DE 2007
PROF. GUÍA: PABLO DAUD M.
RESUMEN EJECUTIVO
En Chile la demanda eléctrica crece anualmente un 7%. Los problemas de suministro de gas
natural de Argentina y el riesgo hidrológico por escasez de lluvias motivan estudiar nuevas
fuentes de energía para diversificar la matriz de generación eléctrica.
El objetivo general del presente trabajo de título es estudiar, a nivel exploratorio, una central
nuclear en el Sistema Interconectado Central.
Para la realización de éste, se recopilaron y seleccionaron distintas fuentes bibliográficas, lo que
sirvió para identificar los principales temas que involucra un proyecto nuclear. En particular se
analizó el mercado eléctrico chileno, las alternativas tecnológicas nucleares, el mercado del
combustible, la regulación, los requerimientos de sitio, el impacto ambiental a nivel global y la
evaluación técnica y económica.
Según el análisis realizado, los reactores nucleares son instalaciones industriales seguras, tanto
para eventos sísmicos y eventuales ataques terroristas. Para el correcto funcionamiento, requieren
alrededor de 700 personas capacitadas, con un gasto sobre los 27 millones de US$ anuales. Chile
no cuenta con esos recursos y tampoco con la legislación necesaria para el correcto
funcionamiento de una central de potencia.
Un reactor no tiene emisiones de dióxido de carbono y su costo de manejo de desechos nucleares
es 1,1 US$/MWh contrastado con el costo de emisión de dióxido de carbono de la generación
térmica que es sobre los 5,2 US$/MWh. Este aspecto hace que estas instalaciones sean
ambientalmente sustentables respecto a las otras alternativas.
Para la evaluación económica se estudiaron dos casos: un reactor de 1.000 MW que utiliza agua
liviana (LWR) de 1.900 US$/kW de inversión y un reactor de 650 MW que utiliza agua pesada
(CANDU) cuyo monto de inversión es 1.800 US$/kW. En ambos, se obtuvo un VAN positivo
con una tasa de descuento del 9%. Sin embargo, el proyecto deja de ser viable para tasas
superiores al 10%.
De acuerdo a la evaluación, los proyectos dejan de ser atractivos en caso de existir una demora en
la construcción o atraso de su operación comercial. Sin embargo, los resultados son poco
sensibles ante variaciones del precio del concentrado de uranio. Comparado con otras alternativas
térmicas, una central nuclear es más competitiva económica y ambientalmente que una central a
carbón y un ciclo combinado a gas natural licuado. En consecuencia, los resultados del estudio
incentivan a profundizar más los análisis de factibilidad de un proyecto nuclear, en la medida que
el gobierno se comprometa a apoyar el proyecto.
AGRADECIMIENTOS
A la gente de la Comisión Chilena de Energía
Nuclear, en especial a Don Gonzalo Torres, jefe del
departamento de Materiales Nucleares por su
profesionalismo y confianza.
También por su invaluable ayuda a mis amigos y
tutores Claudio Betti y Pedro Cataldo, de
Planificación Energética de ENDESA.
A mi mamá, Paulina, Cristóbal, Ximena, Marisol y
especialmente a Daniela por su disposición,
optimismo y alegría.
Finalmente deseo agradecer a mi padre y colega
Gonzalo Calvo Flores, por su paciencia, ejemplo,
cariño (a su manera) y confianza.
ÍNDICE
1. PRESENTACIÓN ....................................................................................................................... 3
1.1. Introducción.......................................................................................................................... 3
1.2. Motivación............................................................................................................................ 3
1.3. Objetivos............................................................................................................................... 4
1.4. Metodología.......................................................................................................................... 4
1.5. Alcances ............................................................................................................................... 6
1.6. Resultados esperados............................................................................................................ 7
2. MERCADO ELÉCTRICO .......................................................................................................... 8
2.1. Descripción General ............................................................................................................. 8
2.2. Sistemas Interconectados de Chile ....................................................................................... 8
2.3. Marco Institucional............................................................................................................... 9
2.4. Tarificación y Precios de Generación................................................................................. 10
2.5. Potencia Instalada y Generación en el SIC......................................................................... 12
3. ENERGÍA NUCLEAR.............................................................................................................. 14
3.1. Fisión Nuclear .................................................................................................................... 14
3.2. Reactor Nuclear .................................................................................................................. 14
3.3. Tipos de Reactores ............................................................................................................. 16
3.4. Reactores innovativos......................................................................................................... 18
3.5. Mercado de Reactores ........................................................................................................ 18
3.6. Competitividad de la Energía Nuclear en el Mundo .......................................................... 19
4. CICLO DE COMBUSTIBLE.................................................................................................... 21
4.1. Descripción......................................................................................................................... 21
4.2. Ciclo de combustible LWR ................................................................................................ 23
4.3. Ciclo abierto CANDU ........................................................................................................ 24
4.4. Ciclo Cerrado...................................................................................................................... 24
4.5. Reservas de Uranio............................................................................................................. 25
4.6. Cálculo del costo del combustible ...................................................................................... 27
4.7. Estructura de Costo............................................................................................................. 27
4.8. Competitividad ciclo abierto con ciclo cerrado.................................................................. 29
5. MARCO REGULATORIO ....................................................................................................... 31
5.1. Marco Legal Eléctrico ........................................................................................................ 31
5.2. Marco Legal Nuclear .......................................................................................................... 31
5.3. Marco Ambiental............................................................................................................... 32
5.4. Proceso de Licenciamiento de una Central......................................................................... 33
5.5. Normas de Explotación de una Central Nuclear Eléctrica ................................................. 33
5.6. Inspecciones de la IAEA .................................................................................................... 34
5.7. Clausura de una central....................................................................................................... 35
6. IMPACTO AMBIENTAL......................................................................................................... 36
6.1. Introducción........................................................................................................................ 36
6.2. Emisión de gases ................................................................................................................ 36
6.3. Uso de Suelos ..................................................................................................................... 38
6.4. Radioactividad .................................................................................................................... 38
6.5. Desechos Nucleares............................................................................................................ 39
6.6. Administración de desechos ............................................................................................... 41
6.7. Costos Ambientales ............................................................................................................ 46
7. ELECCION DE SITIO.............................................................................................................. 48
7.1. Requerimientos de una central ........................................................................................... 48
7.2. Densidad de población........................................................................................................ 49
7.3. Zonas industriales, trasporte y militares ............................................................................. 49
7.4. Sismología .......................................................................................................................... 49
7.5. Otras consideraciones ......................................................................................................... 50
7.6. Zonas aptas para instalación de una central ....................................................................... 50
8. EVALUACIÓN TÉCNICA....................................................................................................... 53
8.1. Costos de capital................................................................................................................. 53
8.2. Diferencias distintas alternativas ........................................................................................ 53
8.3. Elección de tamaño............................................................................................................. 54
8.4. Estructura de costos ............................................................................................................ 54
8.5. Sismicidad .......................................................................................................................... 55
8.6. Seguridad antiterrorista ...................................................................................................... 56
8.7. Capital humano................................................................................................................... 56
8.8. Combustible........................................................................................................................ 58
8.9. Desmantelamiento .............................................................................................................. 59
9. EVALUACIÓN ECONÓMICA................................................................................................ 60
9.1. Metodología........................................................................................................................ 60
9.2. Escenario ............................................................................................................................ 60
9.3. Características centrales casos bases .................................................................................. 61
9.4. Costo Variable Combustible............................................................................................... 62
9.5. Inversión ............................................................................................................................. 63
9.6. Costos Fijos ........................................................................................................................ 65
9.7. Costo Variable no Combustible.......................................................................................... 66
9.8. Resultados........................................................................................................................... 67
9.9. Sensibilidades ..................................................................................................................... 69
9.10. Competitividad tecnológica.............................................................................................. 72
10. CONCLUSIONES................................................................................................................... 74
11. BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................................................... 76
ANEXO A: Estatus de la energía nuclear en el mundo................................................................. 79
ANEXO B: Mercado eléctrico del SIC ......................................................................................... 80
ANEXO C: Reactores innovativos ................................................................................................ 86
ANEXO D: Mercado de reactores................................................................................................. 91
ANEXO E: Mercado del combustible nuclear .............................................................................. 95
ANEXO F: Normas de explotación de centrales nucleares......................................................... 109
ANEXO G: Metodología estudio de emisiones de CO2 .............................................................. 114
ANEXO H: Unidades de radioactividad ..................................................................................... 116
ANEXO I: Clasificación de desechos nucleares ......................................................................... 117
ANEXO J: Recursos humanos .................................................................................................... 118
ANEXO K: Análisis de estudios relacionados ............................................................................ 129
ANEXO L: Evaluación económica ............................................................................................. 132
2
1. PRESENTACIÓN
1.1. Introducción
Chile es un país con una economía emergente y es en la práctica un importador neto de energía.
Durante los dos últimos años, el país se ha visto afectado por cortes de abastecimiento de gas
natural desde Argentina, lo que ha afectado drásticamente a la industria y la generación eléctrica.
Además, Chile -en particular el Sistema Interconectado Central (SIC)- está sujeto a un
importante riesgo hidrológico debido a las sequías, porque gran parte de la energía eléctrica se
genera en plantas hidroeléctricas. 1
Este escenario puede acarrear problemas para el desarrollo de nuestro país, debido a la creciente
demanda y dependencia energética. La mejor opción frente a este panorama adverso, es buscar
otras fuentes de energía y diversificar la matriz de generación eléctrica. 2
Una de las posibles alternativas es la energía nuclear. Esta fuente es ampliamente usada en el
mundo permitiendo el abastecimiento de energía eléctrica para muchos países, incluso llegando a
ser la principal fuente de energía en Francia, Bélgica, Japón, entre otros. 3
Existe en la actualidad un resurgimiento de esta industria, debido a la gran demanda mundial por
energía que se presenta en el futuro y porque no tiene emisiones de gases efecto invernadero.
El presente estudio busca responder algunas interrogantes asociadas a la energía nuclear: cuáles
son los requerimientos necesarios, los costos involucrados, las ventajas y desventajas de
implementar una central nuclear.
1.2. Motivación
La Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN) es una institución gubernamental que tiene
como misión fomentar el desarrollo nuclear en el país. Esta opera en distintos ámbitos: medicina,
protección radiológica, esterilización, investigación de nuevos materiales y fiscalización. Uno de
los temas es la núcleo-electricidad.
Esta memoria para optar al título de Ingeniero Civil Industrial de la Universidad de Chile, tiene
como objetivo ser el primer apronte para futuros estudios relacionados. El aporte es la realización
de un trabajo con información actualizada basada en estudios cuyas metodologías son similares y
se diferencian principalmente en los supuestos para precios de combustibles, tasas utilizadas y
maneras de financiamiento. Estos fueron adaptados a la realidad chilena. 4
1
Aunque no se puede hablar de una crisis, entre el 2006 y 2010 el abastecimiento no será holgado y las
probabilidades de déficit son mayores de cero en la mayoría de los meses. [12]
2
Cabe recordar que el crecimiento de la demanda eléctrica está correlacionado con el PIB
3
En Anexo A se desglosan los países que cuentan con reactores nucleares
4
En anexo K se detallan los estudios donde se extrajo información.
3
La Comisión Nacional de Energía (CNE) en 1997 encargó a ElectroWatt Enginering (EWE) un
estudio de costos de centrales nucleares. Este es el último estudio de un organismo de gobierno
alusivo a núcleo-electricidad, lo que incentiva la realización de uno nuevo.
El presente trabajo tiene como motivación analizar la incorporación de nuevas fuentes de energía
a la matriz existente, con la finalidad de ser de interés tanto para la CCHEN, como para
académicos, empresas de electricidad y otros grupos de interés.
El trabajo la sido respaldado por la CCHEN a través del jefe del Departamento de Materiales
Nucleares (DMM), quién ha proporcionado información relacionada con todos los aspectos de la
energía nuclear.
1.3. Objetivos
Objetivo General
Estudiar la factibilidad a nivel exploratorio, de instalar una central nuclear en el Sistema
Interconectado Central. 5
Objetivos Específicos
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Describir el mercado nuclear actual.
Detallar estructura de costos del ciclo del combustible.
Recopilar regulaciones y normativas de seguridad.
Determinar los costos asociados al impacto ambiental.
Dar directrices para posibles sitios de instalación.
Comparación económica con otras alternativas tecnológicas de generación eléctrica:
carbón y gas natural licuado (GNL).
7. Evaluar la factibilidad económica del proyecto.
1.4. Metodología
Para el desarrollo de la memoria, se llevaron a cabo las siguientes etapas:
1. Recopilación y selección bibliográfica sobre la energía nuclear y su uso en generación
eléctrica.
2. Identificación de los capítulos a abordar.
3. Construcción metodológica de cada capítulo.
4. Desarrollo de cada uno de los temas
5
El carácter exploratorio del estudio está dado por la no experiencia en construcción de centrales nucleares en Chile
y éste es una fase previa para estudios más detallados.
4
La primera etapa, consistió en buscar información núcleo-eléctrica de distintas fuentes
bibliográficas. Estas fueron: papers o estudios de universidades, consultores, institutos u
organismos internacionales (Internacional Atomic Energy Agency IAEA, Organization of
Economic Cooperation and Development OECD, Nuclear Energy Agency NEA, entre otras).
El material se seleccionó teniendo en cuenta su actualidad, confiabilidad (es decir, que las fuentes
sean oficiales) y su relación con la investigación en curso.
A partir del material bibliográfico seleccionado, se clasificó la información y posteriormente se
identificaron los siguientes temas para la realización del estudio:
Entorno: Información relacionada con el mercado eléctrico, regulaciones nucleares, eléctricas
y ambientales, mercado de reactores y descripción de la energía nuclear.
Requerimientos de planta: ciclo de combustible, requerimientos de seguridad, impacto
ambiental –contrastado con fuentes como el carbón y el gas natural- y elección de sitio.
Evaluación de proyecto: económica y técnica.
Finalmente, los capítulos se construyeron y se desarrollaron de la siguiente manera:
Mercado Eléctrico: Se realizó un estudio del mercado eléctrico chileno. En este se
describieron sus principales características, sistemas interconectados, demanda de energía,
instituciones y proyección de demanda a futuro dentro del Sistema Interconectado Central.
Energía Nuclear: Se desarrolló el tema de la energía nuclear y su aplicación para la
generación de electricidad. Dentro de esto se describió el funcionamiento de un reactor y sus
principales componentes. Además, se hizo una breve reseña de los tipos de tecnologías que se
encuentran y un estudio del mercado de reactores nucleares.
Ciclo del Combustible: Un factor clave de un programa nuclear es el suministro de
combustible. Mediante búsquedas bibliográficas, se procedió a investigar el ciclo de
combustible nuclear. En particular, se hizo una descripción de los distintos procesos
involucrados, alternativas tecnológicas y precios para estimar costos de generación. En
especial se hizo un estudio del mercado del uranio.
Marco Regulatorio: La regulación es un tema complejo por todas las medidas de seguridad
asociadas a la implementación de una central nuclear. Para estudiarlos se realizó una
búsqueda bibliográfica y entrevistas con expertos.
Impacto Ambiental: Dentro del estudio de impacto ambiental el análisis se centró en la
competitividad de la energía nuclear respecto las alternativas de combustibles fósiles. Se
procedió de la siguiente manera: En primera instancia se hizo una introducción bibliográfica
para entender los principales efectos ambientales tanto de la energía nuclear y como de sus
alternativas. Posteriormente, se estudiaron y compararon cualitativa y cuantitativamente, para
finalmente llegar a un resultado económico.
5
Elección de Sitio: De manera cualitativa y cuantitativa se plantearon directrices para el tema
de las posibles locaciones. Estas se realizaron a partir de la información otorgada por juicio
de expertos y estudios de selección de sitio anteriores.
Evaluación Técnica: Se realizó una preparación de datos económicos y técnicos para la
posterior realización de la evaluación económica. De éste, se diferenciaron las distintas
alternativas de reactores nucleares y se mostraron otros antecedentes técnicos como: recursos
humanos, sismicidad, seguridad ante eventos terroristas, tamaño, ritmo de inversiones, entre
otras.
Evaluación Económica: Se evaluó económicamente dos tipos de centrales. Para ello, se
utilizó un software o modelo de despacho hidro-térmico para simular el mercado eléctrico del
SIC. Al usar el modelo, se empleó un año de largo plazo (2019) con su respectiva demanda y
oferta generadora.
1.5. Alcances
El estudio tiene carácter exploratorio, esto significa un análisis general de los principales aspectos
para la realización de un proyecto núcleo-eléctrico. Por cada tema se definen los alcances:
Mercado Eléctrico: abarca a modo general todos los aspectos de un estudio de mercado.
Energía Nuclear: el alcance es introducir los temas al lector común, para familiarizarlo con
los conceptos relacionados con la industria nuclear.
Ciclo del Combustible: Se realiza un estudio de mercado del uranio y se detallan los procesos
involucrados en la fabricación del combustible para reactores. No profundizará en detallar los
procesos industriales y químicos involucrados para su elaboración.
Marco Regulatorio: busca resumir todos los aspectos relevantes para un proyecto nuclear de
generación eléctrica. Se hace mención de éstas de manera indicativa pensando en una
eventual legislación nuclear.
Impacto Ambiental: se realiza al nivel de impacto global, comparando los efectos ambientales
que produce el uso de distintas tecnologías de generación. No se analiza a nivel de impacto
local, es decir, en el sitio donde se emplace la central.
Elección de Sitio: Se resumen los principales requerimientos de elección de sitio y se
describen las locaciones del barrido regional del estudio de Dames and Moore (1979) 6 de
manera indicativa. Sin embargo, la antigüedad de éste hace que no se tomen como referencia
sus locaciones descritas. Finalmente se emplea un sitio genérico a 300 km. del nudo de
Quillota.
Evaluación Técnica: No ahonda en detalles de diseño de central y equipos más específicos.
Como tampoco profundiza en aspectos de carácter político, sociales y estratégicos del sector
6
Estudio de sitio único en Chile, realizado en conjunto con CCHEN y ENDESA para centrales nucleares. Se
requiere realizar un nuevo estudio que esté actualizado.
6
eléctrico. Sólo se menciona a nivel general ciertos aspectos de capital, recursos humanos,
sísmicos, combustible, entre otros.
Evaluación Económica: tiene limitantes de pre-factibilidad y sensibiliza algunas variables
relevantes de la evaluación tales como precios de combustibles, montos de inversión, tasa de
descuento y tiempos de construcción.
1.6. Resultados esperados
Los resultados que se esperan son de dos tipos, uno general y otro específico.
El resultado general, busca describir los procesos involucrados en la generación eléctrica a partir
de energía nuclear, abordando los temas de interés de un programa núcleo-eléctrico, de manera
didáctica y comprensible.
De forma específica, se busca realizar una evaluación económica con metodologías empleadas
por empresas eléctricas en Chile, utilizando información y datos basados en estudios previos.
7
2. MERCADO ELÉCTRICO
2.1. Descripción General
La industria eléctrica está compuesta por tres actividades principales: generación, transmisión y
distribución de energía.
La generación eléctrica consiste en producir electricidad a través de fuentes convencionales como
la combustión de petróleo, gas natural, carbón, el uso energía hidráulica y nuclear. También
mediante otras llamadas renovables no convencionales (ERNC), como la energía eólica y solar.
La transmisión corresponde a la actividad de transportar la energía eléctrica desde las centrales de
generación hasta grandes subestaciones eléctricas para ser transportada por las empresas
distribuidoras. Las empresas que se desenvuelven en este rubro poseen líneas de 23 kV o
superiores.
La distribución comprende la comercialización y transporte de energía eléctrica a los pequeños y
medianos usuarios, es decir cuyo consumo sea inferior a 2 MW.
2.2. Sistemas Interconectados de Chile
Chile tiene 4 sistemas interconectados. Se muestra a continuación una breve descripción de éstos,
ordenados de norte a sur.
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Este subsistema se extiende desde la ciudad de Arica hasta Coloso, es decir se encuentra a lo
largo de las Regiones de Tarapacá (I) y Antofagasta (II). El principal abastecimiento es a clientes
involucrados en la industria minera e industriales.
Este sistema está formado en un 99,6% por centrales térmicas. La capacidad instalada del SING
alcanza un total de 3.596,5 MW, sin embargo la demanda máxima de este sistema alcanzó los
1.630,8 MW y la generación bruta se ubicó sobre los 12.657 GWh durante el año 2006. [39]
Sistema Interconectado Central (SIC)
El SIC se extiende desde Taltal hasta la isla grande de Chiloé, en la Región de los Lagos (X).
Este es el principal sistema eléctrico del país, suministrando energía eléctrica a más del 90% de la
población nacional. Durante el año 2005 la demanda máxima del SIC alcanzó los 5.763,9 MW,
mientras que la generación está en torno de los 37.964,5 GWh. [39]
El SIC presenta una capacidad instalada de 8.259,8MW y su parque generador es de un 55% de
generación hidroeléctrica con centrales de embalse y pasada. Este sistema abastece
principalmente a distribuidoras –clientes regulados-, que representa sobre el 60% del consumo.
8
Sistema Eléctrico de Aysén y de Magallanes
En el sistema de Aysén sólo opera la empresa EDELAYSEN S.A., quien se encarga de la
generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica para la XI Región. Este es un
sistema pequeño, con una capacidad instalada de 33,3 MW y una demanda máxima de 19,4MW.
El sistema de Magallanes es operado por la empresa EDELMAG S.A. que al igual que la
empresa de Aysén, genera, trasmite y distribuye. Este contiene otros 3 subsistemas aislados que
otorgan suministro a las ciudades de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir. La
capacidad instalada de este sistema es de 66,9MW y la demanda integral es cercana a los
40,6MW. [39]
Diagrama 2.1: Sistemas interconectados de Chile
Sistema Interconectado del Norte Grande
Potencia Instalada: 3.596,5 MW
Generación Anual: 12.657,3 GWh
Demanda Máxima: 1.630,8 MW
Cobertura: Regiones I y II
Población: 6.15%
Sistema Interconectado Central
Potencia Instalada: 8.259,8 MW
Generación Anual: 37.964,5 GWh
Demanda Máxima: 5.763,9 MW
Cobertura: Regiones II a X y Región
Metropolitana.
Población: 92,28%
Sistema Eléctrico de Aysén
Potencia Instalada: 33,3 MW
Generación Anual: 107,9 GWh
Demanda Máxima: 19,4 MW
Cobertura: Región XI
Población: 0.61%
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia Instalada: 65,2 MW
Generación Anual: 207,6 GWh
Demanda Máxima: 39,7 MW
Cobertura: Región XII
Población: 0,96%
Fuente: CNE
2.3. Marco Institucional
En Chile principalmente es el sector privado el que desarrolla las actividades del negocio
eléctrico. El Estado es el ente regulador y fiscalizador del servicio eléctrico, que asegura el
9
cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas, y fija los precios de generación y
transmisión eléctrica.
Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)
Este organismo privado está encargado de coordinar la operación de los sistemas eléctricos con
potencia instalada de 100 MW o superior. Está formado por todas las empresas generadoras que
posean una capacidad superior al 2% de todo el sistema. También participan las empresas de
distribución que operen con líneas que tienen una tensión superior o igual a 23 kV o con tramos
de línea de transmisión con longitud superior a 100 km.
El CDEC regula el funcionamiento de las centrales generadoras y de las líneas de transmisión de
cada sistema, garantizando la operación al costo marginal y la seguridad de servicio. Sus
principales funciones es determinar los costos marginales del sistema y valorizar las
transferencias entre generadoras.
Comisión Nacional de Energía (CNE)
Este es un organismo autónomo del Estado cuya función actual es de regulación de precios de la
energía. Sus actos jurídicos y administrativos se hacen a través del Ministerio de Minería. Otras
funciones son coordinar planes, políticas y normas necesarias para el desarrollo y buen
funcionamiento del sector eléctrico.
Este organismo calcula los precios regulados y actúa como ente técnico del Ministerio de
Economía en caso de existir divergencia con los miembros del CDEC.
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC)
Este organismo estatal depende del Ministerio de Economía. Su función es fiscalizar el
cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, transporte y
distribución eléctrica.
Además, es el responsable técnico de otorgar concesiones provisionales, verificar la calidad de
los servicios y de informar al Ministerio de Economía sobre las solicitudes de concesión
definitivas relacionadas con la distribución y la instalación de centrales hidráulicas, subestaciones
eléctricas y líneas de transmisión
2.4. Tarificación y Precios de Generación
Mercados
Las compañías generadoras obtienen ingresos a partir de la venta de dos productos eléctricos
independientes: generación de energía y potencia firme.
La generación de energía corresponde al nivel de producción de electricidad en el tiempo, medida
en kWh. La potencia firme corresponde a la potencia instalada que una central puede entregar.
10
Las empresas generadoras compran y venden energía y potencia firme en los siguientes
mercados:
1. Mercado de clientes libres: En este la venta y compra de energía es por contrato y ambos
precios se establecen directamente entre generadora y cliente. Los clientes libres son
aquellos que presentan un consumo superior a 2MW.
2. Mercado regulado: Compuesto por todas las empresas de distribución que compran
energía eléctrica y potencia firme a compañías de generación. Estos precios son fijados
por la CNE cada seis meses.
3. Mercado spot: donde las empresas realizan libremente sus transacciones de compra y
venta al CDEC al costo marginal del sistema.
Precios de Energía
1. Precio spot o costo marginal: corresponde al costo de la central que aportó la última
unidad de energía necesaria para satisfacer el consumo. De esta manera las centrales
entran en funcionamiento dentro del sistema, de menor a mayor costo unitario de energía.
Estos costos se realizan a cada hora del día por el CDEC del sistema respectivo.
2. Precio nudo o regulado: corresponde a los costos marginales de generación proyectados
en los siguientes 24 a 48 meses. El precio nudo se establece mediante una banda de
precios que es determinada por el precio promedio. El ancho de la banda no puede superar
el 10% de dicho precio. Para llevar a cabo la estimación, se utilizan modelos estocásticos
que buscan minimizar el costo de operación y de falla. Para calcular estos precios se toma
de referencia una subestación correspondiente al precio de nudo de Quillota. Luego el
CNE pondera para cada subestación factores de penalización correspondiente. –que
buscan reflejar la variación de la producción por efectos de pérdidas relacionadas a ella-
Precios de Potencia
1. Precios libres: son aquellos acordados libremente entre una compañía generadora y un
cliente, que debe estar de acuerdo con las condiciones de mercado presentes al momento
de negociar.
2. Precio nudo de la potencia: corresponde al costo marginal de incrementar la capacidad
instalada en el SIC mediante el desarrollo de unidades generadoras con turbinas a gas.
El cálculo de los precios nudo de potencia se hace de manera similar a los de energía, sin
embargo se toma el precio de referencia correspondiente a la de la subestación del nudo de
Maitencillo en el caso del SIC. Luego la CNE pondera para cada subestación básica los factores
de penalización de potencia correspondientes a cada subestación.
11
2.5. Potencia Instalada y Generación en el SIC
El SIC en la actualidad cuenta con una potencia instalada de 8.288,3MW, correspondiente al
64,3% de la capacidad instalada del país. Las principales empresas que abarcan el mercado son
Endesa con el 32,72%, seguida de Colbún y AES Gener. 7
Tabla 2.1.: Potencia Instalada en el SIC por Empresa
Endesa
32,72%
Colbún
21,90%
Gener S.A.
9,43%
Pehuenche
7,52%
Pangue
5,63%
S.E. Santiago S.A.
4,57%
San Isidro S.A.
4,46%
Otras
13,76%
Fuente: CNE
Además el SIC presenta la mayor parte de su generación hidroeléctrica, seguida de gas natural y
carbón. Esto refleja el grado de dependencia de factores climáticos e importaciones de
combustibles. El gráfico siguiente muestra la potencia instalada del SIC por tipo de generación.
Tabla 2.2.: Potencia en el SIC por Combustible
Hidroeléctrica
56,65%
Ciclo-combinado gas natural
18,21%
Vapor-carbón
11,31%
Gas-diesel
7,19%
Otros
6,64%
Fuente: CNE
Proyección de Oferta del SIC
En los últimos 20 años, la potencia instalada ha crecido a una tasa de 7,6% anual. La
planificación para el desarrollo del SIC está ligada con las políticas diseñadas en la CNE, que
establece un plan de obras de generación y transmisión.
Este plan de obras, que se presenta en abril y octubre de cada año en los informes técnicos de
fijación de precios de nudo, debe minimizar el costo total actualizado de inversión, operación y
racionamiento de la generación de la energía eléctrica en el SIC en un horizonte de 10 años. 8
Esta planificación es de carácter indicativo, pues no existen obligaciones a las empresas
generadoras para realizar inversiones en el sistema. No obstante, se utiliza para la modelación del
sistema y para el cálculo de precios de nudo. Así se puede alinear las proyecciones energéticas
del gobierno con la planificación privada por las distintas empresas que participan en el mercado.
7
Aunque Pehuenche, Pangue y San Isidro S.A. están controladas por ENDESA, lo que reportaría a ésta el 50,23%
del mercado en el SIC.
8
En Anexo B se muestra el plan de obras de la CNE, en conjunto con más antecedentes del SIC
12
Proyección de Demanda del SIC
La venta de energía en el SIC ha presentado un crecimiento sostenido durante los últimos 20
años. La demanda de energía pasó de 9.705 GWh en 1985 a 37.915 GWh en el 2005. La tasa
promedio de crecimiento ha sido de 7%, donde los altibajos de crecimiento de energía coinciden
con períodos de bajo crecimiento económico (2001 y 2002) y de sequía (1989, 1990, 1999). Esto
se puede ver en el siguiente gráfico.
Diagrama 2.2.: Evolución de la demanda de energía
Fuente: CDEC-SIC
Las proyecciones de ventas a futuro se presentan a continuación, elaboradas con los datos de la
CNE y Endesa.
Diagrama 2.3.: Proyección demanda SIC
100000
90000
80000
GWh
70000
60000
50000
40000
30000
20
20
18
20
16
20
14
20
12
20
10
20
20
08
06
20
04
20
02
20
00
20
98
19
19
96
20000
Fuente: elaboración propia con datos de CNE y Endesa
Del gráfico anterior se aprecia que la demanda se triplicará hacia el 2020. Esto traerá desafíos
importantes para asegurar el suministro eléctrico de los consumidores.
13
3. ENERGÍA NUCLEAR
Es la energía que proviene de la fisión del núcleo atómico. Existen en la naturaleza distintos
elementos, siendo unos más inestables en su estructura atómica que otros. Estos elementos
pueden tener reacciones que hacen que su núcleo se modifique, como resultado del choque con
distintas entidades tales como: partículas alfa, rayos gama, neutrones, protones y otros átomos.
3.1. Fisión Nuclear
La fisión es una reacción nuclear que ocurre cuando el núcleo de un átomo pesado (como el
uranio o plutonio) impactado por un neutrón, se hace inestable y hace que se fragmente en otros
átomos. Al mismo tiempo la reacción libera dos o tres neutrones más. La masa resultante de la
reacción es levemente inferior a la original, pues esa diferencia de masa se transforma en energía
acorde a la ecuación E = mc 2 .
Se tiene una reacción en cadena cuando los neutrones liberados de una fisión producen otras
fisiones nucleares. Existe una cantidad de masa llamada crítica que permite mantener las
reacciones en cadena de manera auto-sostenida.
Un ejemplo de una reacción nuclear de fisión que se produce en una reacción en cadena con
uranio (isótopo 235) se muestra a continuación:
n + U 235 → U 236
U 236 → Sr 90 + Xe143 + 3n
Los átomos que capturan neutrones y no fisionan, eventualmente pueden mutar a otros elementos.
Estos generalmente son isótopos de larga vida media y toxicidad, que son la fuente de los
residuos nucleares más peligrosos. La secuencia siguiente, muestra como se forma plutonio a
partir de uranio (con su isótopo 238). El isótopo 239 de plutonio presenta una vida media de 24
mil años.
n + U 238 + γ → U 239 + β → Np 239 + β → Pu 239 + β
3.2. Reactor Nuclear
Es una instalación industrial en la que se aprovecha la energía térmica liberada en la fisión del
uranio o plutonio, en forma controlada. La gran cantidad de energía térmica liberada es usada
para producir vapor y accionar una turbina acoplada a un generador eléctrico. Los componentes
básicos de un reactor son:
14
Combustible
El uranio natural tiene dos isótopos principales, el U238 y el U235 con el 99,3% y el 0,7%
respectivamente. En general, los reactores comerciales utilizan uranio enriquecido en U235 entre
el 2% y 5%, para aumentar la eficiencia de la fisión en los reactores refrigerados con agua
liviana.
Moderador
Los neutrones producidos en una fisión nuclear poseen una alta velocidad. Para mejorar el
rendimiento de las reacciones de fisión se reduce la velocidad de los neutrones con materiales
livianos que no los capturen. Estos materiales pueden ser grafito, agua liviana o agua pesada (es
decir agua con moléculas de deuterio que es un hidrógeno más pesado).
Refrigerante
Una reacción nuclear libera una cantidad alta de energía como calor. El refrigerante remueve el
calor liberado por la fisión para mantener el reactor a una temperatura aceptable de operación y
aprovecha este poder calorífico para la generación de electricidad. La tecnología predominante
usa como refrigerante agua, aunque existen otros reactores que utilizan algún gas como helio. Los
refrigerantes también pueden ser moderadores.
Barras de control
Son dispositivos dispuestos en el núcleo del reactor que absorben neutrones, regulando su
cantidad para controlar la reacción en cadena y la potencia del reactor. Son hechos de cadmio,
boro, indio, plata o hafnio.
Elementos de seguridad
Todas las centrales nucleares, constan en la actualidad de múltiples sistemas, que pueden ser
activos (responden a señales eléctricas), o pasivos (actúan de forma natural, por gravedad,
refrigerante u otros). Para proteger a las personas y el medio ambiente de fugas o eventuales
exposiciones de radiación, un principal componente es el blindaje o contención de hormigón,
acero y plomo que rodea al reactor.
Diagrama 3.1.: Reactor Nuclear (de agua presurizada)
Fuente: OECD, New Scientist
15
El diagrama anterior muestra como es una central nuclear y de manera esquemática su
funcionamiento. Los componentes numerados son:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
En gris las barras de control y en verde las barras de combustible
El moderador junto con el refrigerante dentro del reactor.
Generador de vapor
Turbina y generador eléctrico
Condensador
Torres de refrigeración
3.3. Tipos de Reactores
Hay muchos tipos de reactores, los más comunes son los reactores de agua liviana (LWR).
Dentro de estos existen los de agua presurizada PWR (Pressurised Water Reactor) y los de agua
en ebullición BWR (Boiling Water Reactor). Hay otros que usan agua pesada, que también se les
llama CANDU (Canadian Deuterium Uranium Reactor). Además hay reactores de alta
temperatura con refrigerante a base de gas HTGR (High Temperature gas- cooled reactor).
El desarrollo de la tecnología ofrece actualmente los reactores llamados de tercera generación que
son versiones avanzadas de los diseños predominantes hasta la fecha. En estos nuevos diseños se
ha buscado aumentar la eficiencia y la seguridad pasiva y los factores de capacidad.
Adicionalmente, existen iniciativas internacionales de nuevos conceptos de reactores innovadores
llamados de cuarta generación cuyo desarrollo se espera dentro de 30 años.
PWR
El agua liviana es utilizada como moderador y refrigerante. Esta se encuentra a gran presión (15,5
MPa aproximadamente) para que se mantenga líquida. Esta circula por un circuito primario de
refrigeración hacia un generador de vapor, donde agua de un circuito secundario es convertida en
vapor para mover turbinas que serán utilizadas para la generación de electricidad. Utilizan como
combustible uranio enriquecido.
Diagrama 3.2.: Reactor PWR
Fuente:, Deparment of Energy (DOE)
16
BWR
El agua actúa como moderador y refrigerante a una menor presión (7 MPa) lo que permite que
entre en ebullición. Esta agua evaporada va directamente a la turbina para que los generadores
entreguen electricidad. Utiliza uranio enriquecido como combustible.
Diagrama 3.3.: Reactor BWR
Fuente: DOE
CANDU
El refrigerante y moderador de este reactor de origen canadiense es el agua pesada. Estos utilizan
uranio natural como combustible. Por otra parte, estos requieren enriquecer el agua liviana en
agua deuterada (que está en la naturaleza en una concentración menor al 1%). Estos no requieren
ser apagados para recargar combustible.
Diagrama 3.4.: Reactor CANDU
Fuente: Energié NB POWER
VVER
Reactores de agua presurizada soviéticos. VVER es la abreviación rusa de refrigerado por agua,
moderado por agua, reactor de energía. Presentan altos costos de re-acondicionamiento porque
17
sus diseños originales no cumplen con los requisitos de seguridad actuales, lo que lleva que en
algunos países estén desmantelándose como en Bulgaria y la Republica Eslovaca.
RBMK
Abreviación rusa de reactor de ebullición, en esencia es un BWR de origen soviético. Como
refrigerante usa agua y moderador grafito. El accidente que se produjo en Chernobyl lo causó un
reactor de este modelo.
3.4. Reactores innovativos
Los nuevos reactores nucleares tienen incorporadas mejoras a los diseños existentes. En el largo
plazo 9, habrá nuevos diseños innovativos que prometen un menor tiempo de construcción y
costos de capital menores. [3] Estos son de tamaño pequeño (<300 MW) a mediano (300-700
MW) y se enfocan en tres áreas principales:
1. Reducción de costos, enfatizado a periodos cortos de construcción a través de diseños
modulares, economías de escala por producción en serie, construcción de unidades
múltiples, licencias o aprobación temprana por diseño aprobado.
2. Seguridad mediante la implementación de componentes de seguridad pasivos
3. No proliferación nuclear. 10
Estos desarrollos en su mayoría están en etapas de diseño conceptual, 11 sin embargo en Sudáfrica
se aprobó el diseño y la revisión de seguridad del pebble bed modular high temperature reactor
(PBMR) de 168 MW, con una demostración de planta planificada para el 2012. [1] Otro reactor
que se encuentra en etapa intermedia de investigación y desarrollo es el modular high
temperature gas reactor (MHT-GR) que utiliza helio y no destruye el núcleo del reactor en caso
de perder refrigeración. [4]
3.5. Mercado de Reactores
En esta sección, se tratará el mercado actual y de mediano plazo de reactores por parte de los
principales fabricantes, que eventualmente se dispondrá en el 2015, en vista a una hipotética
puesta en marcha en el año 2019. 12
Framatome-ANP tiene dos modelos, el European Pressurised Water Reactor (EPR) es un PWR
que ya se está construyendo por primera vez en la unidad Olkiluoto 3 en Finlandia y se contempla
la construcción en el 2007 de una unidad en Flamanville (Francia) y el Siedewasser-reaktor
SWR1000 que es un BWR que se está desarrollando en conjunto con empresas alemanas.
9
Aproximadamente se habla de 30 años.
Se entiende por No Proliferación Nuclear la restricción de posesión de armas nucleares o de tecnología que
permita acceder a éstas.
11
Es necesario realizar un constante seguimiento a estos cambios tecnológicos en la industria. En el Anexo C. se
tiene un registro de estos nuevos reactores.
12
En Anexo D se incluyen los perfiles de las principales empresas de reactores.
10
18
El Advanced Boiling Water Reactor (ABWR) y el European Simplified Boiling Water Reactor
(ESBWR) son de General Electric. El ABWR ya está construido en Asia en conjunto con
Toshiba e Hitachi. Los costos de la primera unidad construida ya están hundidos, así que eso baja
los costos de construcción de las unidades siguientes. El ESBWR es una evolución del anterior y
está en fase de pre-certificación en Estados Unidos.
Westinghouse posee el System 80+ (originalmente desarrollado por ABB-CE). Este es un modelo
avanzado de PWR ya construido en la planta de Yonggwang en Corea del Sur en 1995. El AP600
y el AP1000 son modelos más recientes, el primero ya certificado y el segundo en etapa de
certificación en los Estados Unidos, aún sin unidades construidas. Estos reactores tienen sistemas
de seguridad pasiva y simplificaciones que los hacen más económico.
La Atomic Energy of Canada Limited (AECL) posee el CANDU-6 y su sucesor ACR700. El
ACR700 tiene la particularidad que el agua pesada se utiliza sólo como moderador y el
refrigerante es agua común.
3.6. Competitividad de la Energía Nuclear en el Mundo
Durante 2003 y 2006 se han hecho estudios de competitividad entre la energía nuclear y otras
alternativas de generación eléctrica. En éstos, se comparan los costos de capital (sin incluir
amortizaciones ni costos indirectos) y los costos de generación de electricidad necesarios para
hacer rentable los proyectos. 13
En la tabla siguiente se aprecia la disparidad de los costos de capital de las plantas nucleares. En
éste influye el modelo de reactor, los costos por contingencias, el tiempo de construcción, el
tiempo de espera por autorización de explotación y tasas de descuento. [2]
Tabla 3.1.: Costos de Capital Estimados en Estudios Recientes
University
of
Royal
Academy of
DGEMP
METI
CERI
Chicago
Engineering
Francia
Japón
Canadá
US$/kW
US$/kW
US$/kW
US$/kW
US$/kW
US$/kW
US$/kW
2000
1300
500
1200-1800
1182-1460
500-700
2119
1345-1511
553
1823
1290-1419
652
2614
2548
1536
1968-2491
1341
596
1074-2510
719-2347
424-1292
MIT
Nuclear
Carbón
Gas Natural
OECD/NEA/IEA 14
Fuente: IAEA, Nuclear Power and Sustaintable Development
La alternativa a gas natural es la más económica en capital, producto a la estandarización de la
construcción de las centrales de ciclo combinado y la simplicidad de su tecnología.
13
Se detalla un resumen de estos estudios en Anexo K
Organization of Economic Cooperation and Development / Nuclear Energy Agency / International Energy
Agency. Estás dos últimas dependientes de la OECD.
14
19
Las centrales a vapor-carbón son de costo más alto que los ciclos combinados y en algunos casos
pueden llegar a costos similares a de una central nuclear.
Tabla 3.2.: Costos de Generación Estimados en Estudios Recientes
University
Royal
MIT
Of
Academy of
DGEMP
METI
CERI
Chicago
Engineering
Francia
Japón
Canadá
Nuclear
Carbón
Gas Natural
OECD/NEA/IEA
cUS$/kW·h
cUS$/kW·h
cUS$/kW·h
cUS$/kW·h
cUS$/kW·h
cUS$/kW·h
cUS$/kW·h
6,7
4,2
3,8-5,6
4.1–7.1
3.3–4.1
3,5-4,5
4,2
4,6-6,4
4,1-5,2
3,6
4,1-4,4
4,5
5
5,3
5,8
4,4-7,5
4,0-4,9
6,0-6,3
2,1-6,9
1,6-6,9
3,8-6,4
Fuente: IAEA, Nuclear Power and Sustaintable Development
La tabla 3.2 demuestra que no hay una regla general en términos de competitividad en costos de
generación. Depende de las condiciones particulares de cada país o región.
En general, los ciclos combinados y las unidades vapor-carbón son más competitivos en los
países que cuentan con grandes cantidades de gas natural o carbón. [2]. La alternativa nuclear
puede llegar a ser atractiva en países que no cuentan con recursos fósiles, como en el caso de
Japón y Francia donde se muestra en la tabla que la energía nuclear es más barata.
Por ejemplo, en el caso de Estados Unidos, la generación de carbón es más económica porque ese
país cuenta con abundantes reservas. Esto se traduce que más del 50% de toda la generación de
su matriz energética [8] sea en base a ese combustible.
En el caso de Chile, el alto costo de capital de una central de carbón 15 de alrededor de 1500
US$/kW instalado, incentiva a evaluar la posibilidad de competir por parte de una central
nuclear.
15
Información de ENDESA, Planificación Energética
20
4. CICLO DE COMBUSTIBLE
4.1. Descripción
Es la cadena de procesos abarcando desde la minería del uranio, donde el combustible es
producido y administrado antes y después de su uso en un reactor. Existen dos tipos de ciclos: el
abierto y el cerrado. Ambos difieren en la manera de cómo el combustible nuclear gastado se
recicla.
Diagrama 4.1.: Ciclo combustible nuclear
Fuente: IAEA
Minería y concentrados
El uranio es un mineral ampliamente difundido en el mundo. Este contiene un 0,711% del isótopo
U235 y el resto de U238. Más del 70% del uranio extraído es a través de minas a rajo abierto [18].
Posteriormente, el mineral se purifica y se trata químicamente para producir U3O8. Este
concentrado también se le llama yellow-cake. En la tabla 4.1 se muestran los principales países
productores de uranio y su producción. 16
Conversión
Conversión es el proceso químico que transforma yellow-cake en hexafluoro de uranio UF6. Este
compuesto es sólido a temperatura ambiente, pero rápidamente pasa a estado gaseoso si la
temperatura está sobre del punto de ebullición del agua. El UF6 es producido en plantas
16
La industria minera del uranio está más detallada en Anexo E
21
industriales donde es almacenado y transportado en largos cilindros de 122 cm. de diámetro y con
capacidad de 12.000 kg. 17
Tabla 4.1.: Principales productores de Uranio yellowcake
2003
2004
Variación
Canadá
Australia
Kazajastán
Nigeria
Rusia
Namibia
Uzbekistán
Resto
Total
Ton. Uranio
Ton. Uranio
Anual %
10457
7572
3300
3143
3150
2036
1589
4373
35620
11597
8982
3719
3282
3200
3038
2016
4417
40251
10,9%
18,6%
12,7%
4,4%
1,6%
49,2%
26,9%
1,0%
13,0%
Fuente: Electronuclear/ABDAM
Enriquecimiento de uranio
El isótopo U235 es ligeramente más liviano que el U238. Esta propiedad es aprovechada en
procesos para aumentar la cantidad de U235 que en el uranio natural. Este proceso se llama
enriquecimiento.
Hay dos métodos de enriquecimiento comerciales. 18
1. Separación por difusión gaseosa. El UF6 difunde por barreras porosas, donde las
moléculas más livianas pasan con mayor facilidad.
2. Separación por centrífuga. El UF6 más pesado pasa por afuera de las paredes de una
centrífuga y de esa manera divide el gas en dos grupos, uno con más presencia de U235 y
otro empobrecido en dicho isótopo.
Fabricación de combustible (UOX)
Usualmente el UF6 se transforma a polvo de dióxido de uranio UO2. Este posteriormente se
presiona y se calienta a 1400 ºC para producir en pellets cilíndricos. Los pellets son cargados en
unos tubos metálicos conformando las llamadas barras combustibles, las que se ensamblan como
elementos combustibles consumiendo el U235. Estos son de zirconio o de acero inoxidable. El
diagrama 4.2. muestra como es un elemento combustible típico de un LWR. Este mide alrededor
de 4 metros de alto y de 15 cm. de ancho por cada lado. Los elementos en rojo corresponden a los
pellets de combustible.
Desechos
Al momento que un reactor utiliza todo su combustible enriquecido, este pasa a ser combustible
gastado. Estos desechos son almacenados en el mismo reactor en piscinas hasta que baje su
radiactividad media y calor. Eventualmente pueden pasar a contenedores de concreto refrigerados
17
18
En Anexo E se muestran las principales plantas de conversión comercial.
Se muestran las principales plantas de enriquecimiento en Anexo E
22
y con distintas barreras físicas. Estos están en espera para pasar a un almacenamiento definitivo
en un repositorio geológico profundo, ser reprocesados o ser administrados en tierra en
contenedores de concreto.
Diagrama 4.2.: Elemento Combustible
Fuente: elaboración propia con imagen OECD
4.2. Ciclo de combustible LWR
El ciclo abierto se inicia desde la extracción minera hasta finalizar en la administración del
combustible gastado. Es el ciclo más usual de los reactores en el mundo. La imagen mostrada
abajo detalla gráficamente como son los pasos de este ciclo.
Diagrama 4.3.: Ciclo Abierto de combustible LWR
Fuente: Elaboración propia
19
19
Se utilizó software VISTA de simulación de ciclo de combustible proporcionado por IAEA
23
4.3. Ciclo abierto CANDU
El ciclo de los reactores CANDU, se diferencia del ciclo habitual ya que no necesita enriquecer
uranio. Es decir, no requiere parar por las etapas de conversión ni de enriquecimiento. Esto se
traduce en menores costos de elaboración. El diagrama siguiente muestra como es el ciclo.
Diagrama 4.4.: Ciclo abierto combustible CANDU
Fuente: elaboración propia con información VISTA, IAEA
4.4. Ciclo Cerrado
El ciclo cerrado presenta la opción de reciclaje de combustible gastado de un reactor para
reactores LWR. El reprocesamiento es la operación el cual se recupera material con contenido
energético no usado para un posterior uso. 20
En general, el combustible gastado tiene una concentración aproximada del 1% de plutonio.
Durante el reproceso es posible separar el uranio recuperado no consumido y los residuos de alta
actividad (HLW).
Diagrama 4.5.: Ciclo combustible cerrado (Back-end)
Fuente: elaboración propia con datos del MIT
20
Para efectos de este estudio, no se hará hincapié en este proceso.
24
Los pasos durante el reproceso son los siguientes:
1.
2.
3.
4.
Esperar que el combustible gastado reduzca su radiactividad y tasa de emisión de calor.
Remover las coberturas de zirconio o acero.
Disolver los pellets de combustible en ácido nítrico.
Separar el uranio, el plutonio y los HLW.
Finalmente se vuelve al ciclo normal, donde el combustible es una mezcla de óxidos de uranio y
plutonio (MOX).
4.5. Reservas de Uranio
El costo del yellow-cake de uranio en enero de 2006 es de 94 US$/kg y en la actualidad presenta
una tendencia al alza. Esto se debe a que en el futuro se espera un resurgimiento de la industria
nuclear que ha estado estancada durante 20 años, producto del desastre de Chernobyl. Existe un
polo de desarrollo en Asia, donde se tienen contempladas construcciones en Finlandia, en
Flamanville (Francia) y Argentina junto con Brasil están reactivando sus programas nucleares.
La evolución del precio del uranio en el largo plazo depende en gran medida de la flota de
reactores nucleares en conjunto con la demanda eléctrica.
Diagrama 4.6.: precio spot uranio US$/lb.
50,00
45,00
40,00
35,00
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
Ene-06
Ene-05
Ene-04
Ene-03
Ene-02
Ene-01
Ene-00
Ene-99
Ene-98
Ene-97
Ene-96
Ene-95
Ene-94
Ene-93
Ene-92
Ene-91
Ene-90
Ene-89
Ene-88
0,00
Fuente: The Ux Consulting Company
La IAEA tiene contemplado un escenario de demanda intermedio de energía y de desarrollo de la
industria núcleo-eléctrica que se resume en el diagrama siguiente. [15]
25
Diagrama 4.7: Proyecciones del precio del Uranio yellowcake US$/kg.
2
< 52
[52 - 78]
[78 - 130]
> 130
1
2010
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
La serie 1 representa las proyecciones de precios de las reservas actuales. La serie 2 son las proyecciones de las reservas actuales y las estimadas.
Fuente: elaboración propia con proyecciones de la IAEA
El Massachuset Institute of Technology (MIT) contempla una demanda de uranio para 1500 GW
de potencia hacia el 2050. El MIT sugiriere que los avances tecnológicos abaratarán los procesos
de extracción de mineral. Si así fuera, se podrá contar con reservas de uranio bajo un precio de
80 US$/Kg. [8]
Tabla 4.2.: Cantidad de años de disponibilidad de uranio
Reactor/ciclo combustible
con reservas identificadas
con reservas totales
80
270
4800-5600
16000-19000
Ciclo actual sin reciclaje
con reactores de agua liviana
Ciclo de combustible de
reactores rápidos con reciclaje
Fuente: IAEA-OECD/NEA 2006
La tabla 4.3 muestra que las reservas de combustible no considera la disponibilidad mediante el
reciclado. Además, no se considera las reservas de torio, mineral tres veces abundante que el
uranio y que también puede utilizarse como combustible. [1]
Hasta lo que se ha podido explorar, Chile no cuenta con grandes reservas de uranio. Existen
indicios de yacimientos en Bahía Inglesa y Chuquicamata principalmente. Se constata la
necesidad o conveniencia de hacer extracción de mineral y los concentrados que se obtengan
hacer acopio por eventuales precios altos en el mercado internacional. 21
21
Sugerencia realizada a través de conversaciones con profesionales del área de geología de CCHEN, dado que el
uranio es un recurso estratégico que puede ser almacenado en tambores.
26
4.6. Cálculo del costo del combustible
El uranio pasa por una serie de procesos antes de convertirse en combustible para un reactor.
Estas etapas reflejan distintos costos de elaboración o transformación.
Se dividen en costos directos y en indirectos –carrying charge o cargos de retención-. La
expresión siguiente muestra como se calcula el costo de combustible.
CCF = ∑ M i ·Ci + ∑ M i ·Ci ·φ ·Δti [4]
i
i
Donde:
Mi
es la cantidad de masa procesada en la etapa i
Ci
es el costo unitario de la etapa i
φ
Δti
es el factor de los costos indirectos igual a 0,1. [4]
es el retraso entre la inversión de la etapa i y el punto medio de irradiación del
combustible en años, que se asume en 4,5 años.[4]
Los tiempos de procesamiento empleados para los cálculos son los siguientes:
1. Venta de mineral de uranio: 2 años.
2. Conversión: 2 años.
3. Enriquecimiento: 1 años.
4. Fabricación de combustible: 0,5 años.
4.7. Estructura de Costo
Se consultaron diversas fuentes para una posterior comparación de ellas. De esta manera se
apreciará si existen diferencias muy amplias de los precios de los distintos procesos del ciclo del
combustible.
La siguiente tabla revela los costos para los distintos procesos involucrados en la obtención del
combustible de un LWR. Se aprecia que los rangos en que se encuentran los distintos precios
entre cada estudio son similares, lo que da consistencia a los datos mostrados.
Tabla 4.3.: Comparación de costos de ciclo de combustible LWR
Componente
OECD/NEA MIT U. of Chicago
Conversión
3-5-7.
8
3,9-9,2
US$/kg
Enriquecimiento
50-80-110
100
97,2-152,6
US$/kg SWU
Fabricación UOX
200-250-300 275
193-250
US$/kg IHM
Almacenamiento residuos
410-530-650 400
---US$/kg IHM
DOE
3-5-8.
50-80-120
200-250-350
210-410-640
Fuente: elaboración propia con información de diversos estudios
El gráfico mostrado a continuación muestra que los principales costos del combustible están
asociados a la compra de uranio concentrado y el proceso de enriquecimiento. Entre ambos hacen
más del 65% de todos los costos.
27
Diagrama 4.8.: Estructura de costo de combustible LWR
3.000
2.500
US$ / kg.
2.000
almacenamiento desecho
fabricación UOX
1.500
Enriquecimiento
conversión UF6
1.000
venta mineral
500
0
MIT
OECD
U. de Chicago
DOE
Fuente: elaboración propia
Para un reactor CANDU, los costos de fabricación de combustible son más bajos, porque el
ensamblaje del combustible es más simple. El costo de tratamiento de residuos también es menor
contrastado con el de un LWR, dado que al tener más baja concentración de material fisionable,
significa que es menos tóxico y necesita menos requerimientos de blindaje para protección
radiológica. [35]
Tabla 4.3.: Costos totales combustible CANDU
OECD
CERI
Venta mineral
Fabricación combustible
Almacenamiento residuos
Total
US$ / kg. U
mills / kWh
93
73
73
239
1,47
0,59
1,00
3,06
Fuente: elaboración propia
Diagrama 4.9.: Estructura de costos combustible CANDU
300
250
US$ / kg.
200
Almacenamiento residuos
150
fabricación combustible
Venta mineral
100
50
0
OECD
CERI
Fuente: Elaboración propia
28
La diferencia en la estructura de costo de ambos estudios, está en la fabricación del combustible.
Sin embargo, el costo de tratamientos de residuos se mantiene dentro del mismo rango.
La opción de reprocesamiento encarece el valor del combustible. En la tabla mostrada a
continuación se muestra que los distintos procesos que se requiere para su fabricación, el
combustible con reciclado puede hacer llegar a un costo de 8890 US$/kg.HM [4].
Tabla 4.4.: Comparación de costos fabricación de MOX
Componente
OECD/NEA
MIT
DOE
Reprocesamiento de UOX
700-800-900
1000 500-800-1100
US$/kg .HM
Reprocesamiento de MOX
700-800-901
---500-800-1100
US$/kg IHM
Almacenamiento de HLW
63-72-81
300
80-200-310
US$/kg. HM
Fabricación de MOX
900-1100-1300 1500 600-1100-1750
US$/kg. HM
Fuente: elaboración propia con información de diversos estudios
También se desprende que las estructuras de costos de los diversos estudios, en promedio, se
mueven en rangos similares. Esto sugiere que los datos pueden ser tomados como válidos.
4.8. Competitividad ciclo abierto con ciclo cerrado
La viabilidad del ciclo abierto de combustible depende que la diferencia entre costo del
combustible sea más baja que el combustible de mezcla de óxidos. [8]
Esto último, dependerá en gran medida de las reservas de uranio que pueden ser explotadas a bajo
costo y de los cambios tecnológicos que haya en la industria de la fabricación de combustible.
En particular, respecto a la cantidad de reservas de uranio se tiene que se podrá contar con
cantidades atractivas de este recurso por más de 50 años. Además, en costo directo, el ciclo del
combustible MOX es aproximadamente cuatro veces más caro que el UOX según MIT. En ese
escenario, es mucho más conveniente utilizar este último.
Además, el ciclo abierto presenta ventajas respecto a la no proliferación 22 y seguridad. La
desventaja principal es que no trata los desperdicios nucleares de mayor vida media.
Económicamente será conveniente en la medida que los precios en el futuro del uranio
incrementen, lo que incentivará el reciclaje y el aprovechamiento del combustible gastado en los
ciclos cerrados.
Los riesgos políticos del acceso del combustible son bajos, en el sentido que los países más
desarrollados buscan incentivar al resto de los países el no enriquecimiento de su propio uranio.
Para ello, dan las facilidades de acceso de combustible.
22
La posesión de combustible nuclear gastado o el desarrollo de tecnología para el enriquecimiento de uranio son
los primeros pasos para la fabricación de armamento nuclear.
29
Tabla 4.5.: Cuadro comparativo por ciclo de combustible
Costo
Desechos
Proliferación
Seguridad
vida corta x
Ciclo Abierto
+
+
+
vida larga vida corta Ciclo cerrado
vida larga +
Simbología: + ventaja, - desventaja, x neutral
Fuente: MIT
El mercado del uranio concentrado yellowcake se considera un commodity que se transa en los
mercados internacionales y tiene un precio spot que fluctúa día a día. Lo principal es su
aseguramiento porque es la materia prima para los restantes procesos industriales de fabricación
de combustible.
Puede llegar a ser un oligopolio “cartelizable” para evitar la proliferación nuclear, dado que el
uranio es un elemento estratégico para la fabricación de armas. Esto último puede,
eventualmente, hacer que se restrinja su comercialización.
30
5. MARCO REGULATORIO
5.1. Marco Legal Eléctrico
El sector eléctrico chileno se rige por normas legales contenidas en el DFL Nº 1 “Ley General de
Servicios Eléctricos” y por el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos Decreto
Supremo Nº 327
Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico, así como toda
empresa que haga retiros de energía y potencia, hace uso de las instalaciones del sistema de
transmisión troncal y de los de sub-transmisión.
La ley 19.940 (llamada ley corta) define quien debe pagar los peajes o los costos de transmisión
según el tamaño de central generadora:
1. Inferiores de 9 MW, estarán exceptuados del pago.
2. Entre 9 y 20 MW, pagan una porción del pago total proporcional a su capacidad.
3. Centrales de potencia superior a 20 MW, deberán cancelar el pago total de los peajes por
el uso del sistema.
La ley 20.018 (ley corta II) establece el sistema de licitación a que se deben sujetar las
concesionarias de servicios públicos de distribución Se establece un precio tope para las ofertas
en el proceso de licitación.
El valor máximo de las ofertas, en cada licitación, no debe ser superior al precio de nudo que esté
vigente, incrementado en 20%. En caso de que quede la licitación desierta, se aumentará en un
15% adicionalmente. La ley obliga además a regular los precios de nudo de largo plazo en caso
que haya una variación acumulada del 10%.
5.2. Marco Legal Nuclear
La ley 16.319 (1965) define y crea la Comisión Chilena de Energía Nuclear (CCHEN), junto con
su naturaleza jurídica y orgánica. Además define energía nuclear o energía atómica como la
generada por procesos o fenómenos nucleares, tales como la fisión y la fusión nuclear y la
emisión de partículas y de radiaciones.
La ley 18.302 modificada con la ley 19.825 es de seguridad nuclear donde da atribuciones
fiscalizadoras a la CCHEN. Esta contempla los siguientes puntos:
1. De la autoridad reguladora
2. Definiciones
3. De la seguridad nuclear
31
4. De las infracciones de las normas legales y reglamentarias sobre seguridad y protección
nuclear.
5. De la responsabilidad civil por daños nucleares.
También existen una serie de reglamentos orientados al transporte de materiales radiactivos, de
protección radiológica y autorización de instalaciones nucleares o equipos que emiten radiaciones
ionizantes.
Se estudió la legislación eléctrica-nuclear de Argentina y España, países que cuentan con
programas nucleares hace más de 30 años. Se destacan algunas alusiones especiales [41]
Stock Estratégico de Combustible
El Gobierno puede determinar una cantidad con cargo por consumo de energía eléctrica, que sea
destinada a financiar los costes asociados al stock estratégico de combustible nuclear.
Fondo para la financiación del final del ciclo de combustible nuclear
Los ingresos por tarifa, peajes o precios (así como los rendimientos financieros generados por
éstas), se destinan para la inversión de un plan de desechos de residuos radiactivos o combustible
nuclear gastado que sea aprobado por el Gobierno.
Paralización de centrales nucleares en moratoria.
Los titulares de los proyectos de construcción que se paralizan reciben una compensación por las
inversiones realizadas, mediante un porcentaje de las ventas de energía eléctrica a los usuarios.
5.3. Marco Ambiental
La ley N° 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente entre otros instrumentos, establece
exigencias medioambientales a todos aquellos proyectos o actividades que sean susceptibles de
causar impacto ambiental. Según ésta, los proyectos de generación eléctrica con capacidad
superior a 3 MW deben presentar el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).
También se someten a evaluación de impacto a reactores y establecimientos nucleares e
instalaciones relacionadas.
Para ese sistema se presenta un Estudio de Impacto Ambiental que considera las siguientes
materias:
1. Una descripción del proyecto o actividad.
2. Una descripción pormenorizada de los efectos, características o circunstancias que dan
origen a la necesidad de efectuar un Estudio de Impacto Ambiental, descritas en el
artículo 11 de la ley.
3. Una predicción y evaluación del impacto ambiental del proyecto o actividad, incluidas las
eventuales situaciones de riesgo.
4. Las medidas que se adoptarán para eliminar o minimizar los efectos adversos del proyecto
o actividad y las acciones de reparación que se realizarán, cuando ello sea procedente.
5. Un plan de seguimiento de las variables ambientales relevantes que dan origen al Estudio
de Impacto Ambiental.
6. Un plan de cumplimiento de la legislación ambiental aplicable.
32
Se requiere, además, una lista de los permisos ambientales sectoriales, de los requisitos para su
otorgamiento y de los contenidos técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento.
5.4. Proceso de Licenciamiento de una Central
El poder nuclear será una fuente viable sólo si es segura y si es percibida así por la opinión
pública. En Chile no existe legislación para todas las actividades que afectan la seguridad de una
central, tales como la elección de sitio, diseño, construcción, licenciamiento, operación y
desmantelamiento.
El proceso de licenciamiento es similar en muchos países [42] donde éstas son supervisadas por
los organismos reguladores y deben incluir las siguientes etapas:
1. Autorización de la construcción y elección de sitio.
2. Construcción
3. Autorización de Explotación
Autorización de construcción
El explotador debe documentar los estudios de emplazamiento previo a la construcción de la
planta y lo que involucra el proyecto completo. En particular, antes del inicio de construcción
debe entregar un informe preliminar para la entidad regulatoria en seguridad nuclear y
radiológica.
Construcción
La autoridad reguladora, durante la construcción, deberá realizar de manera periódica
verificaciones o comprobaciones en terreno, para velar por el cumplimiento de las normas del
cual está sujeta la construcción de la planta en especial de seguridad
Autorización para explotación
La entidad operadora exigirá al ente explotador un informe final de seguridad. Esto debe dar
cuenta del proyecto ya construido –as built- y de una secuencia de puesta en marcha y de
verificaciones tecnológicas.
5.5. Normas de Explotación de una Central Nuclear Eléctrica
La seguridad de una central se garantiza mediante su correcto emplazamiento, diseño,
construcción y puesta en servicio de ésta. Posteriormente debe considerarse la gestión y
explotación adecuadas a la central, además de una clausura apropiada. [7]
Ante la inexistencia de una normativa concreta ante el tema de generación núcleo eléctrico, se
presenta una serie de indicaciones orientadas a la explotación de la central contemplando una
eventual legislación.
33
Las indicaciones del IAEA para explotación de centrales nucleares abordan lo siguiente: 23
1. Entidad explotadora
2. Interfaz con órganos reguladores
3. Protección física
4. Seguridad contra incendios
5. Preparación para emergencias
6. Calificación y preparación de personal
7. Operaciones de la central
8. Mantención de los sistemas de seguridad
9. Protección radiológica
10. Registros de eventos
11. Examen periódico de seguridad
12. Clausura
5.6. Inspecciones de la IAEA
La IAEA aplica diversos tipos de inspecciones y visitas dentro de los objetivos y alcances
definidos en materias de seguridad física, verificación y control de material nuclear y no
proliferación nuclear, según los acuerdos de salvaguardias alcanzados con el Estado respectivo.
En Chile está vigente con el IAEA el llamado Protocolo Adicional de Salvaguardias.
Inspecciones para verificar los inventarios iniciales sobre materiales nucleares o alteraciones
y materiales envueltos en transferencias internacionales.
Inspecciones de Rutina, son las más utilizadas y pueden ser realizadas conforme a la
planificación de la IAEA, pero también con una solicitud particular. Los derechos de la
agencia se limitan a las instalaciones que contienen materiales nucleares y posible transporte
de éstos.
Inspecciones Especiales son realizadas en determinadas circunstancias conforme a los
procedimientos definidos por el organismo. La IAEA ejecuta tales inspecciones si se
considera que la información otorgada por el Estado en cuestión o a través de las inspecciones
de rutina no son las adecuadas a sus estándares.
Visitas de Salvaguardias se realizan en las instalaciones declaradas durante su ciclo de vida.
Para ejemplificar, estas visitas pueden ser realizadas en su fase de construcción, durante la
operación de rutina y después del mantenimiento para verificar coherencia con la información
obtenida por la IAEA.
Los inspectores del organismo pueden incluir, además, una auditoria de contabilidad y de
registros operacionales. Las actividades de salvaguardias en las centrales núcleo-eléctricas son en
la actualidad rutinas ya incorporadas en la vida de los equipos de operaciones.
23
En Anexo F se detallan las normas
34
5.7. Clausura de una central
Las regulaciones propias de un país deben considerar un marco normativo de desmantelamiento
de instalaciones nucleares de potencia. Las autoridades reguladoras proveen guías y criterios de
protección radiológica para esta etapa. Estas deben ser consideradas en las fases de diseño y
operación de la planta.
Algunas actividades deben ser llevadas a cabo antes del apagado de la central, una vez terminada
su explotación. Estas incluyen administración de desechos, medición del inventario radioactivo,
remoción del combustible gastado y una descontaminación preliminar.
En todas las etapas, se debe proteger a los trabajadores, al público y el medio ambiente. Estas
involucran la remoción de materiales radioactivos –combustible y desechos producidos durante la
operación.
35
6. IMPACTO AMBIENTAL
6.1. Introducción
Todas las opciones de generación de energía afectan al medio ambiente. La generación eléctrica a
partir de energía nuclear tiene la ventaja que no presenta emisiones de gases CO2 y no tiene un
uso intensivo de suelos como alternativas renovables e hídricas.
El principal problema de este tipo de energía es que genera desechos radiactivos peligrosos de
vida media larga como productos de la fisión nuclear.
Tabla 6.1.: Principales impactos ambientales por distintos tipos de generación eléctrica
Fósil
Volúmenes grandes de CO2, NOX, SO2, y otros residuos sólidos
Nuclear
Desechos radiactivos
Hídrico
Alteraciones de cursos naturales de agua y cambios al entorno natural.
Geotérmico
Emisión de partículas pesadas
Renovables
Uso de grandes superficies, emisión de ruido (eólica).
Fuente: Generación Nucleoeléctrica ¿Una alternativa para Chile? [9]
6.2. Emisión de gases
El calentamiento global, es un proceso que ha estado afectando al planeta desde hace años
producto de la industrialización. Este calentamiento, es producido por el efecto invernadero.
Existen gases en la atmósfera que dejan pasar la radiación visible y absorben la radiación de onda
más larga (roja o infrarroja). Estos gases son los llamados de efecto invernadero y existen en la
atmósfera en pequeñas cantidades (CO2, CH4, H2O, NOx, O3, CFC). En el gráfico siguiente, se
muestra como las emisiones de CO2 (línea azul) y la temperatura global (línea roja), ha
aumentado en el último siglo de manera paralela.
Diagrama 6.1.: Temperatura promedio por cantidad de CO2
Fuente: CONICYT
36
Una central nuclear sólo emite entre 1 a 6 gramos de carbono equivalente 24 por kWh [1]. Esto
quiere decir que una central de 1000MW de potencia generaría menos de 53 toneladas de CO2 a
la atmósfera al año.
En Chile, la industria de la energía emite el 37,5% del dióxido de carbono total que se genera.
Las centrales térmicas convencionales de carbón y los ciclos combinados de gas natural tienen
altas emisiones de CO2. Esta industria es la principal fuente de emisión de este gas superando a la
industria del transporte, la industria manufacturera y la construcción.
Tabla 6.2.: Emisión de CO2 por industria en Chile en 2001 (miles Ton.)
Sector
Emisión
Porcentaje
Energía
20.224,80
37,5%
Manufacturera y Construcción
11.646,50
21,6%
Transporte
19.129,60
35,5%
Otros
2.956,60
5,5%
Total
53.957,50
100,0%
Fuente: DICTUC-CONAMA
El desarrollo térmico en Chile es principalmente a base de quema de carbón y gas natural. 25 Para
este estudio, se utiliza una central de vapor-carbón de 320MWe de potencia y una de GN ciclo
combinado de 450MWe 26 Estos presentan consumos de 719 mil toneladas de carbón y 722
millones m3 de gas natural anuales, respectivamente. 27 En la tabla de abajo se resume la cantidad
de emisiones por unidad.
Tabla 6.3.: Emisión anual de CO2
Potencia
Emisión
Emisión
Carbón
Gas natural
MW
miles Ton.
kg / kWh
320
450
1841,7
1963,1
0,657
0,498
Fuente: Elaboración propia
Otros gases se liberan como resultado de la quema de combustibles
calentamiento global y son nocivos para la salud.
que contribuyen al
Tabla 6.4.: Emisión anual de gases en Toneladas
CH4
N2O
NOX
CO
Carbón 320 MW
20,4
28,5
6114,7
407,6
Gas natural 450 MW
19,1
1,9
2869,7
382,6
Fuente: Elaboración Propia
Además, si se considera que el 1,36% del carbón contiene azufre, para la unidad de carbón de
referencia se contarán con 18 mil toneladas de SO2 anual, que es el principal causante de la lluvia
ácida.
24
Costo ambiental de referencia.
Véase capítulo 2
26
Utilizadas para evaluación económica en la gerencia de Planificación Energética de Endesa (GPE).
27
En anexo G se detalla las características y supuestos de cada central, en conjunto a la metodología a utilizar para
estimar las emisiones de gases efecto invernadero.
25
37
6.3. Uso de Suelos
Otra variante de medición y contraste es el uso de suelos y recursos con respecto a otros tipos de
energía alternativas (ERNC). Se presenta una tabla que resume el costo de abastecer una planta
de 1000 MW por un año, por distintas alternativas de energías renovables. [38]
Tabla 6.5.: Comparación uso de suelos por alternativa tecnológica
Alternativa
Descripción
Fotovoltaica
100 km2 con eficiencia del 10%
Eólica
3000 turbinas de 1MW. Area de 13 - 30 km2
Biogas
60 millones de cerdos o 800 millones de pollos
Bioalcohol
6.200 km2 de caña de azúcar
7.400 km2 de papas
16.100 km2 de maíz
272.000 km2 de trigo
Biomasa
30.000 km2 de bosque
Nuclear
menos de 1 km2
Fuente: presentación ENERGY
En general, se presenta que hay un intensivo uso de suelos para poder generar una capacidad
similar a una central nuclear. Cabe recordar que las ERNC son alternativas de generación de
electricidad de notable baja eficiencia.
6.4. Radioactividad
En la naturaleza existen numerosas fuentes de radioactividad. Estas fuentes han acompañado al
hombre desde siempre, tales como los rayos cósmicos y rayos gama. Estas no suponen un riesgo
mayor para la salud. 28
Fuente
Tabla 6.6.: Dosis de radiación de fuentes naturales
promedio anual
Exposición Externa
Rayos Cósmicos
Rayos gama terrestres
Exposición Interna
Inhalación (principalmente radón)
Ingestión
Total
Rango
mSv
mSv
0,4
0,5
0,3-1,0
0,3-0,6
1,2
0,3
2,4
0,2-10
0,2-0,8
1-10.
Fuente: UNSCEAR
28
En anexo H. hay un resumen de los distintos tipos de unidades de medición de radiación
38
Sin embargo, una exposición excesiva presenta una serie de afecciones a la salud, que conducen a
daños que pueden ser irreversibles. Una exposición aguda –leve en cuanto a radiación y
prolongada en tiempo- puede producir alteraciones al material genético, cáncer y otros efectos
colaterales. [16]
Impactos significativos para la salud han sido causados por accidentes mayores donde se ha
liberado radiación. Sólo ha habido uno que corresponde al de Chernobyl en 1986. [16] Este fue
causado por un conjunto de circunstancias, como fallas de diseño, y graves errores de operación
“humana”. Este evento trajo mayores cambios en la industria nuclear, además de mejoras
continuas de las “buenas prácticas” para aumentar los estándares de seguridad.
Tabla 6.7.: Exposición a radiación por ocupación
Trabajadores
Promedio anual
Fuente/práctica
monitoreados
de dosis
Humanas
Ciclo del combustible nuclear 29
Usos industriales de la radiación
Actividades de defensa
Usos médicos
Veterinaria
Total fuentes humanas
Fuentes naturales
Viajes de avión (tripulación)
Minería (no carbón)
Minería del carbón
Procesos minerales
Trabajos sobre la tierra (radón)
Total fuentes naturales
miles
mSv
800
700
420
2320
360
4600
1,8
0,5
0,2
0,3
0,1
0,6
250
760
3910
300
1250
6470
3,0
2,7
0,7
1,0
4,8
1,8
Fuente: UNSCEAR
Las buenas prácticas incluso han llevado que las exposiciones relacionadas con la industria
nuclear sean menores a otras, e inclusive a las fuentes naturales de radiación.
6.5. Desechos Nucleares
Como desechos nucleares se consideran todos los productos generados después de las reacciones
en cadena dentro de un reactor. Estos se clasifican según su actividad de la siguiente manera 30:
1. Desechos de nivel bajo (Low Level Waste LLW)
2. Desechos de nivel intermedio (Intermediate Level Waste ILW)
3. Desechos de nivel alto (High Level Waste HLW)
Mientras mayor sea la actividad de los desechos, mayor es su peligrosidad, especialmente los
elementos transuránicos cuyas vidas medias son altas. La cantidad y tipos de desechos, dependerá
29
30
Incluye la minería del uranio
En anexo I se detalla los distintos tipos de desechos
39
del tipo de ciclo de combustible que se escoja para el funcionamiento de la planta, así como del
tipo de reactor que se tenga.
Tabla 6.8.: Cantidad isótopos en combustible gastado
Isótopo
LWR
CANDU
U235
0,550%
0,239%
U236
0,563%
0,072%
U238
97,646%
99,299%
Np237
0,083%
0,003%
Pu238
0,034%
0,0003%
Pu239
0,538%
0,268%
Pu240
0,288%
0,096%
Pu241
0,172%
0,018%
Pu242
0,087%
0,004%
Otros*
0,040%
0,0003%
Total
100,00%
100,00%
* Am242, Am242, Am243, Cm242, Cm244
Fuente: Elaboración propia con datos VISTA
La cantidad de desechos nucleares es más intensiva en un reactor CANDU por los requerimientos
de combustible que necesita. El no enriquecimiento del combustible hace que la cantidad de
uranio como elemento combustible sea mayor. Sin embargo, la presencia de actínidos peligrosos
es menor de manera porcentual que un ciclo para un reactor PWR o BWR.
Pese a la toxicidad de estos desechos, se debe considerar que los de tipo nuclear
comparativamente con otros tipos de residuos industriales –como los de una central a carbóntienen menor volumen. Esto hace que puedan tener una mejor administración y control. En la
figura se muestra la comparación del volumen de desechos que se producen en un año en la
Unión Europea.
Diagrama 6.2.: Volúmenes de desechos en un año en la UE
Fuente: OECD
40
Para un reactor que presenta un ciclo de combustible abierto, una tonelada de uranio tiene un
volumen de 0,4 m3. Posteriormente a su consumo en el reactor pasa a ser combustible gastado.
Estos son almacenados en espera que baje su radiactividad y calor, para más adelante procesarlos
y almacenarlos en un repositorio final. Este proceso se muestra en el diagrama siguiente.
Diagrama 6.3.: Flujo de desechos del ciclo abierto
Fuente: Elaboración propia
Sin embargo, la opción de reprocesamiento y reciclaje de combustible tiene la ventaja que se
separan los elementos más peligrosos. De la tonelada de uranio que tiene volumen de 0,4 m3 se
obtienen 0,15 m3 de desechos sólidos, 1,4 m3 de LLW, 0,2 m3 de ILW 0,115 m3 de HLW –
pasando procesos de vitrificado y concentración-. Los residuos ILW y HLW pasan eventualmente
a un repositorio final. Este proceso se muestra en el diagrama 6.4. [35]
De este proceso se recupera 0,94 toneladas de uranio y 11 Kg. de Plutonio. Estos remanentes se
aprovechan para fabricar combustible mezcla de óxidos MOX.
6.6. Administración de desechos
Posteriormente a la utilización o quema del combustible del reactor, el combustible gastado
después de los procesos de fisión contiene una serie de elementos de distintos grados de
radioactividad. Cualquiera fuera su origen, estos deben ser manejados de manera segura y
económica. Estos son clasificados como desechos de nivel bajo, intermedio y alto.
41
Diagrama 6.4.: Flujo de desechos del ciclo abierto
Fuente: Elaboración propia
Los elementos combustibles cuando son descargados de los reactores nucleares son almacenados
en las piscinas existentes en el emplazamiento de las propias centrales nucleares, durante un
período de tiempo de algunos años (normalmente de unos cinco años como mínimo), para reducir
la generación de calor y favorecer el decaimiento de la emisión radiactiva.
Posteriormente pueden ser trasladados a otras instalaciones de almacenamiento temporal, en
espera de:
1. Ser almacenados directamente de manera definitiva en instalaciones de almacenamiento
geológico profundo (en el caso de que se haya optado por el ciclo nuclear abierto y el
combustible sea considerado el residuo a gestionar)
2. Ser reprocesados para la separación del uranio no consumido y del plutonio generado
durante la operación del reactor (si se ha optado por el ciclo nuclear cerrado y la
reutilización de estos dos productos en la fabricación de nuevos combustibles). En este
caso serán los residuos de alta actividad vitrificados los que habrá que almacenar de
nuevo temporalmente y luego de manera definitiva, en las denominadas instalaciones de
almacenamiento geológico profundo.
42
Históricamente, cuando el reproceso era la opción preferida o de referencia en muchos países,
una gran mayoría de las piscinas de las centrales nucleares se diseñaron con una capacidad
limitada, normalmente para almacenar los elementos combustibles de unos cuantos años de
operación de los reactores nucleares. [40]
Sin embargo, la situación creada por la pequeña capacidad de reproceso existente a nivel mundial
(Francia y el Reino Unido), el abandono de esta opción por otros países (como Estados Unidos y
Alemania), ha incidido en la necesidad casi general de aumentar la capacidad de almacenamiento
temporal del combustible gastado y en la prolongación del período de almacenamiento en este
tipo de instalaciones. [8]
La solución adoptada en la mayoría de los países ha sido en primer lugar el aumento de la
capacidad de almacenamiento de las piscinas existentes en las centrales nucleares, mediante la
sustitución de los bastidores iniciales, que sirven para sujetar los elementos combustibles en la
piscina, por otros que permiten una ubicación más compacta de los mismos. Después de un cierto
período se puede almacenar el combustible gastado en contenedores de almacenamiento seco o
dry cask.
Las piscinas con agua envuelven las barras de combustible gastado a una profundidad de 7
metros aproximadamente. En éstas se provee una protección adecuada a la radiación para
cualquier persona que se encuentre cerca. Las barras son movidas a las piscinas desde el reactor a
través de la parte baja de los canales de agua. Así, el combustible gastado siempre estará
escudado para proteger a los trabajadores. Esto se aprecia en el diagrama mostrado a
continuación.
Diagrama 6.5.: Esquema de reactor (CANDU)
Fuente: Energié NB POWER
43
Sobre un cuarto a un tercio del combustible total cargado desde las piscinas es gastado y
removido del reactor cada 12 a 18 meses y es reemplazado por combustible nuevo.
Diagrama 6.6.: Dry-Cask
Fuente: Nuclear Regulatory Comisión (NRC)
Los dry-cask permiten que el combustible gastado, que ya fue enfriado en una piscina por unos
años, sea rodeado por un gas inerte en un container. Estos son típicamente cilindros envueltos
herméticamente. El acero del cilindro provee protección y es rodeado de acero adicional,
concreto u otro material. Algunos son utilizados para almacenamiento y transporte. [43]
Estas soluciones se deben considerar temporales. Es necesario almacenar en un repositorio
permanente el combustible gastado de manera definitiva y que no represente un peligro para el
público en general y el medio ambiente.
Está por abrir el repositorio permanente de Yucca Mountain en Estados Unidos y está en fases
avanzadas en Finlandia y Suecia. Sin embargo, la mayoría de los programas de repositorios
geológicos están atrasados. Varios se están estudiando y se encuentran en fases de ideas
conceptuales.
Los repositorios definitivos presentan dos tipos de barreras:
1. Geológica: formaciones geológicas que tengan estabilidad de largo plazo, tales como
arcillas, granitos y formaciones volcánicas.
2. De Ingeniería: matrices vidriosas para HLW, para el combustible gastado pellets de
combustible y blindaje para ILW y LLW cemento.
44
Diagrama 6.7.: Programa sueco de repositorio final para desechos peligrosos
Fuente: IAEA
También se tiene que tener en cuenta los escenarios de descarga de combustible y de desecho.
Para una central de vida útil de 40 años y un almacenaje de combustible gastado dentro de la
misma central de 20 años, se procederá colocando el material gastado en piscinas y
posteriormente su traslado a un almacenaje en seco. Finalmente debiera haber un almacenamiento
especial en un repositorio acondicionado para residuos peligrosos. Este debe tener capacidad para
un parque nuclear de varias centrales.
Diagrama 6.8.: Secuencia de manejo de desechos en una central con ciclo de combustible abierto
Funcionamiento central
2020 inicio funcionamiento reactor
2021 primera descarga de combustible
2060 descarga final
Almacenamiento combustible gastado en central
2041
2100
Almacenamiento última
descarga
Almacenamiento primera descarga
Almacenamiento final
2041
Fuente: Elaboración propia
45
2100
6.7. Costos Ambientales
Para hacer una comparación de los costos asociados entre distintas alternativas de generación, se
tomarán las centrales de ciclo combinado y de carbón de referencia utilizadas en la sección 6.2.
Además se utilizará una central PWR de 1000 MW con factor de planta del 90%.
Las estimaciones realizadas por la Universidad de Chicago, muestran que el almacenaje interno
del combustible gastado es de 0,09 US$/MWh (es decir, correspondientes al almacenamiento
temporal en piscina o en seco en dry casks). Éste se suma un costo de 1 US$/MWh para un
hipotético almacenamiento en profundidad (equivalente al almacenamiento en Yucca Mountain
en Estados Unidos). [14]
El precio por emisión de carbono 31 está tomado de un estudio de la PriceWaterhouseCoopers
[33], que realizó una encuesta a 35 empresas de Canadá, Estados Unidos, Japón, la Unión
Europea y Rusia acerca los posibles precios de los costos de emisión. Los resultados dieron un
valor promedio de 11 US$ por tonelada para el año 2010, donde las respuestas fluctuaron en un
rango de 1,74 y 30 US$ por tonelada de emisión. Se multiplicó el precio promedio con la
cantidad de emisiones por las centrales térmicas. Esto corresponde al costo de oportunidad que
tiene la no emisión de CO2 por parte de una empresa generadora.
Finalmente, se extrae el valor por MWh de energía durante el año. En el diagrama 6.9 se aprecia
las diferencias de costos entre las distintas alternativas.
Diagrama 6.9. Costo ambiental comparativo
8
7
US$ / MWh
6
5
4
3
2
1
0
vapor-carbón
cc gas natural
PWR
Fuente: Elaboración propia
La energía nuclear si es administrada bajo los estándares de seguridad es una fuente confiable de
energía. Las exposiciones de radiación son más bajas si se les compara con las fuentes naturales y
de otras industrias.
31
Correspondiente al precio de una tonelada de bono de carbono
46
Además esta alternativa es ambiental y económicamente más viable que los otros tipos de
generación térmica. En comparación con el consumo de las centrales de carbón y gas natural
presenta la ventaja de utilizar cantidades y volúmenes de combustible a un menor nivel de
toxicidad.
Las fuentes de desechos más radiactivos, son una fracción pequeña con respecto al total del
combustible gastado. Esto hace que la opción de reprocesamiento –si bien, de alto costo- como se
apreció en el capítulo 4.4.- sea atractiva para almacenar las fuentes más radioactivas.
47
7. ELECCION DE SITIO
El objetivo principal de la evaluación para instalaciones nucleares en términos de seguridad es
proteger al público y al medio ambiente de un posible accidente radiológico.
Los siguientes aspectos generales deben ser considerados:
1. Los efectos de eventos externos que ocurren en la región donde está ubicado el
emplazamiento, tales como terremotos, ciclones, tsunamis, etc.
2. Las características del sitio y su ambiente que puede influir en la transferencia de material
radioactivo liberado a las personas y el entorno.
3. La densidad de población y su distribución, con el fin de tener la posibilidad de
implementar medidas de emergencia y la evaluación de los riesgos asociados.
La extensión y los conceptos que implica un estudio de estas características, está basado en un
barrido regional referido a: los riesgos sismo-tectónicos, accesos, disponibilidad de agua de
refrigeración y población. [30]
Un estudio debiera contar con 3 fases:
1. Barrido Regional: a partir de los criterios de exclusión en base a riesgos sísmicos,
accesibilidad, disponibilidad de agua y población se seleccionan ciertas zonas
geográficas.
2. Barrido de Áreas: consiste en determinar las mejores áreas dentro de las zonas
seleccionadas del barrido regional.
3. Barrido de Sitios Candidatos. Aplicación mediante métodos cuantitativos (simulación) y
cualitativos (Delphi) para identificar los sitios potenciales. Finalmente esta última fase
debiera contar con visitas a terreno y llegar a los dos más aptos.
7.1. Requerimientos de una central
Una central nuclear tiene grandes requerimientos de agua de refrigeración para el condensador de
vapor. Se necesita un volumen de 15 a 30 m3/seg de agua. En caso que se empleen torres de
refrigeración la necesidad es de 0,5 m3/seg.
En las áreas costeras se supone que hay suficiente agua disponible desde el mismo océano. En
sectores más alejados se deben satisfacer a través de aguas superficiales o subterráneas, se debe
considerar que éstas tienen usos agrícolas y de agua potable.
Se deben excluir cambios de nivel abruptos de más de un 20%. La construcción de líneas de
transmisión, acueductos y caminos son más difíciles en esos terrenos. Se excluye la región andina
y el área de la cordillera de la costa.
48
7.2. Densidad de población
La National Regulatory Comission (NRC) de Estados Unidos y el IAEA coinciden que la
instalación de una planta nuclear debe estar en áreas con baja densidad de población. Se requiere
un área de exclusión de 0,6km y una zona de baja población de 5 km. De esta manera se define
la distancia a un centro de población.
Sin embargo se considera áreas mayores, porque se debe tener en cuenta el crecimiento de las
ciudades durante el período de vida útil de una central. Se definen radios de exclusión en varios
niveles, según la cantidad de población de distintas ciudades y pueblos.
Tabla 7.1.: Criterios de exclusión
Centros de población
Radio exclusión
Habitantes
km
> 100.000
25.000 - 100.000
10.000 - 25.000
Zonas de población temporal
15
10
8
8
Fuente: ref [30]
La tabla anterior resume los requerimientos de exclusión. De esta se aprecia que las áreas
aumentan según el tamaño de la ciudad. Las zonas con población temporal, como centros
turísticos u otros lugares de interés también se deben considerar.
7.3. Zonas industriales, trasporte y militares
Existen fuentes de riesgo originados por actividades propias de la vida humana. Se puede contar
con explosiones químicas de productos inflamables, instalaciones militares, choques de aviones o
explosiones mineras. Estas se resumen en la tabla mostrada a continuación.
Tabla 7.2.: Exclusión por instalación
Instalación
Radio
km
Aeropuerto principal
Aeropuerto menor
Aeropuerto militar
Zonas industriales
Instalación militar
Instalaciones mineras
5a8
8 a 16
15
5
10
5
Fuente: NCR y ref. [30]
7.4. Sismología
Se eliminan zonas donde haya presencia de fallas geológicas y se considera las máximas
aceleraciones de sismos habidos en las zonas estudiadas. Los criterios de exclusión son
conservadores –en base para evitar demoras en el licenciamiento de la central en las últimas
etapas de proyecto-. Dentro de estas se tiene:
49
1. Excluir áreas dentro de 8 km de una falla (donde es probable la ocurrencia de sismos y
deslizamientos) 32
2. Exclusión dentro de 20 km de áreas volcánicas.
3. Zonas con niveles de aceleración alta.
7.5. Otras consideraciones
Los sitios propuestos para instalaciones nucleares deben ser examinados con énfasis en la
frecuencia y severidad de eventos externos naturales e inducidos por las personas. Además se
debe evaluar las características propias del sitio para poder estimar los potenciales efectos, estos
se enumeran a continuación: [5]
1. Dispersión atmosférica de material radiactivo, donde se debe incluir una descripción
meteorológica que incluya temperatura, precipitaciones, humedad, estabilidad atmosférica
y velocidad y dirección del viento.
2. Dispersión a través de aguas superficiales, donde se incluye la descripción de las
características hidrológicas de la región y estructuras de contención de aguas (tales como
represas).
3. Dispersión de material radiactivo por medio de aguas subterráneas., donde se describe la
hidrología subterránea y su interacción con la superficial.
4. Distribución de población.
5. Usos de la tierra y del agua de la región.
7.6. Zonas aptas para instalación de una central
Para identificar las zonas aptas para la instalación de una central, se subdivide el país en distintas
zonas geográficas 33. Estas se basan en el estudio de sitio de 1979. 34
Se considera la zona geográfica central desde la Región de Coquimbo (IV) hasta la Región del
Maule (VII). Esto es porque se requiere abastecer los grandes centros de consumo del SIC que se
encuentran en esa zona. Además, se descarta la implementación más al sur, porque el desarrollo
en esa zona está dado por centrales hidráulicas.
Se descartan las zonas costeras aledañas a Valparaíso y San Antonio por su gran población
temporal. Además, la zona interior al norte del río Aconcagua se descarta por su bajo caudal (en
algunos períodos del año en 0 m3/s) y los intensivos usos agrícolas de las aguas.
ML = LogA(Δ) − log Ao(Δ)
Los valores ML corresponden a la magnitud local de sismos en esa zona. Esta se define en
función del registro de un terremoto en un sismógrafo. Donde A y Ao representan a las
32
Se requieren estudios geológicos específicos fuera del alcance del estudio.
No se comentará de locaciones específicas por motivos confidenciales de la CCHEN
34
Se usa como referencia, dado que las condiciones geológicas y sísmicas no cambian.
33
50
amplitudes máximas de un terremoto registrado a una distancia Δ para el terremoto de magnitud
ML y magnitud cero. Las áreas tomadas en consideración son los siguientes:
Tabla 7.3.: Sitios genéricos para implementación de central
IV Región
V Región
V Región
Litoral Centro
Litoral Norte
Valle Aconcagua
Refrigeración
Densidad de
población
Sismicidad
Inundaciones
Circuito abierto posible
Circuito abierto posible
Cercano a La Serena
Coquimbo y Tongoy.
Zona de población temporal por
Turismo
Zona rural. Cercano a
Putaendo, San Felipe
Provincia tectónica de la costa Provincia tectónica de la costa
norte, cercano a fallamientos
que
norte. ML=6,0
sigue la tendencia de la falla de
Atacama. ML=6'0
Central Norte. ML=5,5
Exposición a Tsunamis
Sin inundaciones importantes
Región Metropolitana
Norte
Refrigeración
Tubería por río Aconcagua
Exposición a Tsunamis
Región Metropolitana
Noreste
Provincia tectónica del Valle
VI Región
Norteste
Tubería por río Aconcagua
Tubería por río Aconcagua
Tubería por río Maipo
Cercano al área metropolitana
de Santiago
Zona de población temporal por
turismo
Cercano a San Antonio
Carácter rural
Sismicidad
Provincia tectónica del Valle
Central Norte. ML=5,5
Provincia tectónica de la Cord.
de la Costa. ML=5,5.
Provincia tectónica de la costa
Sur. ML=6,0.
Inundaciones
Sin inundaciones importantes
Sin inundaciones importantes
Sin inundaciones importantes
Densidad de
población
VI Región
Zona Central Norte
Refrigeración
VI Región
Zona Central Sur
VII Región
Zona Central
Tubería por río Cachapoal
Tubería por río Tinguiririca
Tubería por río Chinbarongo
Sur de Rancagua y Norte de
San Fernando
Cercano al sur de San Fernando
Entre Curicó y San Fernando
Sismicidad
Provincia tectónica del valle
central sur. ML=5,5
Provincia tectónica del valle
central sur. ML=5,5
Provincia tectónica del valle
central sur. ML=5,5
Inundaciones
Sin inundaciones importantes
Presa Convento Viejo aguas
arriba
Sin inundaciones importantes
Densidad de
población
Fuente: ref [30]
51
Cabe señalar que se tiene preferencia por la zona tectónica del valle central. Las zonas del área
metropolitana tienen el problema de encontrarse muy cercanos de la ciudad de Santiago. En caso
de emergencias grandes, planes de evacuación pueden ser no factibles. [30]
Las áreas del norte, presentan mayores riesgos sísmicos, además de la dificultad de obtener el
agua de refrigeración. En general, todos los sitios tierra adentro requieren almacenamiento de
agua para garantizar la capacidad de enfriamiento durante períodos secos de los flujos de los ríos.
Los costos de una presa dependerán de la topografía y los costos de acueductos. [30]
A partir del estudio mencionado, se concluye que en Chile existen regiones o zonas más aptas
que otras para la instalación de centrales nucleares. Sin embargo, la extensión de una elección de
sitio es más amplia y requiere estudios adicionales en base a los requerimientos descritos en el
capítulo.
52
8. EVALUACIÓN TÉCNICA
8.1. Costos de capital
Como se apreció en la tabla 3.1, los costos de capital de una central nuclear son
comparativamente mayores que los de una central térmica convencional.
A continuación se muestran los costos estimados para cada tipo de fuente tecnológica dentro del
mercado de reactores hacia el 2015.
Fabricante
Framatone-ANP
General Electric
Westinghouse
AECL
Tabla 8.1.: Resumen costos de capital de alternativas nucleares
Modelo
Tipo
Costo de capital
SWR1000
EPR
ABWR
ESBWR
AP600
AP1000
System 80+
ACR700
CANDU-6
BWR
PWR
BWR
BWR
PWR
PWR
PWR
CANDU
CANDU
Tamaño
US$/kW
MW
1800 / 1500
1800 / 1500
1600
< ABWR
2175 / 1657
1365 / 1040
1800
1968
1450 / 2491
1000
1600
1350
1190
610
1090
1300
750
700
Fuente: elaboración propia con referencias: [1], [2], [3], [8], DOE
8.2. Diferencias distintas alternativas
Los reactores PWR presentan la ventaja de ser el más difundido en el mundo. Esto significa que
este modelo presenta menor riesgo ya que ha sido ampliamente probado, teniendo mayor
cantidad de horas de experiencia acumuladas tanto de generación y de capital humano.
Los reactores BWR tienen los costos de capital más bajos del mercado. Esto los hace atractivos
porque cuenta con menos ciclos de circulación de agua que un PWR, traduciéndose en menor
cantidad de bombas y materiales. Sin embargo, su turbina al estar en contacto con el vapor de
agua (que previamente ha estado en contacto con el núcleo del reactor) se contamina y queda
irradiado. Esto se traduce que aumentan la cantidad de materiales que son fuentes de desechos.
Los reactores CANDU, a diferencia de los PWR y BWR, tienen la característica de cargar sus
elementos combustibles mientras estén en funcionamiento. Sin embargo, sus costos de capital
pueden ser mayores y requieren de la construcción de una planta de agua pesada o al menos
asegurarse el suministro de éste.
53
8.3. Elección de tamaño
Se estima que Chile puede soportar una central de potencia con la demanda de 2020. Esto es
porque su capacidad debiera ser menor al 10% del total de la generación del sistema
interconectado. 35 Esto significa que es posible implementar una central de 1000 MW.
La vida útil de un reactor es de 40 años, sin embargo a los actuales se les está aumentando los
años de operación. Algunos modelos avanzados de reactores presentan, según especificaciones de
fabricante, una vida útil de 60 años. Se optó para la evaluación 50 años como una alternativa
intermedia, dada la evidencia del alargamiento de la vida útil.
El período de construcción de una central es de cinco años, un período prolongado con respecto a
un ciclo combinado de gas que se implementa en dos. Este largo período influye en aumento de
costos por intereses financieros y la distribución de los recursos.
Tabla 8.2.: Ritmo de inversión
-5
-4
-3
9,0%
24,2%
30,9%
21,0%
24,0%
22,0%
LWR
CANDU
-2
25,7%
19,0%
-1
10,1%
14,0%
Fuente: MIT, IAEA
8.4. Estructura de costos
Un reactor LWR –tanto BWR y PWR- presenta una estructura de costos como la mostrada en la
tabla 8.3. La principal fuente de gastos son a través de costos directos, prácticamente el 60% de la
inversión se va en equipamiento. Los costos indirectos son el 25%. Los costos de dueño de obra
son relacionados a la aprobación e incluye capacitaciones y son del orden de 5,1% de la
inversión. Se considera que las contingencias son del 10%. [14]
Tabla 8.3.: Estructura de costos LWR
Implementos
Costo
Estructuras y mejoras
Equipamiento planta del reactor
Equipamiento planta de turbina
Equipamiento eléctrico
Otros equipamientos
sistema de rechazo de calor
Total costos directos
Servicios de Construcción
Ingeniería
Supervisiones en terreno
Total costos indirectos
Costos dueño de obra
Contingencias
Total
13,9
20,4
14,6
4,4
3,1
3,4
59,8
13
6,4
5,5
24,9
5,1
10,2
100
%
Fuente: U. de Chicago
35
Basado con conversaciones con expertos del área de Planificación Energética de ENDESA
54
Un reactor CANDU tiene estructura de costos como la mostrada en la tabla 8.4. Esta estructura
está basada en la experiencia real de finalización de construcción de la unidad 2 de la central de
Cernadova (Rumania). Previamente ya estaba capitalizado 650 millones de dólares y se realizó
una inversión adicional de 620 millones para la finalización de esta. Los costos de la primera
carga de combustible y agua pesada están estimados en 130 millones. [32]
Tabla 8.4.: Estructura de costos CANDU
Implementos
Costo
%
Diseño e ingeniería
Equipamiento, materiales y componentes
Construcción (fuerza de trabajo)
Asistencia técnica y adm. de construcción
Aprobaciones
Trabajos complementarios
Contingencias
Total
2,4
46,8
12,1
25,8
6,5
3,2
3,2
100
Fuente: elaboración propia con datos IAEA
Pese a tener parte de la inversión ya hundida, la principal fuente de costos son directos en cuanto
a equipamiento de la central.
8.5. Sismicidad
Los reactores en el mercado tienen severas especificaciones, parte de ellas son relacionadas a
eventos sísmicos. En general las centrales pueden continuar funcionando sin apagarse hasta
sismos de aceleración de 0,3 g. En la tabla siguiente se resumen algunos diseños con sus niveles
sísmicos.
Tabla 8.5.: Niveles sísmicos considerados en diseños estándar
Reactor
Referencia
nivel
EPR
[28]
0,25 g
ABWR
[29]
0,3 g
ESBWR
[29]
0,25 g
System 80+
[28]
0,3 g
ACR700
[27]
> 0,3 g
APR 1400
[27]
0,3 g
Fuente: elaboración propia
También se debiera considerar el plan de construcciones de un país sísmico, para poder estimar
tener el monto de inversión requerido. En la tabla siguiente, se resume el plan de construcciones
recientes en Japón de centrales nucleares.
55
Tabla 8.6.: Industria Nuclear en Japón de los últimos 12 años
Empresa
Nombre Reactor
generación
tipo
Tohoku Electric
Onagawa 3
825
BWR
2409
Kyusyu Electric
Genkai 3
Genkai 4
1180
1180
PWR
PWR
2818
2288
TEPCO
Kashiwazaki-Kariwa 3
Kashiwazaki-Kariwa 4
Kashiwazaki-Kariwa 6
Kashiwazaki-Kariwa 7
1000
1000
1350
1350
BWR
BWR
ABWR
ABWR
1432
1522
2020
1790
MW
Costo
US$/MW
Fuente: elaboración propia con datos del MIT
A partir de la experiencia japonesa, la inversión adicional es de 100 US$/kW. Esto se calcula con
la diferencia del costo de los servicios de construcción, entre el promedio japonés y el del resto
del mundo.
8.6. Seguridad antiterrorista
Desde el ataque al World Trade Center en Septiembre de 2001, hay preocupación por las
consecuencias que puede tener un ataque a una instalación nuclear, debido a la gran cantidad de
materiales radioactivos que se liberan. Sin embargo, las centrales nucleares son las instalaciones
industriales más seguras, siendo construidas para resistir una serie de eventos naturales extremos
tales como huracanes y terremotos. Poseen sistemas consistentes en redundancias y sistemas
separados (activos y pasivos). Es decir, tienen backups o reemplazos para algunos componentes
(por ejemplo: bombas de agua).
En caso de un ataque desde el interior, la filosofía de la seguridad interna es poseer una cantidad
grande de guardias armados, perímetros fortificados y sistemas sofisticados de detección de
armas. Asumiendo que para perpetrar un ataque se necesita un simpatizante que esté trabajando
adentro, los sistemas de elección de personal deben contar con numerosos chequeos previos antes
de contratar.
8.7. Capital humano
Se requiere un intensivo programa de capacitación de personas para la administración del
proyecto, la operación y administración de la planta. 36 Traer profesionales idóneos del extranjero
puede eventualmente ser muy caro (en países desarrollados esto es un costo hundido ya que
cuentan con una gran cantidad de profesionales y técnicos que permiten absorber esa demanda) y
por otro lado capacitar un grupo humano puede ser muy extenso a lo largo del tiempo. Lo
sugerido para el caso de un país en vías de desarrollo sin un programa núcleo-eléctrico
desarrollado, como es el caso de Chile, es tener una combinación de ambos grupos humanos. [8]
36
En Anexo J se detalla todo el personal requerido con sus remuneraciones.
56
Como se aprecia en la tabla mostrada a continuación, los profesionales necesarios son de
diferentes campos, tanto de la ingeniería, seguridad, protección radiológica, administrativa, entre
otros. Esto sugiere que la industria nuclear es compleja y con intensivo uso de capital humano.
Tabla 8.7.: Requerimientos de personal por área
LWR
CANDU
Administración
9
9
Operaciones
66
98
Mantención
161
179
Ingeniería
76
80
Planificación
22
22
Soporte y modificaciones
45
50
Efectividad Organizacional
20
20
Nuclear Outage
8
8
Protección Radiológica
67
69
Capacitación
22
24
Seguridad
120
120
Cadena de Suministro
24
24
Telecomunicaciones
9
9
Staff externo
52
51
Total
701
763
Fuente: Dominion Energy
El organigrama de la planta tiene dos direcciones generales, una de operación y mantenimiento
(O&M) y otra orientada a la seguridad nuclear, cada una con sus respectivos directores. De
manera gráfica, se aprecia la estructura organizacional en el diagrama 8.1.
Dentro de O&M, se requieren subdirectores o manager de:
Operación: encargado de las operaciones diarias de la planta.
Ingeniería: encargado del diseño de las operaciones.
Mantención: encargado de velar por el buen funcionamiento de planta para prevención de
riesgos dentro de la planta.
Soporte: realizan tareas de apoyo en mantención
Planificación: planificación de las operaciones comerciales de la planta
Capacitación: encargada del adiestramiento de personal, tanto continuo y para nuevos
operadores.
Dentro de seguridad Nuclear se requieren subdirectores de:
Protección radiológica y química: encargado de la seguridad del personal de operaciones de
los peligros de exposiciones de radiación
Efectividad Organizacional: encargado de todo lo involucrado a los recursos humanos
Licenciamiento: tienen la obligación de velar por la certificación de la planta a través de las
inspecciones continuas que se someten
57
Diagrama 8.1.: Organigrama planta nuclear
Fuente: Dominion Energy
8.8. Combustible
Los incentivos de instalar una planta de conversión de combustible se podrían encontrar en que se
transfiera el know-how y en la medida que el parque generador nuclear sea mayor. Es decir,
mientras se instalen centrales la curva de aprendizaje es mayor y existirán incentivos económicos
de escala para montar una planta de fabricación de combustible. Para reactores LWR este monto
asciende a 120 millones de dólares. En cambio, para un reactor de tipo CANDU este monto
asciende a 50 millones de dólares. 37
El cálculo de combustible para un reactor está dado por las siguientes expresiones: [8]
Para calcular los requerimientos de combustible de una central nuclear, se necesita calcular
cantidad de toneladas de material pesado (uranio o/ plutonio) que se requiere:
Esto se da con la siguiente expresión:
(1) M =
Q
Bd
Donde: M es la cantidad de combustible al año (Ton. HM / año) 38
37
Información proporcionada por Patricia Rojas CCHEN
38
Toneladas por metal Pesado (combustible)
58
Q es la energía termal anual liberada
Bd es la capacidad de quema de combustible de la central (GWd / Ton. HM)
Además, la energía termal presenta la expresión que sigue:
(2) Q =
Pe ·CF ·365
ηth
Donde: Pe es la capacidad eléctrica en MW
CF el factor de capacidad %
ηth la eficiencia termal en MW(e)/MW(th)
Combinando (1) y (2), se puede calcular la cantidad de combustible requerido anual.
Si se toman los supuestos de una central LWR, con eficiencia térmica del orden de 0,33, un factor
de capacidad de 90%, y capacidad de quema de 50 GWd/TIHM, se tiene que para una central de
1000 MW se requieren 19 toneladas de combustible. En el caso de un CANDU 650 MW se
necesitan aproximadamente 88,3 toneladas, donde este reactor tiene un quemado de 8
GWd/TIHM.
8.9. Desmantelamiento
Las actividades de desmantelamiento están asociadas con la remoción y almacenamiento de
componentes contaminados y activados. Las tareas principales son:
1. Construcción de instalaciones temporales o modificación de las existentes para facilitar el
desmantelamiento.
2. Diseño y fabricación de blindaje temporal y permanente para respaldar las actividades de
descontaminación y desmantelación.
3. Obtención de contenedores secos.
4. Descontaminación de componentes y sistemas de bombas y control radiológico de
trabajadores.
5. Remoción de componentes y bombas.
6. Desarmado, remoción, clasificación y almacenamiento del reactor, estructuras metálicas
adyacentes.
7. Remoción de porciones activadas de concreto.
8. Para PWR’s remoción de generadores de vapor y presurizador.
59
9. EVALUACIÓN ECONÓMICA
9.1. Metodología
El estudio contará con el caso base de un LWR de 1000 MW y un CANDU 650 MW. La
tecnología de desarrollo de largo plazo se asume que será a base de unidades vapor-carbón, en
desmedro de los ciclos combinados de gas natural.
En primer lugar, se calcula el precio de largo plazo de la energía en el mercado eléctrico, con un
modelo de despacho hidro-térmico (MHT). 39 Este precio corresponde al que hace rentable a las
unidades de vapor-carbón. 40 Es decir, es el precio de mercado que hace que el margen de
ganancias amortice la inversión inicial a una determinada tasa de descuento.
La capacidad generadora de unidades vapor-carbón se ajusta dentro del modelo MHT para
encontrar el margen requerido de la siguiente manera:
1. En caso que el margen obtenido sea más bajo que el requerido, significa que los precios
están bajos y hay exceso de capacidad generadora se reduce la capacidad instalada.
2. En caso contrario, si el margen es superior, significa que los precios están muy altos y se
aumenta la capacidad de las unidades vapor-carbón.
3. Este procedimiento se repite hasta que se equipara el margen simulado y el margen
requerido.
Finalmente, se simulará dentro del mercado una central nuclear, buscando dentro del sistema el
precio de largo plazo ya definido en el procedimiento anterior. Se obtienen como resultados el
precio de la energía en los distintos nodos el sistema, la generación bruta de la central, los
ingresos por inyección de energía y potencia firme y los costos de combustible.
9.2. Escenario
El escenario de largo plazo tiene como supuesto principal que no se contará con gas natural
argentino, sólo se contará con gas natural licuado (GNL) proveniente de distintos proveedores. El
parque térmico tenderá a equipararse al parque hídrico. Se utilizará una tasa de descuento de 9%
después de impuestos correspondiente a la del CNE (10% antes de impuestos).
Tabla 9.1.: Potencia instalada agregada al 2019 en el SIC
Tipo de combustible
tamaño
Porcentaje
MW
Térmico Eficiente
Hidro
Otros (TG's, ERNC)
Total
4910
4923
820
10653
46.1%
46.2%
7.7%
100.0%
Fuente: elaboración propia con datos ENDESA
39
En Anexo L se hace una breve descripción del modelo MHT.
Esta tecnología se definió basado en que el parque generador térmico va tender a equiparar al hídrico y el gas
natural dejo de ser un insumo de bajo costo.
40
60
La demanda alcanza unos 88.349,9 GWh en el SIC y la oferta está conformada por las centrales
actuales, las centrales definidas en el plan de obras del SIC de la CNE, las centrales del río
Pascua y Baker y unidades vapor-carbón (correspondientes a las unidades de desarrollo futuro)
Tabla 9.2.: Demanda en GWh año LP (2019) en el SIC
Consumo clientes
88.349,9
Perdida total
2.354,8
Consumo total
90.704,7
Fuente: elaboración propia simulación MHT
Se presentan altos costos del diesel, GNL con costo más bajo que las proyecciones de la CNE,
pero aún así dos veces más caro que el gas natural de Argentina. El precio del carbón también se
asume de alto costo con respecto a los precios internacionales actuales.
El escenario se resume en la siguiente tabla.
Tabla 9.3.: Datos Largo Plazo
Tasa de descuento
9%
Costo de falla (CNE abril 2006)
328,5
Componente Hidro/Total (generación)
61,5%
Precio GNL
6,3
Precio Carbón Largo Plazo.
64,2
Precio Diesel WTI
51,5
después de impuestos
US$/MWh
US$/MMBTU
US$/Ton
US$/bbl
Fuente: Elaboración propia con datos ENDESA 41
9.3. Características centrales casos bases
Las características técnicas de los dos casos de estudio, son construidos basándose en los nuevos
diseños avanzados. Se asumirá que una central nuclear pierde un 7% de su potencia para
consumo propio. La tasa forzada de salida se considera de 1,8% [43], una mantención para ambos
casos de 28 días (que en el caso del LWR se la hace coincidir con su período de recarga). Se
asume un 0,5% de degradación por uso y la degradación por humedad, altura y temperatura se
desprecian.
La vida útil considerada para los casos son 50 años, basándose que la vida útil es de 40 años, pero
se prolonga su operación como es la tendencia en la industria actual.
El quemado o consumo específico difieren entre ambos casos. Los modelos nuevos serán más
eficientes en consumo de combustible. Por ello se asume que un LWR tendrá una tasa de
quemado de 50 MWd/kg U y un CANDU de 8 MWd/kg U, que son ligeramente superiores al
41
Basado en conversaciones con Claudio Betti, Planificación Energética ENDESA
61
promedio actual. 42 Los tamaños de las centrales para generación están basados en el mercado
actual de reactores. 43
Tabla 9.4.: Características PWR Caso base
Tamaño
1000
MW
Quemado
50
MWd/kg U
Vida Útil
40 / 50
años
Mantención
28
días
Tasa Forzada de salida
1,8
%
Fuente: elaboración propia
Tabla 9.5.: Características CANDU Caso base
Tamaño
650
MW
quemado
8
MWd/kg U
Vida útil
40 / 50
Años
Mantención
28
días
Tasa Forzada de salida
1,8
%
Fuente: elaboración propia
9.4. Costo Variable Combustible
La principal fuente de costos del combustible nuclear es el uranio concentrado yellowcake, que es
un comodity que se tranza en el mercado. En base a proyecciones del IAEA de largo plazo, se
toma un costo de 130 US$ / kg. 44
Diagrama 9.1.: Estructura de costo del combustible LWR
12%
Venta mineral
12%
Conversión
46%
Enriquecimiento
Fabricación
Desechos
26%
4%
Fuente: elaboración propia
42
Los promedios actuales son 45 MWd/kg para un LWR y 7 MWd/kg para un CANDU, según información del
IAEA. Sin embargo, los nuevos reactores serán más eficientes en su quemado.
43
Véase Anexo D
44
Véase Anexo E y capítulo 4.5.
62
Las otras fuentes de costo, por conceptos de conversión, enriquecimiento, fabricación de
combustibles y administración de desechos se basan en estudios relacionados 45.
Para el caso de un LWR se tomaron los siguientes precios, resumidos en la tabla siguiente:
Tabla 9.6.: Precios Combustible nuclear LWR
Compra uranio concentrado
130 US$ / kg. U
Conversión UF6
8
US$ / kg. U
Enriquecimiento
100 US$ / kg. U
Fabricación de combustible
250 US$ / kg. U
Administración de desechos
430 US$ / kg. U
Fuente: elaboración propia
Para el CANDU, éste no cuenta con costes de enriquecimiento y conversión a gas UF6. En
consecuencia, el coste de la fabricación es más bajo.
Tabla 9.7.: Precios Combustible nuclear CANDU
Precios Combustible
Compra uranio concentrado
130 US$ / kg. U
Fabricación de combustible
65 US$ / kg. U
Administración de desechos
1,09 US$ / MWh
Fuente: elaboración propia
9.5. Inversión
La estructura de costos de los casos fue elaborada en base a la experiencia real de construcción de
centrales nucleares 46 en conjunto a juicios de expertos del área de planificación y evaluación de
proyectos eléctricos.
La inversión inicial para un reactor LWR se tomará a un costo de 1900 US$/kW, donde 1600
US$/kW corresponde al precio meta del mercado y los 200 US$/kW restantes se lo tomará como
el costo por primera unidad. Se agregan 100 US$/kW por costo sísmico estimado en base a la
experiencia japonesa.
En el caso de un CANDU, se considera una inversión de 1800 US$/kW en total. Esto se basa en
la experiencia rumana, adicionando 200 US$/kW como costo por primera unidad y agregando los
100 US$/kW costo sísmico.
Los derechos de internación son 6% y comisiones de aduana de 2%, que gravan el 90% del total
del equipamiento.
El sitio para implementar la central nuclear no se abordará como ya se hizo mención, sin embargo
se considerará un sitio costero para satisfacer la demanda de agua por la central. Se considerará
45
46
Véase Capítulo 4
Descrito en capítulo 8
63
un enlace 2 líneas de 250 kV de tensión, de unos 300 kilómetros. Esa inversión tiene un monto de
166 millones de dólares. Se asume que hay un 3% de pérdidas de generación por el enlace.47
Los costos de inversión para un LWR se muestran en la tabla siguiente. Se aprecia que la
principal fuente son los equipamientos en conjunto con las obras civiles.
Tabla 9.8.: Inversión LWR en miles de US$
Contrato Central LWR CIF
Derechos de internación (6% al 90% de equipos)
Gastos puertos y bancos (2% comisiones aduana)
Transporte local (Chile)
Sitio+Materiales Nacionales
Obras civiles
Montaje y puesta en servicio
Administración del propietario
Ingeniería e inspección
Imprevistos (10%)
Costo Directo de la Central (kUS$)
Costo Directo Línea (kUS$)
total c.directo (kUS$)
671.400
36.256
13.428
2.500
187.200
344.000
219.600
91.800
216.000
180.000
1.962.184
166.500
2.128.684
Fuente: elaboracion propia
Para el caso del CANDU, las principales fuentes de costos son también los equipamientos y las
obras civiles. El costo incluye el suministro de agua pesada. Las inversiones se muestran en la
siguiente tabla:
Tabla 9.9.: Inversión CANDU en miles de US$
Contrato Central CANDU CIF
412.165
Derechos de internacion (6% al 90% de equipos)
22.257
Gastos puertos y bancos (2% comisiones aduana)
8.243
Transporte local (Chile)
2.500
Sitio+Materiales Nacionales
114.920
Obras civiles
208.650
Montaje y puesta en servicio
134.810
Administración del propietario
56.355
Ingenieria e inspeccion
132.600
Imprevistos (10%)
110.500
Costo Directo de la Central (kUS$)
1.203.000
Costo Directo Línea (kUS$)
166.500
total c.directo (kUS$)
1.369.500
Fuente: elaboracion propia
Al final del período de evaluación, se consideran los costos de desmantelamiento de la central
como una inversión adicional en el último año. Se considera para un reactor tipo CANDU un
costo de 420 millones de dólares y para un LWR de 580 millones. [31]
Los intereses durante la construcción de un reactor LWR y CANDU representan el costo de
oportunidad que hay que solventar en caso de alternativas de inversión de un fondo a una tasa
47
Basado en datos de ENDESA, Planificación Energética.
64
dada. La construcción para los casos bases se considera de 60 meses. En la tabla siguiente se
muestra el monto de la inversión inicial total junto con la tasa respectiva.
Tabla 9.10.: Inversión total LWR incluidos IDC en miles de US$
Central
25,4%
2.461.376
Línea
9,0%
181.451
Total
2.642.827
Fuente: elaboración propia
Tabla 9.11.: Inversión total CANDU incluidos IDC en miles de US$
Central
Línea
23,8%
9,0%
1489681,6
181485,0
Total
1671166,6
Fuente: elaboración propia
9.6. Costos Fijos
Para el caso de un LWR los costos fijos están estimados en 36,3 millones de dólares. Los
principales gastos son relacionados al personal y a gastos asociados con 28,3 millones. El resto
corresponde a gastos administrativos, impuestos y seguros.
Los costos fijos de personal se estimaron en base a especificaciones del DOE y se le asignaron a
cada personal sueldos por distintos tramos de ingreso. Se agregan un 4% de asignaciones de
incentivos, 20% de retiros y un 4% sobre tiempos. 48 Esto se resume en la siguiente tabla:
Tabla 9.12: Costos Fijos anual
LWR
miles US$
Costo personal planta
Costo personal externo
Sobretiempos (4%)
Retiros y beneficios (20%)
Incentivos y bonos (4%)
Inspecciones entidad regulatoria
Seguros
Gastos de adm.
O&M rutinario
O&M carga combustible y no rutinario
Total
16.515
1.610
725
3.625
725
3.000
2.000
3.000
31.200
5.100
36.300
Fuente:DOE
48
Elaborados basado en especificaciones de la DOE [37] y con conversaciones con Claudio Betti, Planificación
Energética ENDESA. En Anexo J se muestra con mayor detalle el personal requerido, junto con los ingresos.
65
Para un reactor CANDU, los costos fijos son mayores por la mayor cantidad de personal que se
necesita para la carga de combustible, y por consiguiente las mantenimientos en operación que se
realiza. Estos ascienden a 37,1 millones de dólares, de los cuales 29,1 millones corresponden a
personal y costos relacionados. Esto se aprecia en la tabla siguiente: 49
Tabla 9.13.: Costos Fijos anual
CANDU
miles US$
Costo personal planta
Costo personal externo
Sobretiempos (4%)
Retiros y beneficios (20%)
Incentivos y bonos (4%)
Inspecciones entidad regulatoria
insurances
Gastos de adm.
O&M rutinario
O&M carga combustible y no rutinario
Total
17.782
1.579
774
3.872
774
3.000
2.000
3.000
32.782
4.323
37.105
Fuente:DOE
En resumen la centrales contarán con los siguientes costos, incluyendo los costos fijos de
operación y mantenimiento de la línea.
Tabla 9.14.: Costos Fijos Total LWR anual
Costos Fijos Central
millones US$
Costos Fijos Línea
millones US$
Total
millones US$
36,3
3,43
39,73
Fuente: elaboración propia
Tabla 9.15.: Costos Fijos Total CANDU anual
Costos Fijos Central
millones US$
Costos Fijos Línea
millones US$
Total
millones US$
37,1
3,43
40,53
Fuente: elaboración propia
9.7. Costo Variable no Combustible
Estos corresponden a los costos de operación y de mantención, no fijos. Es decir, las que se
relacionan con piezas, repuestos, aceites, etc. Estos están estimados en 15 millones de dólares
[31], en base a costos de centrales en operación en Estados Unidos.
49
Construido según especificaciones de la DOE, ajustando los sueldos a la realidad chilena.
66
9.8. Resultados
Se simularon una central LWR y un CANDU en el SIC bajo los supuestos descritos de oferta y
demanda. Los resultados para una tasa de descuento del 9% después de impuestos se resumen de
la siguiente manera:
Tabla 9.16.: Resultados de la evaluación
LWR
CANDU
Caso 40 años
VAN MMUS$
59,5
22,2
TIR
9,26%
9,16%
Caso 50 años
VAN MMUS$
109,7
53,6
TIR
9,45%
9,36%
Fuente: elaboración propia
Para ambos horizontes de la evaluación, un CANDU y un LWR son proyectos económicamente
rentables. Pese al alto costo de inversión inicial, gravado con los intereses durante una
construcción larga, los reactores con los precios de la energía en el SIC a futuro son viables
gracias a las economías de escala por su tamaño de generación y el bajo costo variable que
presentan.
Se evaluó también para las tasas del 6,5% y 12% después de impuestos. Los resultados se
resumen en las siguientes tablas.
yellowcake
LWR
VAN 12%
VAN 9%
VAN 6,5%
CANDU
VAN 12%
VAN 9%
VAN 6,5%
Tabla 9.17.: Resultados según tasa de descuento, vida útil 50 años
100
120
130
140
160
180
US$ / kg.
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
200
-124,4
177,1
491,7
-158,8
132,2
430,0
-175,7
109,7
399,2
-193,1
87,3
368,2
-227,5
42,3
306,2
-261,9
-2,6
244,2
-296,3
-47,7
182,2
-72,5
80,1
157,2
-86,0
62,5
132,9
-92,7
53,6
120,7
-99,5
44,8
108,6
-113,0
27,2
84,2
-126,5
9,6
59,8
-140,0
-8,1
35,3
Fuente: elaboración propia
Se aprecia que para una tasa del 12% no son rentables los reactores LWR y CANDU. Para
inversionistas que asignan mayor riesgo a un proyecto nuclear de potencia, en base a que es una
tecnología inexistente en Chile, éstos lo rechazan.
Aunque usualmente los proyectos eléctricos en Chile se evalúan a tasas inferiores, el hecho que
sea un proyecto de central con tecnología nueva y eventualmente se evalúe a tasa mayor del 10%,
el Estado debe dar garantías y apoyo para la normal operación de la central.
Para los resultados con un horizonte menor de evaluación tienen menor retorno esperado, como
es de esperar, porque se deja de percibir ingresos.
67
yellowcake
LWR
VAN 12%
VAN 9%
VAN 6,5%
CANDU
VAN 12%
VAN 9%
VAN 6,5%
Tabla 9.18.: resultados según tasa de descuento, vida útil 40 años
100
120
130
140
160
180
US$ / kg.
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
200
-143,4
125,8
375,6
-177,6
81,6
316,2
-194,5
59,5
286,4
-211,7
37,5
256,5
-245,9
-6,7
196,8
-280,1
-50,8
137,0
-314,2
-95,1
77,2
-84,5
48,2
158,2
-97,9
30,9
134,9
-104,6
22,2
123,2
-111,3
13,5
111,4
-124,7
-3,8
88,0
-138,2
-21,1
64,5
-151,6
-38,5
41,1
Fuente: elaboración propia
Un LWR a 50 años de horizonte de evaluación puede ser rentable hasta 9,9% de tasa, con
respecto a un 9,6% a los 40 años. Sin embargo, un CANDU a 50 años de horizonte deja de ser
rentable empleando una tasa de 10% y a 40 años con 9,5%. Esto se aprecia en los siguientes
gráficos.
Diagrama 9.2.: Resultados para un LWR con distintas tasas de descuento (caso base)
400,0
VAN MMUS$
300,0
200,0
50 años
100,0
40 años
0,0
6,5
7,5
8,5
9,5
10,5
11,5
-100,0
-200,0
tasa %
Fuente: Elaboración propia
Diagrama 9.3.: Resultados para un CANDU con distintas tasas de descuento (caso base)
150,0
VAN MMUS$
100,0
50,0
50 años
0,0
6,5
7,5
8,5
9,5
10,5
-50,0
-100,0
-150,0
tasa %
Fuente: Elaboración propia
68
11,5
40 años
9.9. Sensibilidades
El principal costo variable de una central es el combustible. Por consiguiente, se sensibiliza el
precio del principal insumo que es el uranio.
Tabla 9.19.: Costo del Combustible nuclear según variación del yellowcake (US$ / kg.)
100
120
130
140
160
180
200
LWR
7,33
8,02
8,36
8,71
9,39
10,08
10,77
US$ / MWh
CANDU
4,17
4,57
4,76
4,96
5,35
5,75
6,14
US$ / MWh
Fuente: elaboración propia
El costo de generación de las alternativas nucleares, comparadas con otras fuentes térmicas es
bajo. Esto muestra que éstas están siempre en base de la matriz energética del SIC.
Diagrama 9.4.: Sensibilidad precio concentrado de uranio (vida útil 50 años)
200,0
VAN MMUS$
150,0
100,0
LWR
CANDU
50,0
0,0
-50,0
100
120
140
160
180
200
-100,0
US$/kg.
Fuente: Elaboración propia
Para el uranio, se hace variable el precio del concentrado y los costos de los procesos se toman
fijos. Este supuesto se sustenta en que el uranio es un elemento no renovable y depende el precio
de las reservas que se dispongan y la tecnología de extracción. En cambio los procesos
industriales de la fabricación y enriquecimiento del combustible dependerán más de la capacidad
de las plantas, se hace el supuesto que siempre habrá capacidad disponible de producción en las
plantas de los distintos procesos de fabricación. Del gráfico se aprecia que se necesita alzas
significativas de más del 50% para que el proyecto tenga VAN negativo.
Para un CANDU es menos sensible la variación del precio del uranio. Esto se debe a que el
combustible al no ser enriquecido no necesita una cantidad grande de yellowcake como insumo.
Cabe recordar que se requiere proporcionalmente 9 kg. de yellowcake para la producción de 1 kg.
del combustible de LWR.
69
Para distintos períodos de evaluación, se aprecia como fluctúa el VAN del proyecto,
sensibilizando el precio.
Diagrama 9.5.: Sensibilidad precio yellowcake LWR
200,0
150,0
VAN MMUS$
100,0
50,0
0,0
100
-50,0
50 años
40 años
120
140
160
180
200
-100,0
-150,0
US$/kg.
Fuente: elaboración propia
Diagrama 9.6.: Sensibilidad precio yellowcake CANDU
100,0
80,0
VAN MMUS$
60,0
40,0
50 años
20,0
0,0
100
-20,0
40 años
120
140
160
180
200
-40,0
-60,0
US$/kg.
Fuente: elaboración propia
Se aprecia que para un LWR, se puede obtener el mismo VAN con precios de yellowcake de 20
US$ / kg. de diferencia. De manera análoga, para un CANDU se tiene lo mismo con una
diferencia de alrededor de 35 US$ / kg.
También es objeto de estudio el costo de inversión crítica, que hace que el proyecto sea viable.
Un LWR continua siendo económicamente rentable hasta una inversión inicial de 1995 US$/kW.
Un reactor CANDU continua rentable con un monto de 1871 US$/kW. Sin embargo, el VAN de
70
un LWR es más sensible a la sensibilización del monto de inversión. La pendiente de la curva es
mayor contrastado con el CANDU.
Diagrama 9.7.: Sensibilidad costo inversión con precio de uranio yellowcake a 130 US$/kg.
500,0
400,0
VAN MMUS$
300,0
200,0
LWR
100,0
CANDU
0,0
-100,01600
1700
1800
1900
2000
2100
-200,0
-300,0
US$ / KW instalado
Fuente: Elaboración propia
El costo de demora de construcción también influye en la rentabilidad del proyecto. La inversión
alta hace que un retraso de un año del proyecto acumula más intereses y afecte su factibilidad.
Esto se aprecia en la siguiente tabla y diagrama.
Tabla 9.20.: VAN según Tiempo de construcción (caso base)
LWR
CANDU
meses
MM US$
MM US$
48
159,4
96,8
60
109,7
53,6
72
-88,3
-66,1
Fuente: elaboración propia
Diagrama 9.8.: VAN según tiempos de construcción (casos bases)
200,0
150,0
VAN MMUS$
100,0
50,0
LWR
CANDU
0,0
48
60
-50,0
-100,0
-150,0
meses
Fuente: Elaboración propia
71
72
Además, un año de atraso de la operación comercial hace que ambos proyectos dejen de ser
rentables. Esto sugiere que es necesario que las entidades reguladoras no impida el inicio de la
producción de la planta.
Diagrama 9.9.: VAN según atraso de operación comercial (caso base)
50,0
0,0
100
120
140
160
180
200
VAN MMUS$
-50,0
-100,0
LWR
CANDU
-150,0
-200,0
-250,0
-300,0
US$/kg U
Fuente: Elaboración propia
Las economías de escala se reflejan porque los costos fijos de ambas unidades son similares en
monto.
variación costo fijo
VAN LWR
VAN CANDU
Tabla 9.21.: VAN con sensibilización de Costos Fijos
-10%
0
10%
144,0
109,7
75,5
MM US$
88,6
53,6
18,7
MM US$
20%
41,3
-16,3
Fuente: elaboración propia
9.10. Competitividad tecnológica
Una primera aproximación es comparar los costos medios entre las distintas alternativas
tecnológicas. Para ello se utiliza el costo de capital, costo de operación y los costos fijos. Con la
suma se obtiene el costo medio.
En la siguiente tabla se muestra que a no se puede descartar los reactores CANDU y LWR a
priori, pues poseen costos medios cercanos a una unidad vapor-carbón. Un ciclo combinado
posee un costo medio alto, dado que el precio del GNL es considerablemente más alto que el gas
natural argentino (unas 3 veces más caro aproximadamente).
72
Tabla 9.22.: Costos Medios por distintos tipos de tecnologías
CANDU
LWR
vapor-carbón
Tamaño
650
1000
345
MW
Generación media
4743,2
7007,3
2406,1
GWh
Costo Capital
30,8
33,0
23,7
mills/kWh
Costo Operación
6,7
10,3
25,6
mills/kWh
Costo Fijo
8,5
5,7
2,2
mills/kWh
COSTO MEDIO
46,0
48,9
51,5
mills/kWh
cc. GNL
480
3477,7
9,0
10,0
50,4
69,4
Fuente: elaboración propia con datos ENDESA
Se afirma que las centrales nucleares bajo los supuestos del estudio, son más competitivas que las
otras fuentes térmicas. Esto es por los altos costos de los combustibles dentro del largo plazo y
por efectos de economías de escala por el tamaño mayor de las centrales. 50
50
Se asume que un ciclo combinado a gas natural declara como costo fijo el 90% del gas que utiliza porque por
contrato se paga ese porcentaje aunque no se requiera suministro. (contrato tipo take or paid)
73
10. CONCLUSIONES
A lo largo de la investigación se ha podido detectar varios temas de interés para la
implementación de un proyecto núcleo-eléctrico. Estos se pueden centrar en los siguientes
aspectos: medio ambiente, economía, tecnología y seguridad.
Uno de los factores críticos de un proyecto nuclear es el aseguramiento de combustible. Este
tiene que pasar por una serie de procesos y transformaciones industriales para poder ser utilizado
en el reactor. El precio del uranio concentrado ha aumentado de precio los últimos años hasta 3
veces su precio y las proyecciones del IAEA indican que el precio se empinará sobre los 130
US$/kg hacia el año 2030.
El abastecimiento a largo plazo está asegurado porque se cuenta con reservas de uranio para 240
años a precio bajo los 130 US$ /kg y éstas se encuentran principalmente en países estables como
Canadá y Australia.
El principal problema ambiental que presenta una central nuclear es el tratamiento de los residuos
nucleares y por otro lado tiene la ventaja que no presenta emisiones de gases de efecto
invernadero. Económicamente, el costo del tratamiento de residuos es cercano a 1,1mills/kWh y
representa un ahorro de al menos de 5,2 mills/kWh de emisión de carbono.
La cantidad de combustible necesaria para una central LWR y una central CANDU son del
orden de 19 y 88 toneladas respectivamente. El volumen de los residuos es aproximadamente de
1,9 m3 por tonelada de combustible gastado. Estos se administran en piscinas o contenedores
secos temporales hasta que se habilite un repositorio definitivo. Según el juicio de expertos, esta
cantidad de volumen de desechos es absolutamente administrable y es inferior comparativamente
al volumen de los desechos industriales o a la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera.
La seguridad de los nuevos reactores es superior a los reactores actuales, porque incorporan
elementos de seguridad pasiva, mejoras en el diseño y simplificación de sus componentes. Esto
facilita la mantención y prevención de riesgos. Además, estos reactores están diseñados para
continuar en funcionamiento hasta sismos de aceleraciones de 0,3g y el costo adicional en obras
civiles e ingeniería para mejorar el diseño sísmico es del orden de 110 millones de dólares.
La regulación en Chile es insuficiente, puesto que sólo cuenta con legislación eléctrica,
protección radiológica e impacto ambiental. Sin embargo, no cuenta con regulación acerca del
licenciamiento de una central, inspecciones de construcción, operación, mantenimiento y
clausura.
Se necesita una cantidad intensiva de personal calificado para una central, sobre las 700 personas
con una capacitación adecuada. Chile no cuenta con ese volumen de gente, lo que puede
significar traer del extranjero capital humano con experiencia y que al mismo tiempo capacite al
personal en el país.
La elección de sitio presenta que el principal requerimiento es el sísmico. Éste no es abordado en
el estudio por los alcances definidos. Por otro lado, los requerimientos de agua también son una
74
limitante importante para la implementación de una central. Se necesitan 15 m3/s de caudal o 5
m3/s utilizando torres de refrigeración.
Económicamente una central nuclear LWR a un costo de 1900 US$/kW y un CANDU de 1800
US$/kW de inversión son rentables, a una tasa del 9%. Sin embargo, a tasas mayores del 10% los
proyectos pasan a tener VAN negativo. Un inversionista privado rechaza con seguridad el
proyecto si utiliza tasas mayores, a menos que se cree una fórmula o manera de dar ciertas
garantías para paliar el riesgo financiero.
Un LWR tiene mejor VAN que un CANDU, no obstante éstos últimos son menos sensibles a las
fluctuaciones del yellowcake. El motivo es por la menor cantidad de procesos industriales
involucrados para la fabricación de combustible.
La inversión también es sensible al monto de la inversión, al tiempo que demora la construcción
y a los atrasos de la operación comercial. Una demora de 12 meses –tanto de construcción o de
operación- hace que un proyecto tenga VAN negativo.
Comparativamente un reactor CANDU presenta la ventaja de ser uno de menor costo de capital.
Además, dispone de un combustible más económico y más simple de elaboración (al no
enriquecerlo). Por otro lado, la ventaja de un LWR radica en los desechos. Al utilizar uranio
enriquecido, la cantidad de combustible gastado es menor en comparación con un CANDU. Esto
se refleja en una menor cantidad de residuos de actividad más peligrosa.
Respecto a otras fuentes tecnológicas térmicas, la opción nuclear es competitiva, pues tiene un
costo medio más bajo en comparación a una unidad vapor-carbón y un ciclo combinado a gas
natural. La razón es el alto costo del GNL para ciclos combinados (pasar de 2,5 US$/MMBtu
para el gas argentino a 6,3 US$ el GNL considerando otros proveedores) y el aumento de los
costos de capital y de combustible para las unidades vapor-carbón.
Para finalizar, se concluye que la alternativa nuclear es atractiva para Chile. Este trabajo muestra
que es competitiva con otras fuentes térmicas económica y ambientalmente. Las dificultades
radican en la poca o nula experiencia en el país con el uso de esta tecnología, traduciéndose en la
inexistencia de personal calificado y legislación necesaria. Se sugiere ahondar en futuros estudios
con mayor cantidad de detalle dado el carácter exploratorio de éste.
75
11. BIBLIOGRAFÍA
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Development, 2006
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[22] COMISION CHILENA DE ENERGIA NUCLEAR (CCHEN), Reglamento de protección
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1984.
[23] COMISION CHILENA DE ENERGIA NUCLEAR (CCHEN), Reglamento de protección
radiológica de instalaciones radiactivas. Reglamento nº3. Enero 1985.
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transporte seguro de materiales radiactivos. Junio 1985.
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77
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[35] ORGANIZATION OF ECONOMIC COOPERATION AND DEVELOPMENT. The
Economics of the Nuclear Fuel Cycle. 1994
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[38] KEUTER D., The promise of new nuclear. Septiembre 2003.
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[42] INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY (IAEA). Construction and
commissioning experience of evolutionary water cooled nuclear power plants. Abril 2004.
[43] WORLD ASSOCIATION OF NUCLEAR OPERATORS. Performance Indicators. 2005
78
ANEXO A
Estatus de la energía nuclear en el mundo
En el mundo, desde abril del 2006 hay 443 reactores nucleares de potencia. Estos tienen unos 370
GW de capacidad de generación y abastecen el 16% del consumo mundial de electricidad. En
este momento 26 reactores en construcción, en particular en el Asia Oriental, generándose un
polo de desarrollo fuerte. [1]
Tabla A.1.: Reactores Nucleares en operación y construcción, 1 abril 2006
Participación eléctrica
2004
En operación
En construcción
unidades
MW
unidades
MW
TWh
% total
Argentina
2
935
1
692
7,3
8,2
Armenia
1
376
2,2
38,8
Bélgica
7
5801
44,9
55,1
Brasil
2
1901
11,5
3
Bulgaria
4
2722
1
953
15,6
41,6
Canadá
18
12599
85,3
15
China
9
6572
3
3000
47,8
2,2
República Checa
6
3368
24,8
31,9
Finlandia
4
2676
1
1600
21,8
26,6
Francia
59
63363
426,8
78,1
Alemania
17
20339
158,4
31,8
Hungría
4
1755
11,2
33,8
India
15
3040
8
3602
15
2,8
Irán
1
915
Japón
56
47839
1
866
273,8
29,3
República de Corea
20
16810
124
38
Lituania
1
1185
13,9
72,1
México
2
1310
10,6
5,2
Holanda
1
449
3,6
3,8
Pakistán
2
425
1
300
1,9
2,4
Rumania
1
655
1
655
5,1
10,1
Federación Rusa
31
21743
4
3775
133
15,6
Eslovaquia
6
2442
15,6
55,2
Eslovenia
1
656
5,2
38,9
Sudáfrica
2
1800
14,3
6,6
España
9
7588
60,9
22,9
Suecia
10
8910
75
51,8
Suiza
5
3220
25,4
40
Ucrania
15
13107
2
1900
81,8
51,1
U.K.
23
11852
73,7
19,4
U.S.A.
104
99210
788,6
20
Taiwan
6
4904
2
2600
37,9
20,9
Total
443
369552
26
20858
2616,9
16
Fuente: IAEA
Como se observa en la tabla, estos son principalmente usados en países industrializados. Sin
embargo, 16 de los nuevos reactores en construcción son en países en vías de desarrollo
79
ANEXO B
Mercado Eléctrico del SIC
El mercado eléctrico chileno consta de 4 sistemas interconectados. El principal es el Sistema
Interconectado Central que abarca alrededor del 92% de la población nacional.
Sistema
SING
SIC
AYSÉN
MAGALLANES
Total Nacional
Tabla B.1.: Potencia Instalada por Sistema Interconectado
Potencia Instalada Total
Térmico
Hidráulico
Eólico
3583,7
12,8
0,0
3565,0
4694,8
0,0
13,7
17,6
2,0
65,2
0,0
0,0
7227,6
4725,2
2,0
Total
Sistema
3596,5
8259,8
33,3
65,2
11954,8
Fuente: CNE
Del SIC, se desprende que alrededor del 57% corresponde a generación hidráulica y el resto a
generación térmica. Dentro de esta última como se observa en la tabla siguiente, el 63% es en
base a gas natural, el 24% con carbón y el 13% con petróleo.
SING
SIC
AYSÉN
MAGALLANES
Total Nacional
Tabla B.2.: Potencia Instalada Térmica
Carbón
Petróleo
1205,8
266
837,7
528,6
0,0
13,7
0,0
10,0
2043,5
818,3
Gas
2111,9
2181,3
0,0
55,2
4348,4
Otros
0,0
17,4
0,0
0,0
17,4
Fuente: CNE
Empresa
Tabla B.3.: Participación por empresas SIC
Hidro Termo
Total
OTROS
AUTOPRODUCTORES
E. Eléctrica Pehuenche S.A. *
GUACOLDA S.A.
COLBÚN S.A.
ENDESA
AES GENER S.A.
E. Eléctrica Pangue S.A. *
ARAUCO GENERACIÓN S.A.
SOC. ELÉCTRICA SANTIAGO S.A.
SAN ISIDRO S.A. *
IBENER S.A.
CENELCA S.A.
Total
* Controladas por ENDESA
MW
MW
MW
289,7
0,0
0,0
0,0
697,0
2147,7
244,9
0,0
0,0
0,0
0,0
124,0
145,0
3648,3
45,7
92,4
0,0
304,0
1122,3
469,0
436,5
0,0
144,8
479,0
0,0
0,0
101,3
3195,0
335,4
92,4
0,0
304,0
1819,3
2616,7
681,4
0,0
144,8
479,0
0,0
124,0
246,3
6843,3
Fuente: Elaboración propia con datos CNE
80
Participación
%
4,9%
1,4%
0,0%
4,4%
26,6%
38,2%
10,0%
0,0%
2,1%
7,0%
0,0%
1,8%
3,6%
100%
ENDESA, Colbún y AES GENER son los principales controladores del SIC. Estas empresas
representan el 79%, presentando un mercado concentrado por sólo tres compañías
En las tablas mostradas a continuación, se muestran todas las centrales actuales del SIC, tanto
hidráulicas como térmicas.
Tabla B.4.: Centrales Termoeléctricas del SIC
Nombre
Central
Propietario
Potencia
Instalada
Arauco
Valdivia
Licanten
Horcones TG
Celco
Cholguán
Nueva Aldea (ex Itata)
Coronel
Antilhue TG
Laguna Verde
Ventanas 1
Ventanas 2
Laguna Verde TG
S. Fco. Mostazal
Huasco Vapor
Bocamina
Huasco TG
D.de Almagro
Taltal 1
Taltal 2
Guacolda
Laja
Constitución
Nueva Renca
Renca
Petropower
Nehuenco
Nehuenco 9B
Nehuenco II
Candelaria
San Isidro
Arauco Generación S.A.
Arauco Generación S.A.
Arauco Generación S.A.
Arauco Generación S.A.
Arauco Generación S.A.
Arauco Generación S.A.
Arauco Generación S.A.
Soc. Generadora Austral
Cenelca S.A.
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A.
Aes Gener S.A.
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Guacolda S.A.
E. Verde S.A.
E. Verde S.A.
Soc. Eléctrica Santiago S.A.
Soc. Eléctrica Santiago S.A.
Petropower S.A.
Colbún S.A.
Colbún S.A.
Colbún S.A.
Colbún S.A.
San Isidro S.A.
Potencia
Máxima
MW
MW
15,0
61,0
5,5
24,3
13,0
13,0
13,0
45,7
101,3
54,7
118,0
220,0
18,8
25,0
16,0
125,0
64,2
23,8
120,0
120,0
304,0
8,7
8,7
379,0
100,0
75,0
370,0
108,0
390,4
253,9
370,0
15,0
61,0
5,5
24,3
15,0
13,0
14,0
45,7
93,3
49,0
120,0
220,0
17,0
25,7
16,0
128,0
58,0
23,8
123,4
121,5
304,0
8,7
8,7
379,0
97,0
75,0
368,4
108,0
390,4
269,1
379,0
Fuente: CNE
Nombre
Central
Alfalfal
Maitenes
Queltehues
Volcán
Tabla B.5.: Centrales Hidroeléctricas del SIC
Potencia
Propietario
Instalada
MW
Aes Gener S.A.
160,0
Aes Gener S.A.
30,8
Aes Gener S.A.
41,1
Aes Gener S.A.
13,0
81
Potencia
Máxima
MW
178,0
29,0
49,0
13,0
Colbún
Machicura
San Ignacio
Rucúe
Los Molles
Rapel
Sauzal
Sauzalito
Cipreses
Isla
Ralco
Antuco
El Toro
Abanico
Canutillar
Pangue
Pehuenche
Curillinque
Loma Alta
Mampil
Peuchén
Pilmaiquén
Pullinque
Aconcagua
Florida
Los Quilos
Chacabuquito
Capullo
S. Andes
Los Bajos
Caemsa
Puntilla
Colbún S.A.
Colbún S.A.
Colbún S.A.
Colbún S.A.
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Endesa
Cenelca S.A.
E. Eléctrica Pangue S.A.
E. Eléctrica Pehuenche S.A.
E. Eléctrica Pehuenche S.A.
E. Eléctrica Pehuenche S.A.
Ibener S.A.
Ibener S.A.
E.E. Puyehue S.A
E.E. Panguipulli S.A
Hidroeléctrica Aconcagua S.A.
Soc. Canalistas del Maipo
Hidroeléctrica Guardia Vieja
Obras y Desarrollo S.A.
E. Eléctrica Capullo
Gen. Sauce Los Andes
Carbomet
Carbomet
E. Eléctrica Puntilla S.A.
400,0
90,0
37,0
170,0
16,0
350,0
76,8
9,5
101,4
68,0
690,0
300,0
400,0
136,0
145,0
467,0
500,0
85,0
38,0
49,0
75,0
39,0
48,6
72,9
28,0
39,3
25,0
10,7
1,1
5,1
5,3
14,7
474,0
95,0
37,0
178,4
18,0
378,0
76,8
12,0
105,9
68,0
690,0
320,0
450,0
136,0
172,0
467,0
555,0
89,0
40,0
49,0
77,0
39,0
48,0
85,0
30,6
38,9
26,0
12,0
1,1
5,1
5,3
14,0
Fuente: CNE
En el SIC, de las construcciones que hay en la actualidad, se aprecia que el énfasis está en
terminar las obras para la incorporación del GNL en Chile y la apertura de centrales hidro
pequeñas.
Tabla B.6.: Construcciones SIC
fecha entrada
mes
año
Junio
2006
Junio
2006
Abril
2007
Abril
2007
Junio
2007
Octubre
2007
Diciembre 2007
Marzo
2008
Junio
2008
Junio
2008
Obras en Construcción
Potencia
MW
Central Nueva Aldea 3, Licor Negro
Central Los Vientos, Diesel
Ciclo Combinado GNL San Isidro II (Ope. Ciclo Abierto Diesel)
Central Hidroeléctrica Quilleco
Central Hidroeléctrica Chiburgo
Central Hidroeléctrica Hornitos
Central Hidroeléctrica Palmucho
Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (ope. Diesel capacidad final)
Cierre Ciclo Combinado GNL San Isidro II (ope. GNL capacidad final)
Ciclo Combinado GNL San Isidro II Fuego Adicional (cap. Final)
Fuente: CNE
82
20
120,8
240
70
19,4
55
32
313
358
377
El plan de obras del SIC sugiere que en el mediano plazo el énfasis esté dado en energías
renovables como la geotérmica y en la operación de centrales a carbón. También se muestra que
se espera la construcción de centrales ciclo combinado que funcionen con GNL. Las
construcciones a GNL tienen capacidad de 2163 MW en total y de carbón son 1950 MW en total.
Sin embargo la capacidad de las obras geotérmicas es baja, se tienen 195 MW.
fecha entrada
mes
año
Enero
2007
Octubre
2008
Octubre
2008
Octubre
2009
Octubre
2009
Octubre
2009
Abril
2010
Mayo
2010
Junio
2010
Octubre
2010
Enero
2011
Abril
2011
Abril
2011
Junio
2011
Octubre
2011
Junio
2012
Octubre
2012
Octubre
2012
Abril
2013
Abril
2013
Junio
2013
Enero
2014
Enero
2014
Junio
2014
Abril
2015
Abril
2015
Junio
2015
Octubre
2015
Tabla B.7.: Plan de Obras SIC
Obras Recomendadas
Potencia
MW
Central Ciclo Abierto Campanario
Central Eólica Concepción Módulo I
Central Hidroeléctrica La Higuera
Central Eólica Concepción Módulo I
Central Hidroeléctrica Confluencia
Central Carbón Maitencillo I
Central Carbón V-Región I
Turbina GNL Polpaico I
Ciclo Combinado GNL Quinteros I
Central Carbón Coronel I
Turbina GNL Quinteros I
Central Geotérmica Calabozo Etapa I
Central Geotérmica Chillán Etapa I
Central Carbón Pan de Azúcar I
Ciclo Combinado GNL Quinteros II
Ciclo Combinado GNL VI-Región I
Central Hidroeléctrica Neltume
Central Carbón Pan de Azúcar II
Central Geotérmica Calabozo Etapa II
Central Geotérmica Chillán Etapa II
Central Carbón Puerto Montt I
Ciclo Combinado GNL VI-Región II
Turbina GNL Polpaico II
Central Carbón Coronel II
Central Geotérmica Calabozo Etapa III
Central Geotérmica Chillán Etapa III
Central Carbón V-Región II
Ciclo Combinado GNL VI-Región III
123
20
155
20
145
200
250
125
385
250
125
40
25
250
385
385
403
250
40
25
250
385
125
250
40
25
250
385
Fuente: CNE
En el gráfico adjunto se muestra la evolución histórica del crecimiento del SIC, donde se aprecia
un fuerte crecimiento hasta el año 1998. Se distingue, además, el bajo crecimiento ocurrido en los
años de sequía 1989, 1990 y 1999, así como la baja tasa de crecimiento del año 2002. En este año
comienza a observarse un incremento importante en las ventas del sistema, las cuales nuevamente
disminuyen por debajo del promedio histórico (en torno al 6.8%) durante el año 2005, para
situarse en un 4.5%.
83
Diagrama B.1.: Tasa de crecimiento anual
12,00%
10,00%
8,00%
6,00%
4,00%
2,00%
19
86
19
88
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
0,00%
Fuente: elaboración propia
Año
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Tabla B.8:: Ventas Anuales SIC
Ventas Reales
Crecimiento
GWh
Anual
Prom. Acum.
Acumulado
9.705
10.430
11.075
11.990
12.374
12.741
13.811
15.272
16.549
17.672
19.027
20.869
22.435
24.240
25.530
27.654
29.144
30.330
32.076
34.602
35.895
7,5%
6,2%
8,3%
3,2%
3,0%
8,4%
10,6%
8,4%
6,8%
7,7%
9,7%
7,5%
8,0%
5,3%
8,5%
5,7%
4,1%
5,8%
7,6%
4,5%
7,5%
6,8%
7,3%
6,3%
5,6%
6,1%
6,7%
6,9%
6,9%
7,0%
7,2%
7,3%
7,3%
7,2%
7,3%
7,2%
7,0%
6,9%
6,9%
6,8%
7,5%
14,1%
23,5%
27,5%
31,3%
42,3%
57,4%
70,5%
82,1%
96,0%
115,0%
131,2%
149,8%
163,1%
184,9%
200,3%
212,5%
230,5%
256,5%
269,9%
Fuente: CNE
Las proyecciones de crecimiento de la demanda se muestran en las siguientes tablas. Se puede
apreciar que este va en aumento a una tasa de sobre el 6% y que el crecimiento en los primeros
años es más acelerado, con unas tasas sobre el 7%. Posteriormente se llega a una estabilización
en torno al 6,5%.
84
Tabla B.9.: Previsión de demanda SIC a futuro
Año
Libres
Regulados
Total
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
GWh
GWh
GWh
15806
16943
18516
20405
22303
23878
25560
27274
29004
30941
32866
34855
20123
21537
22927
24396
25949
27605
29372
31228
33301
35414
37802
40406
35929
38480
41443
44801
48252
51483
54932
58502
62305
66355
70668
75261
Fuente: CNE
Tabla B.10.: Crecimiento demanda SIC a futuro
Año
Libres
Regulados
Total
2006
7,19%
7,03%
7,10%
2007
9,28%
6,45%
7,70%
2008
10,20%
6,41%
8,10%
2009
9,30%
6,37%
7,70%
2010
7,06%
6,38%
6,70%
2011
7,04%
6,40%
6,70%
2012
6,71%
6,32%
6,50%
2013
6,34%
6,64%
6,50%
2014
6,68%
6,35%
6,50%
2015
6,22%
6,74%
6,50%
2016
6,05%
6,89%
6,50%
Fuente: CNE
85
ANEXO C
Reactores Innovativos
A continuación se presenta un listado de algunos de los reactores innovativos, la mayoría en
etapas de diseño conceptual aún. [3]
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
IRIS
Westinhouse y otras 10 compañías
PWR
1000/335
330
Enriquecimiento bajo de UO2
Diseño modular
Requerimientos operacionales simplificados
Ciclo de operación extendido (30 - 48 meses)
Estatus de diseño 2005
Diseño preliminar 2002-2005
Aprobación final diseño 2010
2012-2015
Instalación esperada 2005
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
MARS
Universidad de Roma "La Sapienza", ENEA
PWR
600/150
254
Enriquecimiento bajo de UO2
Reactores componentes a diferentes fabricantes
Capacidad de producción modular
Estatus de diseño 2005
Instalación esperada 2005
Diseño preliminar completado en 1994
Desarrollo del proyecto empezado en 1984
Construcción de una posible planta en 2012
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
SCOR
CEA (Francia)
PWR
2000/630
285.4
Enriquecimiento bajo de UO2
Requerimientos operacionales simplificados
Estatus de diseño 2005
Diseño conceptual empezado en 2000
Instalación esperada 2005
En los próximos 15 años
86
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
VBER- 300
OKBM, Atomenergoproekt, RRC-KI, Lazurit
PWR
850/295
332
Enriquecimiento bajo de UO2
Incremento de la capacidad mediante el
Aumento de los "loops" primarios del sistema
Estatus de diseño 2005
Diseño preliminar en 2002
Instalación esperada 2005
Planta nuclear en 8 años
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
CCR
Toshiba, JAPC
BWR
900/300
560k
Enriquecimiento bajo de UO2
Incremento de la capacidad modular
Estatus de diseño 2005
Diseño conceptual completado
Diseño detallado mediados del 2010
Inicio de la construcción mediados 2010
Instalación esperada 2005
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
CCR
BARC
LWR
920/300
558K
Enriquecimiento bajo de UO2
Estatus de diseño 2005
Diseño básico completado
Instalación esperada 2005
------
87
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
KAMADO
CRIEPI
LWR
1000/3000
300 aprox.
Enriquecimiento bajo de UO2
Incrementa capacidad adicional
Fácil construcción y transporte
Estatus de diseño 2005
Diseño conceptual en proceso
Instalación esperada 2005
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
PBMR
ESKOM, BNFL
HTGR
400/165
900
Enriquecimiento bajo de UO2
Planta multimodular
Fácil construcción y transporte
Estatus de diseño 2005
Diseño detallado en etapa de ejecución
Instalación esperada 2005
Principios de 2007
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
GT-MHR
OKBM, General Atomics, US National Nuclear Security Administration
HTGR
600/287
850
Enriquecimiento bajo de UO2
Planta con 4 módulos como opción básica
Simple operación de licencias
Estatus de diseño 2005
Diseño básico
Pre aplicación de licencias con US NRC empezó en 2001
Alrededor del 2015
Instalación esperada 2005
88
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
RMWR
JAERI, JAPC, Hitachi, TTTech
BWR
955/330
288
U, MOX
Posibilidad de utilizar MOX.
Estatus de diseño 2005
Diseño conceptual
Diseño detallado en 3 años
Instalación esperada 2005
------
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
VK-300
RDIPE, RRC-KI, IPPE
BWR
750/250
284.5
El mismo en estandart VVER-1000
Desalinización
Estatus de diseño 2005
Diseño detallado del reactor VK-300
Instalación esperada 2005
Primera central planeada en 2012
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
IMR
Industrias Pesadas de Mitsubishi, Universidad de Kyoto
LWR
1000/350
345
Enriquecimiento bajo de UO2
Ciclo de operación extendido
Diseño modular
Estatus de diseño 2005
Diseño conceptual completo en 2005
Instalación esperada 2005
Antes de 2011
89
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
GTHTR-300
JAERI (Japón)
HTGR
600/274
850
Enriquecimiento bajo de UO2
Plantas multimodulares
Estatus de diseño 2005
Instalación esperada 2005
Diseño básico completo
El diseño detallado e implementado de GTHRT300 y R&D
para las turbinas de gas será completado a fines de marzo 2008
Demostración de planta prototipo en 2008-2018
Nombre SMR
Compañía/Institución
Tipo de Reactor
Capacidad termal/eléctrica (MW)
Temperatura externa reactor (ºC)
Ciclo de Combustible
Características Especiales
HTR-PM
INET, Universidad de Tsinghua (China)
HTGR
380/160
750
Enriquecimiento bajo de UO2
Incrementa su capacidad adicional (módulos)
Estatus de diseño 2005
Etapa de diseño conceptual
Instalación esperada 2005
Construcción de la demostración de una planta durante 2010.
90
ANEXO D
Mercado de Reactores
La industria nuclear fue desenvolviendo y mejorando la tecnología de los reactores por casi
cinco décadas y actualmente sigue preparándose para satisfacer las futuras necesidades. La
tecnología nuclear históricamente ha evolucionado durante los años. Ésta se divide en distintas
generaciones:
Los reactores de Generación I fueron desarrollados en los años 1950-60s y corresponde a los
primeros reactores desarrollados.
Los reactores de Generación II, correspondiente a la actual generación está funcionando en la
mayoría de los países desarrollados.
La Generación III es constituida por los llamados reactores avanzados. Los primeros están en
operación en Japón y otros están en construcción o en fases preparatorias para que pronto sean
ofrecidos en el mercado.
Los proyectos de Generación IV aún están en fases de estudios y planificación. Estos no estarán
operables antes del 2020 e inclusive más adelante.
Los principales fabricantes de reactores del mercado son AECL, GE, Framatome ANP y
Westinghouse. Los perfiles de estos se detallan a continuación.
Atomic Energy of Canada Limited AECL
2251 Speakman Dr
Mississauga, ON L5K 1B2
Canada
Tel: 905-823-9040
Fax: 905-823-6120
http://www.aecl.ca/
En Canadá se encuentra la compañía Atomic Energy ot Canada Limited (AECL), que presta
servicio a varias centros de energía nuclear alrededor del mundo. Entre éstos: diseño, ingeniería,
construcción y tecnología especializada. AECL es una corporación que fue fundada en 1952 para
desarrollar pacíficamente aplicaciones de energía nuclear.
Los reactores CANDU han operado en Canadá desde 1962 y las unidades CANDU se han
construido en Norteamérica, Sudamérica, Europa y Asia. Actualmente hay 34 reactores CANDU
alrededor del mundo.
Productos más importantes
Incluye 700 a 1000 Mwe de la clase ACR (Advanced CANDU Reactor). Estos son conocidos
como el ACR- 700 y el ACR-1000 respectivamente. El sistema CANDU usa agua pesada como
moderador y refrigerante y uranio natural como combustible.
91
Framatome ANP
Tour AREVA
92084 - Paris la Défense France
Tel: 33-1-47-96-00-00
Fax: 33-1-47-96-36-36
http://www.framatome-anp.com/
Framatome ANP (Advanced Nuclear Power) es líder en el diseño y construcción de plantas de
energía nuclear y de investigación de reactores, ingeniería, instrumentos y control, mantención y
servicios de reparación. Un joint venture entre Siemens y AREVA, también ofrece servicios de
abastecedor de combustible nuclear.
Framatome ANP es fabricante de equipamiento original para más de 95 plantas nucleares en 11
países, que provee más del 30% de la capacidad mundial instalada en centrales nucleares.
GE Energy
Wilmington, NC
Tel: 678-844-6948
http://www.gepower.com/
General Electric (GE) es una corporación industrial diversificada preocupada del desarrollo,
manufactura y marketing de una gran variedad de productos de generación, transmisión, control y
utilización de electricidad.
GE ha prestado servicios por más de 100 años. Desde que se instaló la primera turbina en 1901,
su poder de generación ha aumentado en más de 10 mil unidades, representando más de 875 GM
de su capacidad instalada en más de 120 países.
GE ofrece el diseño ABWR. Esta es una planta de energía nuclear económica para utilidades que
necesiten una base adicional de poder de generación. ABWR provee por bajos costos una emisión
de libre electricidad. Puede estar construida en 4 años con un costo desde $1,400 a $1,600/Kw
dependiendo del país que albergue. ABWR ha sido aprobado en tres países, incluyendo a Estados
Unidos, Japón y Taiwán.
PBMR
Lake Buena Vista Building
1267 Gordon Hood Avenue
0046 Centurion
Republic of South Africa
Tel: 27-0-12-677-9400
Fax: 27-0-12-663-8797
https://www.pbmr.com/
La sudafricana Pebble Bed Modular Reactor company, PBMR se estableció en 1999 con la
intención de desarrollar un mercado a pequeña escala, reactores de alta temperatura, ambos local
92
e internacionalmente. PBMR es un reactor de alta temperatura (HTR), sistema de conversión de
poder mediante un ciclo cerrado en la turbina de gas.
Westinghouse
2000 Day Hill Rd
Windsor, CT
Tel: 860-688-1911
http://www.westinghousenuclear.com/
Westinghouse Electric Company, es la pionera en el mundo de centrales nucleares, teniendo
productos de plantas nucleares y tecnologías para utilizarlas en diferentes ciudades. Actualmente,
la tecnología de Westinghouse es la base de aproximadamente la mitad de las plantas nucleares
que operan en el mundo.
Westinghouse es líder en el diseño de PWR y del BWR. Dentro de los BWR está el BWR 90+,
que se preocupa de la operación y seguridad del sistema. También está el sistema 80 + que es un
reactor de agua liviana. Es un sistema de agua presurizada de 1300 Mwe que puede funcionar con
combustible de plutonio.
Actualmente están operando tres unidades del sistema 80 +, específicamente en la estación
nuclear Palo Verde en Arizona. Adicionalmente 8 unidades ,con el mismo sistema, están bajo
construcción en la República de Corea.
Sin embargo, existen otros actores en el mercado. La tabla mostrada a continuación explica todos
los fabricantes y diseñadores de reactores avanzados que se encuentran en la actualidad en fases
adelantadas de producción o de diseño.
Tabla D.1.: Reactores Avanzados en el Mercado
País e Empresa
Reator
Escala
MWe
Estados Unidos-Japón
ABWR
1300
Estados Unidos
AP-600
600
(Westinghouse)
AP-1000
1100
(GE-Toshiba)
(PWR)
Francia-Alemania
EPR (PWR)
1600
(Framatome ANP)
Estados Unidos
(GE)
Japón
(Westinghouse,
Mitsubishi)
ESBWR
1550
APWR
1500
Estado de Proyecto
Características Principales
(mayor seguridad en todos)
· Proyecto Evolucionario
· Más eficiencia
· Construción y operación
simplificadas
· Operación y construcción
simplificada
En operación comercial en
Japón desde 1996
Certificado por NRC en
1997, FOAKE
Certificado por NRC en
1999, FOAKE.
Proyecto aprobado por NRC
en 2004.
· 3 años de construcción
· 60 años de vida útil
Futuro Patrón nuclear en
Francia
· Proyecto Evolucionario
Proyecto aprobado en
Francia
· Alta eficiencia del combustible
En construcción en Filandia
Versión para EE.UU en
desarrollo
Versión de ABWR
· Proyecto evolucionario
en certificación en EE.UU
· Tiempo de construción reducido
· Dispositivos Híbridos de Seguridad
Proyecto básico en marcha, · Operación y construcción
planificado para Tsuruga
simplificada
93
Corea del Sur
APR-1400
(PWR)
1450
SWR-1000
(BWR)
1200
(KHNP)
Alemania
(Framatome ANP)
V-448
Rusia (Gidropress)
Rusia (Gidropress)
(PWR)
1500
V-392 (PWR)
950
CANDU-6
Canadá (AECL)
CANDU-9
750
925+
700
1000
Proyecto certificado en
2003, expectativa de
operación en el 2012
En desarrollo, precertificación en EE.UU.
Substitución para las
centrales de Leningrado y
Kursk
Dos unidades en
construción en India y
pedido por China en 2005
Modelo Básico
Aprovación de Licencia en
1997
ACR-1000 propuesto para
el Reino Unido, en
certificación en Canadá
Canadá (AECL)
ACR
Sudáfrica (Eskom)
PBMR
165
(modular)
Prototipo con construcción
programada en 2006
Estados Unidos-Rusia
(General Atomics OKBM)
GT-MHR
285
(modular)
En desarrollo
Fuente: ELECTRONUCLEAR
94
· Proyecto evolucionario
· Confiabilidad aumentada
· Operación y construcción
simplificada
· Proyecto Innovativo
· Combustible de alta eficiencia
· Combustible de alta eficiencia
· Proyecto evolucionario
· 60 años de vida útil
· Proyecto evolucionario
· Requicitos flexibles para el
combustible
· Proyecto evolucionario
· Refrigerado con agua liviana
· Combustible de bajo
enriquecimento
· Unidad modular de bajo costo
· Turbina a gas de ciclo directo
· Combustible de alta eficiencia
· Unidad modular de bajo costo
· Turbina a gas de ciclo directo
· Combustible de alta eficiencia
ANEXO E
Mercado del combustible nuclear
La minería de uranio se desarrolla de dos maneras principalmente, a través de excavaciones
superficiales -a tajo abierto- y subterráneas y técnicas de extracción local –in situ techniques-.
En general, la mineralización superficial es utilizada donde los depósitos están próximos a la
superficie y las excavaciones subterráneas (para depósitos con una profundidad mayor a 120
metros). La mineralización superficial requiere grandes excavaciones superficiales mayores de
los depósitos porque las paredes necesitan ser inclinadas y de está manera prevenir
desmoronamientos. La cantidad de material retirado para tener acceso al mineral es mayor. Las
minas subterráneas tienen menor impacto y la cantidad de material removido es menor.
Una proporción del uranio en el mundo es sacado a través de procesos de lixiviación en sitio –in
situ leaching ISL-, donde el agua oxigenada circula por los poros del mineral para disolver el
uranio y traerlo a la superficie. Esta técnica puede utilizar soluciones levemente ácidas o alcalinas
para mantener el uranio en solución. El uranio se recupera de esta solución como en una industria
convencional.
La decisión sobre el proceso para extraer mineral es tomado según la naturaleza del cuerpo
mineral, condiciones de seguridad y económicas. En las minas profundas son necesarias
precauciones especiales, constituidas por el aumento de ventilación para proteger a los
trabajadores de la exposición de radiación de origen gaseoso.
Producción Histórica de Uranio
La producción mundial acumulada de uranio es estimada en aproximadamente 2,2 millones
toneladas desde 1945 hasta 2004, la producción occidental ha sido de 1,3 millones de toneladas,
mientras en Oriente (China, Ex-URSS y los países del ex bloque socialista) es de 825 mil
toneladas. 51
Tabla E..1.: Producción occidente acumulada de uranio 1945 - 2004
País / Área
Producción acumulada
Ton. de uranio
Australia
Canadá
Francia
Gabón
Namibia
Nigeria
Sudáfrica
EUA
Otros
Total Occidente
123 000
387 000
77 000
26 000
82 000
94 000
157 000
356 000
52 000
1 354 000
Fuente: Electronuclear
51
No hay certezas de la producción de los países orientales en general, principalmente hasta 1991. Los valores corresponden a estimaciones de la
WNA.
95
Tabla E.2.: Producción oriente acumulada de uranio 1945 - 2004
País / Área
Producción acumulada
Ton. de uranio
Bulgaria
China*
Ex-Checoslovaquia**
Ex-Alemania Oriental
Hungria
Rumania
Rusia*
Repúblicas de Asia central*
Ucrania*
Total Oriente*
24 000
34 000
109 000
217 000
18 000
18 000
128 000
223 000
54 000
825 000
*Estimación WNA
** República Checa desde 1993
Fuente: Electronuclear
La producción de uranio se puede dividir en cuatro períodos:
1. Una era militar desde 1945 hasta fines de los 60’s. La núcleo-electricidad es consecuencia
de la carrera armamentista que procuraba por uranio altamente enriquecido (high enriched
uranium HEU) y plutonio. Después de eso declinó la demanda.
2. Entre los 60’s a mediados de los 80’s, fue un período de rápida expansión del uso civil del
uranio, producto de la construcción de centrales nucleares y contratos de largo plazo.
Hubo producción por sobre la demanda y eso permitió acopio de uranio.
3. Entre los 80’s a 2002 predominó una sobre oferta producto del ingreso al mercado
occidental de la producción de los países ligados a la ex-URSS. A partir de 1985 los
programas nucleares sufrieron recortes severos y se tuvo que cerrar minas o reducir su
producción.
Diagrama E.1.: Precio U3O8 lb/US$
50,00
45,00
40,00
35,00
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
Mar-06
Mar-05
Mar-04
Mar-03
Mar-02
Mar-01
Mar-00
Mar-99
Mar-98
Mar-97
Mar-96
Mar-95
Mar-94
Mar-93
Mar-92
Mar-91
Mar-90
Mar-89
Mar-88
Mar-87
0,00
F
uente: elaboración propia con datos de UxC consultores
96
4. Hasta ahora hay una fuerte reacción del mercado, debido a los agotamientos de las fuentes
secundarias y se hace necesaria una mayor producción. Hay una reactivación de
programas nucleares en muchos países y construcción rápida de centrales en Asia –Japón,
Corea, China e India-. Esto se refleja en que los precios del yellowcake se han
prácticamente triplicados del 2002 hasta la fecha, como se aprecia del gráfico anterior.
Este es el escenario predominante que se espera a futuro.
Producción Mundial Actual
La producción mundial de uranio se resume en la siguiente tabla. Entre la producción de Canadá,
Australia y Kazajstán –los tres principales productores- hacen el 60% de toda la producción de
concentrado de uranio.
Tabla E.3.: .Producción de Uranio 2002-2004
2002
2003
2004
Diferencia
Australia
Brasil
Canadá
China
Rep. Checa
Francia
Alemania
India
Kazajstán
Namibia
Niger
Pakistán
Portugal
Rumania
Rusia
Sudáfrica
España
Ucrania
EUA
Uzbekistán
Total
Ton. Uranio
Ton. Uranio
Ton. Uranio
% 2003- 2004
6854
270
11604
730
465
18
212
230
2800
2333
3075
38
2
90
2900
824
37
800
883
1860
36025
7572
310
10457
750
452
9
150
230
3300
2036
3143
45
0
90
3150
758
0
800
779
1589
35622
8982
300
11597
750
412
7
150
230
3719
3038
3282
45
0
90
3200
755
0
800
878
2016
40251
18,6%
-3,2%
10,9%
0,0%
-8,8%
-22,2%
0,0%
0,0%
12,7%
49,2%
4,4%
0,0%
--0,0%
1,6%
-0,4%
--0,0%
12,7%
26,9%
13,0%
Fuente: Electronuclear/ABDAN
El crecimiento de la producción está ocurriendo en los países líderes de la región, Canadá,
Australia y Namibia, en conjunto con Uzbekistán y Kazajstán.
Canadá aumentó la producción y continuó con el proceso de transición para la exploración de
cuencas más ricas y el retorno a las operaciones de la Mina de McArthur River, después de
perder producción durante varios meses de 2003.
97
La producción australiana mejoró mucho después del retorno de la mina de Olimpic Dam al
régimen de operación integral y debido a las mejoras de desempeño de la mina de Beverly ISL.
La mina de Rossing en Namíbia, retornó a la explotación después de estar parada en el 2003 por
razones técnicas.
Capacidad Productora y Reservas por región
Norteamérica
Históricamente Canadá es el principal productor de uranio del mundo. Las explotaciones
comenzaron en 1942 en la mina Port Radium, donde rápidamente se expandió por el distrito de
Elliot Lake en Ontario. Los principales controladores de las minas en Canadá son CAMECO Y
COGEMA.
Diagrama E.2.: Principales minas de Norteamérica
Fuente: IAEA
Mina
Tabla E.4.: Producción minera de Canadá
Capacidad
Reservas
McArthur River
McClean Lake/ Midwest Lake
Rabbit Lake
Cluff Lake
Cigar Lake
Fuente: IAEA
98
ton. U
Ton. U
6920
2310
4620
1500
6920
184230
34460
14400
8700
135800
La industria de uranio en Estados Unidos comenzó a mediados de los 40, enfocada
principalmente para abastecimiento militar. Entre 1946 y 1958 el gobierno ha dado incentivos
para la exploración de yacimientos que estuvo orientado para la incipiente industria de reactores
doméstica y externa. Desde la década del 80, la producción continuamente ha decrecido.
Tabla E.5.: Producción minera de Estados Unidos
Mina
Capacidad
Reservas
Higland
Crow Butte
Smith Ranch
Christensen Ranch
Uravan/White Mesa
Canon City
ton. U
Ton. U
770
385
770
385
385
385
7300
14700
21500
6000
4700
2600
Fuente: IAEA
Australia
Australia es el segundo país productor de uranio y tiene las principales reservas a nivel mundial
más extensas. Su producción comenzó durante 1954, sin embargo virtualmente esta se detuvo en
1971 hasta 1980 con la apertura de la mina a tajo abierto Ranger. Los principales controladores
de la minería australiana son Energy Resources of Australia y WMC Ltd.
Mina
Tabla E.6.: Producción minera de Australia
Capacidad
Reservas
Ranger
Jabiluka
Olympic Dam
Beverley
Honeymoon
ton. U
Ton. U
5000
1000
3880
770
385
47140
76680
336000
17690
6800
Fuente: IAEA
Tabla E.7.: Mayores depósitos de uranio de Australia conocidos
Deposito
Reservas
ton. U
Olympic Dam
Ranger/Jabiluka
Yeelirrie
Kintyre
Beverley
336000
123800
40800
24400
17690
Fuente: IAEA
99
Diagrama E.3.: Principales minas de uranio de Australia
Fuente: IAEA
Europa y Asia
La minería de Kazajstán comenzó en 1953. Actualmente hay tres yacimientos operativos basados
exclusivamente en extracción ISL. En 1995, el gobierno entró con Joints ventures con COGEMA
y CAMECO para nuevas explotaciones en base a ISL.
Mina
Tabla E.8.: Producción minera Kazajstán
Capacidad
Depósitos
ton. U
Stepnoye Ore Company
Central Ore Company
Ore Company No. 6
6920
2310
4620
Reservas
Ton. U
Uvanus
Kandjugan
Karamurun
184230
34460
14400
Fuente: IAEA
La Federación Rusa actualmente tiene un solo centro de producción en la mina de Priangursky en
Siberia. Esta comenzó sus operaciones en 1968 como mina a cielo abierto hasta 1994, donde
continuó con operaciones subterráneas. Se está evaluando potencial ISL en tres regiones: transural, Siberia occidental y Vitim.
100
Tabla E.9.: Reservas Rusia
miles Ton.
Conocidas
140,9
Estimadas
36,5
Fuente: IAEA
Ucrania tiene minería subterránea en el distrito de Kirovogad. Existen dos minas activas en ese
sector: Ingul’skii y Vatutinskii. La primera acapara el 90% de la producción. También existen en
ese distrito operaciones ISL.
Diagrama E.4.: Minería del uranio en Europa y Asia
Fuente: IAEA
Tabla E.10.: Reservas Ucrania
miles Ton.
Conocidas
81
Estimadas
50
Fuente: IAEA
Uzbekistán comenzó su industria minera de uranio en 1952 en Uchkuduk a tajo abierto en el
distrito de Kyzylkum. Actualmente la explotación se concentra en Kyzylkum a base de ISL en los
centros descritos en la tabla.
101
Mina
Tabla E.11.: Producción minera Uzbekistán
Capacidad
Depósitos
ton. U
Uchkuduk
Zafarabad
Nurabad
1000
1000
700
Uchkuduk, Kendyktube
Bukinai, Lyavlyayakan
Sabyrsai, Ketmenchi
Fuente: IAEA
África
El país que cuenta con la mayor cantidad de reservas es Níger con fuerte presencia de COGEMA
en las inversiones mineras. También Sudáfrica y Namibia cuentan con yacimientos uraníferos.
Diagrama E.5.: Minería de uranio en África
Fuente: IAEA
102
Tabla E.11.: Reservas de uranio en Níger
Mina
Reservas
miles ton. U
Afasto
Akouta
Arlit
Imouraren
Madaouela
25,2
40,5
22,2
100,5
5,1
Fuente: IAEA
Sudamérica
Diagrama E.6.: Minería de uranio en Brasil
Fuente: IAEA
Las reservas de América del Sur, en Brasil y Argentina, representan cerca del 8% del total
mundial registrado. La perspectiva de exploración de estas reservas dependerá de la evolución de
los programas nucleares de estos dos países, en especial del Brasil, que detenta el 6% de las
reservas mundiales.
103
Mercado del Uranio de largo plazo
La IAEA realizó un estudio de la demanda y oferta de uranio hacia el 2050. Este estudio toma en
consideración todas las fuentes de mercado de uranio, tanto el uso de fuentes alternativas como
reciclaje, uso del uranio y plutonio enriquecido de armas nucleares, como también estimaciones
de productividad de las minas existentes, reservas probadas y reservas especulativas.[15]
La IAEA estimó la demanda para el 2050 de uranio a nivel mundial. Toma tres casos bases de
demanda de uranio, en función de los requerimientos a futuro de las centrales nucleares. En la
tabla se resumen los tres casos.
Caso
Tabla E.12.: Demanda de uranio para el 2050
demanda acumulada al 2050
supuestos
Ton. Uranio
Bajo
3.390.000
Medio
5.394.100
Alto
7.577.300
Crecimiento económico medio
Políticas energéticas ecológicas
Crecimiento de demanda energética baja
Acabar con poder nuclear al 2100
Crecimiento económico medio
Políticas energéticas ecológicas
Crecimiento de demanda energética baja
Desarrollo sostenido del poder nuclear,
incluyendo países en desarrollo
Alto crecimiento económico
Desarrollo significativo del poder nuclear
Fuente: IAEA
Para efectos de este trabajo, se asumirá el escenario medio, en base a la evidencia actual de
construcción de centrales nucleares en el mundo.
La siguiente tabla resume las definiciones adoptadas por IAEA y la NEA de la OECD para
clasificar los distintos tipos de reservas de uranio que se puede contar. [15]
Tabla E.13.: Definición de tipos de reservas
Tipos de reservas
Sigla
Descripción
Reservas aseguradas
RA Reservas de uranio de depósitos ya conocidos
y con alto grado de confianza
Reservas estimadas (categoría 1)
RE I Reservas basadas en evidencia geológica, de
depósitos explorados previamente
Reservas estimadas (categoría 2)
RE II Reservas expectantes, basadas en evidencia
geológica indirecta de depósitos conocidos
Reservas especulativas
RS Estimadas a partir de extrapolaciones, cuyos
tamaños y riqueza son especulativos
Fuente: IAEA
La tabla mostrada a continuación define los rangos de precios estimados para los distintos
escenarios definidos.
104
Tabla E.14.: Año de justificación de costo de producción
52 - 78
78 - 130
Caso demanda Media
US$/Kg. U
US$/Kg. U
RA
2019
2024
RA+ RE I
2021
2027
RA+ RE I + RE II
2021
2029
Caso alta demanda
RA
2013
2019
RA+ RE I
2015
2022
RA+ RE I + RE II
2015
2023
> 130
US$/Kg. U
2028
2034
2041
2023
2026
2031
Fuente: IAEA
Conversión
La conversión alude a un proceso químico que convierte el yellowcake en UF6, para su posterior
enriquecimiento. La tabla siguiente muestra las plantas de conversión. Se aprecia que las cinco
mayores abarcan la mayor parte del mercado.
Tabla E.15.: Principales plantas convertidoras de UF6
Controlador
País
Locación
Capacidad
ton. Uranio
Cameco
COMURHEX
CNNC
ConverDyn
IPEN
NDA(BNFL)
Rosatom
Canadá
Francia
China
EUA
Brasil
Reino Unido
Rusia
Port Hope
Pierrelatte
Lanzhou
Metrópolis
São Paulo
Springfields
Angarsk, Seversk
12500
14000
1000
14000
90
6000
15000
Fuente: Electronuclear
DiagramaE.7.: precio conversión Europa y Norte América US$ / kg. U
14,00
12,00
10,00
8,00
conversión NA
6,00
Conversión EU
4,00
2,00
Fuente: elaboración propia con datos de UxC consultores
105
Ene-06
Ene-05
Ene-04
Ene-03
Ene-02
Ene-01
Ene-00
Ene-99
Ene-98
Ene-97
Ene-96
Ene-95
0,00
COMURHEX anunció estudios para un nuevo proyecto de instalación: sustituir la unidad
existente y aumentar la capacidad a 20.000 toneladas de Uranio por año. Sin embargo, los
precios del procesamiento han subido al doble en los últimos años.
Enriquecimiento
La tecnología de enriquecimiento de uranio es estratégicamente sensible y costosa. Esto se ha
constituido en una barrera de entrada para nuevos actores en ese mercado. Esta característica hace
que las operaciones de enriquecimiento se concentren en un número limitado de instalaciones en
el mundo.
Tabla E.16.: Principales plantas enriquecedoras
Sitio
Tipo
Gronau
Centrifuga
Lanzhou
Centrifuga
Shaanxi
Centrifuga
Estados Unidos
Paducah
Difusión gaseosa
Francia
Triscatin
Difusión gaseosa
Holanda
Almelo
Centrifuga
Japón
Rokkasho-mura
Centrifuga
Reino Unido
Capenhurst
Centrifuga
Rusia
Angarsk
Centrifuga
Krasnoyarsk
Centrifuga
Seversk
Centrifuga
País
Alemania
China
Fuente: OECD/NEA
Las plantas de difusión gaseosa tienen una alta demanda de electricidad. Cuando los precios de la
energía son altos, la producción se para. En contraste, las unidades productoras que utilizan la
centrifugación, tienden a operar en los niveles de sus capacidades nominales, debido al alto costo
de capital y bajo costo marginal de producción.
La industria se está reestructurando, el objetivo principal es la sustitución de las unidades de
difusión gaseosa en la próxima década y programas de expansión:
1. Expansión de capacidad de las unidades de URENCO en Europa.
2. Programa estadounidense de sustitución de unidades de difusión gaseosa.
3. Programa francés, también destinado a la sustitución de las unidades de difusión gaseosa
por unidades de centrifugado.
4. La National Enrichment Facility, a ser construida por la LES, cuyo objetivo es adicionar
capacidad de enriquecimiento en Estados Unidos.
106
Diagrama E.8.: Precio enriquecimiento US$ / SWU
140,00
120,00
100,00
80,00
60,00
40,00
20,00
En
e9
Ju 5
l-9
En 5
e9
Ju 6
l-9
En 6
e9
Ju 7
l-9
En 7
e9
Ju 8
l-9
En 8
e9
Ju 9
l-9
En 9
e0
Ju 0
l-0
En 0
e0
Ju 1
l-0
En 1
e0
Ju 2
l-0
En 2
e0
Ju 3
l-0
En 3
e0
Ju 4
l-0
En 4
e0
Ju 5
l-0
En 5
e0
Ju 6
l-0
6
0,00
Fuente: The Ux Consulting Company
Fabricación de combustible
Los elementos combustibles son producidos para atender especificaciones individuales de los
clientes. Estos son desarrollados según las características físicas de los reactores y por la
estrategia de administración del ciclo de combustible.
País
Tabla E.17.: Fabricantes de combustible LWR
Fabricante / Localidad
Converción
t HM
Bélgica
Brasil
China
Francia
Alemania
Japón
Kazajstán
Corea del Sur
Rusia
España
Reino Unido
EUA
Framatome-FBFC / Dessel
INB / Resende
CNNC / yibin
Framatome-FBFC / Romans
Framatome-ANF / lingen
NFI / Kumatori (PWR)
NFI / Tokai-Mura (BWR)
Mitsubishi Nuclear Fuel
GNF-J / Kurihama (BWR)
ULBA / Ust Kamenogorsk
KNFC
MSZ / Elekrostral
NCCP / Novosibirsk
ENUSA / Juzbado
Westinghouse / Vasteras
Westinghouse / Springfields
Framatome / Richland (BWR)
Framatome / Lynchburg (PWR)
GNF / Wilmington
Westinghouse / Columbia
Total
Fuente: Electronuclear
107
160
270
1200
650
450
750
2000
400
1450
250
600
950
1200
1200
1200
12730
Pellets
Elementos
t HM
t HM
750
120
200
1000
650
284
200
440
750
2000
300
1200
200
300
600
600
500
400
1200
1200
12894
750
200
200
1000
650
284
200
440
750
300
1200
400
300
400
860
500
400
750
1200
10784
Muchos fabricantes de combustible son también proveedores de reactores. Estos usualmente
proveen al reactor las primeras recargas a partir de sus proyectos propios. Con el
desenvolvimiento del mercado, los fabricantes de combustible también pasan a ofrecer
combustible para reactores de competidores.
Los elementos combustibles de un reactor tipo CANDU son de menor tamaño y la producción se
concentra en los países que tienen reactores de ese tipo.
Tabla E.18.: Fabricantes de combustible CANDU
País
Capacidad
t HM
Argentina
Canadá
China
India
Corea del Sur
Rumania
Total
160
2700
200
435
400
150
4045
Fuente: Electronuclear
Hay que considerar las fuentes secundarias de combustible nuclear. Existen varias fuentes donde
se incluyen principalmente los inventarios de uranio de bajo enriquecimiento y uranio altamente
enriquecido proveniente de los usos militares de Estados Unidos y Rusia. Una parte significativa
de estas fuentes existentes, es el combustible reciclado en forma de mezcla de óxidos de uranio y
plutonio MOX.
Tabla E.19.: Plantas reprocesadoras MOX comerciales
País
Localidad
tipo de combustible
China
Diwopu
LWR
Francia
La Hague
LWR
India
Kalpakkam
PHWR-CANDU
Tarapur
PHWR-CANDU
Japón
Rokkasho-mura
LWR
Tokai-mura
LWR, ATR
Reino Unido
B205/Sellafield
Magnox, GCR
Thorp/Sellafield
LWR, AGR
Rusia
Tcheliabinsk-65 Mayak
VVER
Fuente: OECD/NEA
108
ANEXO F
Normas de explotación de centrales nucleares
Entidad Explotadora
1. La entidad asume la responsabilidad de explotar en condiciones de seguridad.
2. La entidad prestará atención especial durante la explotación. Aunque ésta ya cuente con
una estructura orgánica para gestión de centrales no nucleares, se exigirá más que una
ampliación de la existente.
3. Establecerá una estructura orgánica provista de la documentación correspondiente, que
asegure el cumplimiento de las responsabilidades con miras a la explotación segura de
centrales nucleares. Las responsabilidades de la estructura orgánica de una central nuclear
son las siguientes:
1. Asignar tareas y delegar facultades dentro de la entidad explotadora.
2. Establecer programas de gestión y verificar su ejecución
satisfactoria.
3. Prestar servicios adecuados de capacitación del personal.
4. Asegurar la coordinación con el órgano regulador y las autoridades
públicas a los efectos de asegurar el conocimiento y el cumplimiento
de los requisitos de seguridad.
5. Asegurar la coordinación con las entidades encargadas del diseño,
construcción, fabricación y explotación de la central y con otras
organizaciones (nacionales e internacionales), según proceda, para
garantizar la comunicación adecuada de información y experiencia y
la capacidad para responder a problemas de seguridad.
6. Proporcionar recursos, servicios e instalaciones suficientes.
7. Proveer lo necesario para una consulta y enlace adecuados con el
público.
Interfaz con el Órgano Regulador
4. La seguridad operacional de la central estará sujeta a la vigilancia de un órgano regulador
independiente de la entidad explotadora, donde se fomente el respeto mutuo y una
relación franca, pero oficial.
5. La entidad explotadora facilitará documentos e informaciones cuando lo requiera el
órgano regulador. Además, se debe aplicar un procedimiento para notificar sucesos
anormales en conformidad con los criterios establecidos.
6. La entidad explotadora realizará análisis, ensayos e inspecciones especiales cuando lo
requiera el órgano regulador.
Protección Física
7. Se llevará a cabo todas las medidas apropiadas de seguridad y protección física para
impedir el acceso no autorizado a sistemas relacionados con la seguridad y materiales
nucleares.
109
8. La entidad explotadora establecerá planes y procedimientos para la protección física del
emplazamiento en caso de disturbios civiles
Seguridad contra Incendios
9. La entidad explotadora adoptará disposiciones de seguridad contra incendios, basados en
análisis periódicamente actualizados. Se debe tomar en cuenta control de combustibles y
fuentes de ignición; inspecciones, mantenimiento y ensayo de medidas de protección,
creación de recursos manuales de lucha contra incendios y capacitación del personal de
central.
Preparación para Emergencias
10. La preparación para emergencias, se relaciona con mantener la seguridad mediante la
gestión de accidentes; mitigar sus consecuencias si estas ocurren y protección de la salud
del personal, del público en general y del medio ambiente.
11. La entidad explotadora creará una estructura orgánica necesaria y asignara funciones
requeridas para el control de emergencias, así mismo debe contemplar un plan. Los pasos
del plan de emergencia son los siguientes:
a. El nombramiento de las personas encargadas de dirigir las
actividades en el emplazamiento y de garantizar el enlace con las
organizaciones de fuera del emplazamiento.
b. Las condiciones en las que se deberá declarar una emergencia, una
lista de los cargos y funciones de las personas autorizadas a
declararla y una descripción de los medios adecuados para dar aviso
al personal de respuesta y las autoridades públicas.
c. Las disposiciones para la evaluación inicial y ulterior de las
condiciones radiológicas en el emplazamiento y fuera de él.
d. Las medidas para reducir al mínimo la exposición de las personas a
la radiación ionizante y asegurar el tratamiento médico de las
víctimas.
e. La evaluación del estado de la instalación y las medidas que se
deberán adoptar en el emplazamiento para limitar la magnitud de la
emisión radiactiva.
f. Los conductos jerárquicos y de comunicación, incluida una
descripción de instalaciones y procedimientos afines.
g. Un inventario del equipo de emergencia que se mantendrá listo para
su uso en lugares especificados.
h. Las medidas que deberán adoptar las personas y entidades que
participen en la ejecución del plan.
i. Disposiciones para declarar terminada una emergencia.
12. El plan debe incluir disposiciones para situaciones con peligro nuclear y no nuclear
combinados, como incendios en presencia de importantes niveles de radiación y
contaminación, o existencia de gases tóxicos o asfixiantes en un ambiente radiactivo.
110
13. Se debe adoptar medidas apropiadas desde el momento en que se recibe el combustible
nuclear en el emplazamiento.
14. El plan de emergencia se ensayará en ejercicios antes de la puesta en funcionamiento, y
este se replicará a intervalos adecuados posteriormente. Algunos se pueden hacer en
presencia del órgano regulador y estarán sujetos a examen y actualización.
Calificación y Capacitación de Personal
15. La entidad explotadora especificará las experiencias exigidas al personal encargado de
funciones que puedan afectar a la seguridad, calificaciones y experiencia que deberá
aprobar el órgano regulador.
16. El personal que tenga incidencia en la seguridad será sometido a examen médico al ser
contratado y cuando se requiera para determinar su aptitud de desempeñar sus funciones.
17. Se establecerá un programa adecuado de capacitación, con encargados competentes
técnicamente en su respectiva área de trabajo. Así mismo, se creará un programa que
evaluará y mejorará los programas de capacitación. Este puede incorporar la experiencia
acumulada de las operaciones de la central.
Operaciones de la Central
18. Se establecerán límites y condiciones operacionales cuyos objetivos son: la prevención de
situaciones que puedan originar accidentes y mitigación de las consecuencias de tales
accidentes en caso que ocurra.
19. Estas condiciones se basarán en un análisis de la central en cuestión y su entorno con lo
previsto en su diseño.
20. Instrucciones y procedimientos operacionales se detallarán a condiciones normales,
anormales y de emergencia, en conformidad a los requisitos de la entidad reguladora.
21. La entidad explotadora se encarga de todas las actividades relacionadas a la gestión del
núcleo y del combustible dentro del emplazamiento.
22. La entidad explotadora preparará y publicará las especificaciones y procedimientos
necesarios para la adquisición, carga, utilización, descarga y ensayo de combustible y los
componentes del núcleo. Se comprobará las condiciones del núcleo, se examinará el
programa de carga de combustible cuando sea necesario. Se formularán criterios y
procedimientos por escrito para hacer frente a fallos de las barras de combustible y de
control a fin de reducir al mínimo la presencia de productos de fisión y activación en el
refrigerante primario.
Mantenimiento, Ensayo y Vigilancia de Sistemas de Seguridad
23. La entidad explotadora preparará y aplicará un programa de mantenimiento, ensayo e
inspección de estructuras, sistemas y componentes importantes para la seguridad. Este se
establece antes de la carga de combustible y se pondrá a disposición del órgano regulador.
Este se prepara teniendo en cuenta los límites y condiciones operacionales.
111
24. Después de todo suceso anormal la entidad explotadora revalidará las funciones de
seguridad y la integridad funcional de cualquier componente o sistema que pueda haber
sido afectado por el suceso.
25. Los datos de mantenimiento, ensayo y vigilancia se registrarán, almacenarán y analizarán
para confirmar que el comportamiento esta en conformidad con los supuestos de diseño y
con las expectativas de fiabilidad de los equipos de la central.
Protección Radiológica y gestión de desechos radiactivos
26. La entidad explotadora establecerá y aplicará un programa que sea garantía de que, en
todas las situaciones operacionales, las dosis causadas por la exposición a la radiación
ionizante en la central o por emisiones de materiales radiactivos desde la central se
mantengan por debajo de los límites prescritos y en el valor más bajo que pueda
razonablemente alcanzarse. Este programa cumplirá los requisitos de las Normas básicas
internacionales de seguridad para la protección contra la radiación ionizante y contará con
la aprobación del órgano regulador. Este programa consiste en:
1. Clasificación de zonas y control de accesos, con información in situ
sobre las tasas de dosis y niveles de contaminación existentes
realmente.
2. Cooperación para establecer procedimientos de explotación y
mantenimiento cuando se prevean riesgos radiológicos, y prestación
de asistencia directa cuando se requiera.
3. Instrumentación y equipo de vigilancia.
4. Equipo de protección personal.
5. Vigilancia y estudios radiológicos en el emplazamiento.
6. Descontaminación de personal, equipo y estructuras.
7. Supervisión y vigilancia radiológicas del medio ambiente
8. Control de la expedición de materiales radiactivos, incluso de las
transferencias y la disposición final de desechos radiactivos sólidos.
9. Control y vigilancia de emisiones líquidas y gaseosas radiactivas.
Registros e Informes
27. La entidad explotadora dispondrá lo necesario para el control de los registros e informes
importantes para la seguridad. Las disposiciones principales relativas al control de
registros son:
1. Clasificación de los registros por categorías de permanentes y no
permanentes.
2. Estipulación de los períodos de conservación, teniendo en cuenta los
requisitos reglamentarios.
3. Establecimiento de procedimientos para actualizar los registros o
insertar suplementos.
4. Control de recepción de registros, incluidos exámenes sobre su
integridad.
112
5. Recuperación, accesibilidad y arreglos para la eliminación de
registros.
6. Idoneidad de las disposiciones de almacenamiento, incluso desde el
punto de vista de la protección contra incendios y la seguridad física.
7. Requisitos sobre la duplicación de los registros y su almacenamiento
en lugares distintos.
8. Preservación de los registros, incluidas medidas para impedir su
deterioro.
9. Examen periódico mediante muestreo e inspección.
Examen Periódico de Seguridad
28. La entidad explotadora realizará reevaluaciones sistemáticas de la seguridad de la central,
conforme a los requisitos reglamentarios, durante toda la vida útil de ésta. Se tendrá en
cuenta la experiencia operacional y las novedades significativas en la información sobre
temas de seguridad proveniente de todas las fuentes pertinentes.
Clausura
29. La entidad explotadora adoptará disposiciones para la clausura de la central (incluso
relativas al financiamiento), que deberá convenir con el órgano regulador con amplia
anticipación a la parada de la central.
30. La entidad explotadora tendrá conocimiento de las necesidades de clausura durante la
vida útil de la central. Para facilitar la planificación de la clausura dejará constancia de la
experiencia adquirida al manipular estructuras, sistemas y componentes contaminados o
irradiados en las actividades de mantenimiento o modificación de la central. Al proceder a
la clausura se adoptarán normas equivalentes a las aplicadas durante la explotación con
respecto a la manipulación de materiales fisionables y a la gestión del inventario
radiactivo.
113
ANEXO G
Metodología estudio emisiones de CO2
Para estimar la cantidad de CO2 liberado a la atmósfera por parte de centrales de carbón y ciclo
combinado a gas natural, se seleccionan dos centrales de 345 y 450 MW netos respectivamente.
Se seleccionan de esos tamaños de capacidad porque son las que se pueden encontrar en el
mercado.
Una central a carbón estadísticamente tiene un factor de planta –la disponibilidad de las plantas
durante el año- de 74% y un ciclo combinado de 84%. En las tablas siguientes se muestran las
características principales, relacionadas al consumo, potencia neta y eficiencia térmica.
Tabla G.1.: Características Central Carbón *
Potencia neta en sitio
319,6
MW neto
Consumo específico neto
0,352
Kg / kW·h neto
Eficiencia total
38,50%
Energía media anual máx
2437,8
GW·h
Poder calorífico
9349
kJ/kWh
Consumo mezcla
857,2
miles Ton. año
Fuente: Elaboración propia
* Carbón poder calorífico de 6047,6 kcal pci / kg
Tabla G.2.: Características Central Ciclo Combinado
Potencia neta en sitio
450
MW neto
Consumo específico neto
0,18
m3/kw·h neto
Eficiencia total
57,80%
Consumo máximo en central
1,98
MMm3/día
Poder calorífico
6229,58
kJ/kWh
Consumo anual
722,1
MMm3/año
Fuente: Elaboración propia
Con esa información se puede estimar la cantidad de CO2 y de otros gases liberados a la
atmósfera. Mediante información del DICTUC y CONAMA se tienen factores de conversión de
las emisiones. [11]
Tabla G.3.: Emisión de CO2 por plantas
Potencia
Factor de planta
Conversión
MW
Carbón
Gas Natural
320
450
73%
83%
CO2
Ton/GW·h
Miles Ton
900
600
1841,7
1963,1
Fuente: elaboración propia con datos de CONAMA
Los resultados obtenidos, se contrasta con información obtenida de Sustainable Energy and
Encomomics Network (SEEN), para efectos de validar el resultado obtenido.
114
Tabla G.4.: Emisión de CO2 por plantas
Potencia
Factor de planta
Conversión
MW
Carbón
Gas Natural
320
450
73%
83%
CO2
Ton/MW año
Miles Ton
7947
3973
1856,4
1483,9
Fuente: elaboración propia con datos de SEEN
Los resultados obtenidos no difieren en las estimaciones de emisiones de una central de carbón.
Hay diferencia significativa para el ciclo combinado. No obstante, se tomará como referencia
para este último caso el valor mayor.
Para estimar las emisiones de otros gases, se tienen factores de emisión de NOx, CH4, CO, N2O,
obtenidos de estudios del DICTUC. [11]
Carbón
Gas natural
Tabla G.5.: Factores de Emisión de gases Kg/TJ
CH4
N2O
NOX
NMVOC
1
1,4
300
5
1
0,4
150
5
Fuente: Dictuc
Ponderando estos factores con el poder calorífico de cada central, que están en las tablas
anteriores, se obtienen los siguientes resultados:
Tabla G.6.: Emisión anual de gases en Toneladas
CH4
N2O
NOX
CO
Carbón 320 MW
20,4
28,5
6114,7
407,6
gas natural 450 MW
19,1
1,9
2869,7
382,6
Fuente: Elaboración Propia
115
ANEXO H
Unidades de radioactividad
Tabla H.1.: Resumen de Unidades de Radiación
Unidad
Abreviación Valor
Exposición
Ionización por unidad de
masa de aire dado a X o
Radiación gama
Dosis Absorbida
Energía depositada en
una unidad de masa
por cualquier radiación
Dosis Equivalente
Medida de los daños
de la radiación en un
tejido vivo
Actividad
La cantidad de material
Radioactivo producido
en un ratio específico de
decaimiento
CGS
SI
SI
Histórica
SI
Roentgen
R
87 erg/g
Radioation
Absorbed Dose
Rad
Gray
Gy
100 erg/s
0,01 Gy
1 J/Kg
100 rad
Roentgen
Equivalent Man
Rem
daño biológicamente
equivalente a 1 R
Sievert
Sv
100 rem
Curie
Ci
3,7·10^10 dps
Bequerel
Bq
1 dps
dps: desintegración por segundo
Fuente: University of California
116
ANEXO I
Clasificación de Desechos Nucleares
Clase
Sin desechos
desecho de nivel
bajo e intermedio
Tabla I.1.: Clasificación de desechos y sus características
Nomenclatura
Características
Opciones de repositorio
EW
Niveles de actividad basado en
Sin restricciones
dosis anuales que percibe el
público general bajo 0,01 mSv
LILW
Niveles de actividad dados por
poder termal bajo 2kW/m3
LILW-SL
Actividad bajo 4000 Bq/g
para paquetes individuales
Superficial o repositorio
geológico
Para paquetes globales
sobre los niveles de actividad
detallados para LILW-SL
Repositorio geológico
Poder termal sobre los 2kW/m3
Actividad de 5·10^4 a 5·10^5
TBq/m3
Vida media sobre los 10 años
Repositorio geológico
vida corta
LILW-LL
vida larga
desecho de
nivel alto
HLW
Fuente: IAEA
117
ANEXO J
Recursos Humanos
El personal de una central nuclear se descompone en distintos departamentos
Mantención y operaciones
Se requiere personal de sala de control para monitoreo continuo. Estos incluyen operadores de
reactor que tengan experiencia y otros que están asignados a labores de estaciones de observación
(mientras ganan la experiencia necesaria). También deben incluir supervisores con experiencia.
Ingeniería
El personal requerido se compone en distintos grupos de ingeniería, básicamente orientados a
supervisar el funcionamiento y las mantenciones de equipos eléctricos, hidráulicos,
termodinámicos y de sistemas.
Protección Radiológica
Este departamento consiste en técnicos químicos y de protección radiológica. Estos controlan y
focalizan el control de exposición y las dosis de radiación recibidas. Se debe usar cinco turnos
que se rotan, donde se requiere un supervisor junto con tres técnicos, estos deben incluir dos
técnicos de adicionales.
Entrenamiento (capacitación)
Las especificaciones y programas de certificación para las distintas posiciones de operación son
específicas por planta. Se requiere instrucción especial para todos los sistemas y componentes.
Seguridad
Las necesidades de seguridad no están basadas en especificaciones de diseño de un reactor. Sin
embargo, este departamento contiene una gran cantidad de personal, en particular de oficiales de
seguridad
Para estimar el costo del personal, se toma en referencia el personal base de la central de
Dominion Energy de North Anna. Se asumen 6 tramos de ingresos según el tipo de calificación
de personal.
Tramos Sueldos
Tipo personal
Ingreso
gerente / directores
ingenieros / supervisor
ingenieros / personal altamente calificado
operarios / mecánicos / electricos / personal técnico
personal licenciados / administrativo
personal no licenciado o calificado
10400
5150
4500
2580
1000
700
US$
Fuente: Elaboración propia
118
Con ella, se procede a cada uno de los distintos tipos de personal asignarles sueldos que sean más
acordes a la realidad chilena. 52
OPERACIONES
Cargo
cantidad
Manager Operaciones
Asistentes Administrativos
Supervisor de turnos
Asistente Supervisor de Turnos
Operadores Licenciados
Operadores No Licenciados
Dependientes Turnos
Supervisor de Turnos de Operación
Supervisor de Operaciones de Soporte
Operadores de recarga de combustible
Ingeniero de Operaciones
Soporte Administrativo
Coordinador de Planta
Asesor operación de mantención
Operadores seniors fuera de turno
1
1
5
5
10
30
2
1
1
2
1
2
1
2
2
Ingreso
US$ miles
62
12
270
60
310
252
24
54
54
62
54
24
54
24
62
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
MANTENCION
Cargo
cantidad
Manager Mantención
Asistente Administrativo
Supervisor Mantención Eléctrico
Capataz Mantención Eléctrica
Electricistas
Supervisor Mantención Mecánico
Capataz Mantención Mecánico
Mecánicos
Capataz Soldador
Soldadores
I&C Supervisor
Capataz I&C
Técnicos I&C
Supervisor de Control de Operación
Técnicos de protección de sistema
Supervisor de Soporte
Personal Soporte
1
3
1
6
35
1
7
49
1
10
1
4
27
1
3
1
10
Ingreso
US$ miles
62
36
54
186
420
54
217
588
31
120
54
124
324
54
93
54
310
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
52
Elaborado con colaboración de Claudio Betti, jefe del área de planificación de generación Chile, Perú y Argentina
119
INGENIERIA
Cargo
cantidad
Manager Ingeniería
Asistente Administrativo
Supervisor Ingeniería de Sistemas
Ingenieros de Sistemas
Ingenieros de Reactor
Supervisor ISI / NDE
NDE Técnicos
ISI Ingenieros
Supervisor Ingeniería Componentes
Ingenieros Componentes
Ingenieros de Fidelidfad de Componentes
Técnicos Mantención Preventiva
Supervisor Diseño civil mecánico
Ingenieros Diseño mecánico
Ingenieros Civiles
Supervisor Ingeniero Eléctrico y I&C
Ingenieros Eléctricos
Ingenieros I&C
Supervisor Adm. De trabajo ingeniería
Ingeniero de control de diseño
Dibujante
Asistente Administrativo
Ingeniero Comercial
Supervisor de Registros
Personal de Registros
1
3
4
19
3
1
2
4
1
8
4
2
1
3
2
1
3
2
1
1
2
1
1
1
5
Ingreso
US$ miles
62
36
247
1026
162
62
108
216
62
432
216
62
62
162
108
62
162
108
62
54
24
12
31
54
60
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
PLANIFICACION
Cargo
cantidad
Manager Planificación y Outage
Asistente Administrativo
Supervisor programación nuclear
Administrador de trabajo Semanal
Programador Eléctrico
Programador Mecánico
I&C Programador
Supervisor planeamiento nuclear
Planificador Eléctrico
Planificador Mecánico
I&C Planificador
PM Planificador
Coordinador Outage
Personal de coordinación outage
Supervisor Mantención turbina
Especialista de equipo de turbina
Ingeniero turbina generador
Planificador turbina
1
2
1
1
1
2
1
1
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
120
Ingreso
US$ miles
62
24
62
54
54
108
54
62
108
108
54
54
62
54
62
54
54
54
Cargo
SOPORTE EN SITIO Y MODIFICACIONES
cantidad
Manager de Servicios de soporte nuclear
Asistente Administrativo
Supervisor de Ingeniería Construcción
Inspectores de calidad
Ingenieros de construcción
Especialistas de construcción
Superv. Civil / mecánica / eléctrico
Especialistas
Supervisor de control de proyectos
Especialistas de control
Supervisor de soporte de instalaciones
Administración de vehículos
Administración de equipamiento de constr.
Supervisor trabajo
Soporte de trabajo
1
2
1
2
2
2
1
8
1
2
1
2
2
3
15
Ingreso
US$ miles
62
24
62
62
62
62
62
248
54
62
54
24
24
93
180
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
EFECTIVIDAD ORGANIZACIONAL
cantidad
Manager efectividad Organizacional
Asistente Administrativo
Supervisor de Licenciamiento
Ingenieros de Licenciamiento
Personal Performance
Supervisor Seguridad Nuclear
Personal Seguridad
1
1
1
4
2
1
10
Ingreso
US$ miles
62
12
62
216
62
54
120
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
EMERGENCIA NUCLEAR
cantidad
Manager de emergencia
Asistente Administrativo
Especialista de Calidad Nuclear
Especialistas Nucleares
1
1
4
2
Ingreso
US$ miles
62
12
216
108
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
PROTECCION RADIOLOGICA
cantidad
Manager de Protección Radiológica
Asistente Administrativo
Supervisor de salud Operaciones
Personal salud operaciones
Supervisor de soporte de salud física
Personal soporte salud física
Supervisor Químico
Técnicos químicos
1
3
1
39
1
9
1
12
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
121
Ingreso
US$ miles
62
36
54
468
54
108
54
372
CAPACITACION
Cargo
cantidad
Manager Capacitación
Asistente Administrativo
Supervisor de entrenamiento inicial operaciones
Instructores Ingeniería
Instructores de licenciamiento
Otros instructores
Manager Capacitación continua operaciones
Instructores de capacitación continua
Manager de Capacitación protección radiológica y
mantención
Instructores
1
1
1
1
2
4
1
4
Ingreso
US$ miles
62
12
54
54
108
48
54
216
1
6
54
324
cantidad
Ingreso
US$ miles
62
24
54
486
756
54
31
248
31
24
12
12
62
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
SEGURIDAD
Cargo
Manager Servicios de seguridad
Asistente Administrativo
Supervisor Seguridad fuera de turno
Supervisor Seguridad en turno
Personal Seguridad
Coordinador seguridad Técnica
Coordinador de entrenamiento seguridad
Personal entrenamiento de Seguridad
Supervisor de Prevención riesgos
Técnicos de prevención de riesgos
Técnico Ambiental
Enfermería
Especialistas de Emergencias
1
2
1
9
90
1
1
8
1
2
1
1
2
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
CADENA SUMINISTRO
Cargo
cantidad
Manager Cadena de Suministro
Asistente Administrativo
Supervisor de almacén
Personal de almacén
Inspectores de recibos
Especialistas de verificación de material
Proveedores de emergencia
Coordinador de adm. de suministro
1
1
1
12
5
1
2
1
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
122
Ingreso
US$ miles
62
12
54
101
60
12
62
31
TELECOMUNICACIONES
Cargo
cantidad
Manager IT y Negocios
Analista de Negocios
Servicios de red
Telecomunicaciones / telefonía
Telecomunicaciones / servidores
1
2
3
2
1
Ingreso
US$ miles
62
108
93
24
31
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
MANAGEMENT
cantidad
Vice-presidente
Director O&M
Director seguridad Sitio
Analista Ejecutivo
Director Recursos Humanos
Soporte Financiero
1
1
1
1
2
3
Ingreso
US$ miles
125
125
125
31
250
31
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Para un reactor tipo CANDU se requiere una mayor dotación de recursos humanos, porque el
combustible es cargado constantemente. Esto se materializa en mayor dotación de personal de
mantención eléctrica, mecánica, operadores de combustible
Cargo
MANAGEMENT
cantidad
Vice-presidente
Director O&M
Director seguridad Sitio
Analista Ejecutivo
Director Recursos Humanos
Soporte Financiero
1
1
1
1
2
3
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
123
Ingreso
US$ miles
125
125
125
31
250
31
OPERACIONES
Cargo
cantidad
Manager Operaciones
Asistentes Administrativos
Supervisor de turnos
Asistente Supervisor de Turnos
Operadores Licenciados
Operadores No Licenciados
Dependientes Turnos
Supervisor de Turnos de Operación
Supervisor de Operaciones de Soporte
Operadores de recarga de combustible
Ingeniero de Operaciones
Soporte Administrativo
Coordinador de Planta
Asesor operación de mantención
Operadores seniors fuera de turno
1
1
5
10
15
40
2
1
1
14
1
2
1
2
2
Ingreso
US$ miles
62
12
270
120
464
336
24
54
54
433
54
24
54
24
62
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
MANTENCION
Cargo
cantidad
Manager Mantención
Asistente Administrativo
Supervisor Mantención Eléctrico
Capataz Mantención Eléctrica
Electricistas
Supervisor Mantención Mecánico
Capataz Mantención Mecánico
Mecánicos
Capataz Soldador
Soldadores
I&C Supervisor
Capataz I&C
Técnicos I&C
Supervisor de Control de Operación
Técnicos de protección de sistema
Supervisor de Soporte
Personal Soporte
1
4
1
6
42
1
7
49
1
12
1
5
34
1
3
1
10
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
124
Ingreso
US$ miles
62
48
54
186
504
54
217
588
31
144
54
155
408
54
93
54
310
INGENIERIA
Cargo
cantidad
Manager Ingeniería
Asistente Administrativo
Supervisor Ingeniería de Sistemas
Ingenieros de Sistemas
Ingenieros de Reactor
Supervisor ISI / NDE
NDE Técnicos
ISI Ingenieros
Supervisor Ingeniería Componentes
Ingenieros Componentes
Ingenieros de Fidelidfad de
Componentes
Técnicos Mantención Preventiva
Supervisor Diseño civil mecánico
Ingenieros Diseño mecánico
Ingenieros Civiles
Supervisor Ingeniero Eléctrico y I&C
Ingenieros Eléctricos
Ingenieros I&C
Supervisor Adm. De trabajo ingeniería
Ingeniero de control de diseño
Dibujante
Asistente Administrativo
Ingeniero Comercial
Supervisor de Registros
Personal de Registros
1
3
4
22
3
1
2
3
1
10
Ingreso
US$ miles
62
36
247
1188
162
62
108
162
62
540
4
2
1
3
2
1
3
2
1
1
2
1
1
1
5
216
62
62
162
108
62
162
108
62
54
24
12
31
54
60
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
PLANIFICACION
cantidad
Manager Planificación y Outage
Asistente Administrativo
Supervisor programación nuclear
Administrador de trabajo Semanal
Programador Eléctrico
Programador Mecánico
I&C Programador
Supervisor planeamiento nuclear
Planificador Eléctrico
Planificador Mecánico
I&C Planificador
PM Planificador
Coordinador Outage
Personal de coordinación outage
Supervisor Mantención turbina
Especialista de equipo de turbina
Ingeniero turbina generador
Planificador turbina
1
2
1
1
1
2
1
1
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
125
Ingreso
US$ miles
62
24
62
54
54
108
54
62
108
108
54
54
62
54
62
54
54
54
Cargo
SOPORTE EN SITIO Y MODIFICACIONES
cantidad
Manager de Servicios de soporte nuclear
Asistente Administrativo
Supervisor de Ingeniería Construcción
Inspectores de calidad
Ingenieros de construcción
Especialistas de construcción
Superv. Civil / mecánica / eléctrico
Especialistas
Supervisor de control de proyectos
Especialistas de control
Supervisor de soporte de instalaciones
Administración de vehículos
Administración de equipamiento de constr.
Supervisor trabajo
Soporte de trabajo
1
2
1
2
2
2
1
8
1
2
1
2
2
3
20
Ingreso
US$ miles
62
24
62
62
62
62
62
248
54
62
54
24
24
93
240
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
EFECTIVIDAD ORGANIZACIONAL
cantidad
Manager efectividad Organizacional
Asistente Administrativo
Supervisor de Licenciamiento
Ingenieros de Licenciamiento
Personal Performance
Supervisor Seguridad Nuclear
Personal Seguridad
1
1
1
4
2
1
10
Ingreso
US$ miles
62
12
62
216
62
54
120
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
EMERGENCIA NUCLEAR
cantidad
Cargo
Manager de emergencia
Asistente Administrativo
Especialista de Calidad Nuclear
Especialistas Nucleares
1
1
4
2
Ingreso
US$ miles
62
12
216
108
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
Cargo
PROTECCION RADIOLOGICA
cantidad
Manager de Protección Radiológica
Asistente Administrativo
Supervisor de salud Operaciones
Personal salud operaciones
Supervisor de soporte de salud física
Personal soporte salud física
Supervisor Químico
Técnicos químicos
1
3
1
39
1
9
1
14
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
126
Ingreso
US$ miles
62
36
54
468
54
108
54
433
CAPACITACION
Cargo
cantidad
Manager Capacitación
Asistente Administrativo
Supervisor de entrenamiento inicial operaciones
Instructores Ingeniería
Instructores de licenciamiento
Otros instructores
Manager Capacitación continua operaciones
Instructores de capacitación continua
Manager de Capacitación protección radiológica y
mantención
Instructores
1
3
1
1
2
4
1
4
Ingreso
US$ miles
62
36
54
54
108
48
54
216
1
6
54
324
cantidad
Ingreso
US$ miles
62
24
54
486
756
54
31
248
31
24
12
12
62
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
SEGURIDAD
Cargo
Manager Servicios de seguridad
Asistente Administrativo
Supervisor Seguridad fuera de turno
Supervisor Seguridad en turno
Personal Seguridad
Coordinador seguridad Técnica
Coordinador de entrenamiento seguridad
Personal entrenamiento de Seguridad
Supervisor de Prevención riesgos
Técnicos de prevención de riesgos
Técnico Ambiental
Enfermería
Especialistas de Emergencias
1
2
1
9
90
1
1
8
1
2
1
1
2
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
CADENA SUMINISTRO
Cargo
cantidad
Manager Cadena de Suministro
Asistente Administrativo
Supervisor de almacén
Personal de almacén
Inspectores de recibos
Especialistas de verificación de material
Proveedores de emergencia
Coordinador de adm. de suministro
1
1
1
12
5
1
2
1
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
127
Ingreso
US$ miles
62
12
54
101
60
12
62
31
TELECOMUNICACIONES
Cargo
cantidad
Manager IT y Negocios
Analista de Negocios
Servicios de red
Telecomunicaciones / telefonía
Telecomunicaciones / servidores
1
2
3
2
1
Fuente: Elaboración propia con datos Dominion
128
Ingreso
US$ miles
62
108
93
24
31
ANEXO K
Análisis de estudios relacionados
IEA y OECD-NEA (2005)
Descripción y metodología
Este estudio estima los costos de generación eléctrica mediante centrales de generación base que
esperan estar en fase de explotación en el mediano plazo. Los datos se tomaron de diez países y
se comparó con centrales generadoras de carbón y gas natural.
Supuestos principales
Trata de estandarizar lo más posible la información por país mediante la toma de datos comunes
de: comisionamiento, vida útil de 40 años, factor de planta de 85%. Además, incluye
consideraciones de O&M, combustible y capital.
Los costos de las construcciones base son del rango de 1000 US$/ kW instalado en la República
Checa y 2500 US$/kW en Japón. Las centrales a carbón tienen un costo entre 1000 a 1500
US$/kW y las centrales de gas entre los 500 y 1000 US$/kW. Se utilizan una tasa de descuento
de 10% y de 5%.
Conclusiones
La competitividad nuclear es superior que en estudios anteriores (1998). Esto se explica por una
combinación de mayor factor de capacidad y aumento significativo de los precios de los
combustibles fósiles.
A una tasa del 5% la opción nuclear es más barata con precios entre 20 y 40 US$/MWh. Ésta, en
comparación con el carbón es más económica en siete países y más barata que el gas en nueve. A
una tasa del 10%, la comparación es más cerrada, el precio de la generación nuclear está entre 30
y 50 US$/MWh.
MIT (2003)
Descripción y Metodología
Este estudio es un análisis amplio del futuro de la generación eléctrica nuclear, en el contexto de
una posible reactivación de la industria en los Estados Unidos. Este contiene comparaciones de la
competitividad económica de las alternativas tecnológicas (reactores nucleares, ciclos
combinados de gas natural y centrales vapor-carbón) calculando costos nivelados de producción
eléctrica.
Supuestos Principales
Para el caso base nuclear se considera 2000 US$/kW (basado en las experiencias recientes de
construcción en Asia e información de organismos como la EIA). Para los ciclos combinados se
considera una inversión de 500 US$/kW y para las plantas a carbón 1300 US$/kW. Asumiendo
50% de participación de capital a un 15% de retorno y 50% de deuda a 8% (para ciclos
combinados y centrales de carbón son 8% y 12% respectivamente)
129
Conclusiones
Según las hipótesis formuladas, una central nuclear no es una opción atractiva. El costo de
generación es de 6,1 US$/MWh respecto a los 3,8 y 4,2 US$/MWh para los ciclos combinados y
las centrales a carbón. Si se reduce la inversión de una central nuclear a 1500 US$/kW y la
construcción se reduce a cuatro años esta alternativa se equipara a la opción a gas natural.
DGEMP (2003)
Descripción y Metodología
Se realizó con la colaboración del Ministerio de Economía, Finanzas e Industria francés,
operadores de centrales, compañías constructoras y otros expertos. Estudia los costos de
generación de distintas alternativas (nuclear, carbón, gas y diesel) con plantas que operan
comercialmente en 2015.
Supuestos Principales
Se utiliza una tasa de descuento del 8% (además se sensibiliza con tasas del 3%, 5% y 11%) La
planta base utilizada es un European Pressurized Water Reactor EPR con un costo de 1280 €/kW
y puede subir hasta 1663 €/kW si se adhieren intereses de construcción y otros pagos. Para los
ciclos combinados y centrales de carbón los costos son 523 y 1281 €/kW respectivamente.
Conclusiones
A una tasa del 8%, la tecnología más económica es la nuclear con 2,84 cent€/kWh seguido del
carbón con 3,37 cent€/kWh y el gas con 3,5 cent€/kWh. Con una tasa del 11% estas alternativas
se equiparan y con tasas más bajas, la alternativa nuclear tiene mayor ventaja aún.
ROYAL ACADEMY OF ENGINEERING (2004)
Descripción y Metodología
Realizado por consultores para determinar los costos de generación de distintas tecnologías
disponibles en el Reino Unido. El objetivo fue determinar la mejor distribución de la matriz
generadora de manera imparcial. Las comparaciones se realizaron entre energía en base a carbón,
gas natural, nuclear con otras renovables como biomasa y eólica.
Supuestos Principales
La tasa de descuento utilizada fue del 7,5%. Para las inversiones de plantas nucleares se utilizan
los mismos datos del MIT. Para un ciclo combinado se utiliza 300 £/kW con 2 años de
construcción y vida útil de 25 años.
Conclusiones
Para un ciclo combinado su costo es de 2,2 cent£/kWh, una central nuclear es del orden de 2,3
cent£/kWh y la de carbón entre 2,5 y 3,2 cent£/kWh. Si se introducen bonos de carbono o un
aumento del 20% del combustible, la alterntiva nuclear se hace la más económica. Las
alternativas renovables generan electricidad de manera intermitente y son más costosas.
130
UNIVERSIDAD DE CHICAGO (2004)
Descripción y Metodología
El estudio se llevó a cabo para el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE), donde
se estimó la competitividad de la energía nuclear y la compara con las alternativas de carbón y
gas natural. Se utiliza un modelo económico y financiero detallado, examina los cosots FOAKE
(first-of-a-kind-engineering), sugiere como es el retorno de la inversión y el impacto del learning
by doing que puede llegar a costar un 3% anualmente.
Principales Supuestos
Se asume un costo de capital para centrales nucleares de 1200, 1500 y 1800 US$/kW,
dependiendo de cuanto FOAKE es incluido. Para un ciclo combinado se toma a 590 US/kW y
precio de gas de 4,3 US$/MMBtu. Para una central a carbón se utiliza un rango entre 1189 y
1338 US$/kW. La tasa de descuento es de 10% para prestamo y un 15% para capital propio y los
tiempos de construcción se asumen de 5 o 7 años.
Conclusiones
Sin asistencia gubernamental, la primera planta nuclear puede alcanzar un costo de energía
nivelado entre 41 y 71 US$/MWh, dependiendo del caso tomado. Mientras que las plantas de
ciclo combinado y carbón se sitúan en 33 y 45 US$/MWh. Sin embargo, las restantes centrales
(cuarta y quinta) asumiendo sin costos FOAKE y un 3% de mejoras de learning by doing, un
período de construcción de 5 años y sin premio por riesgo financiero de 3% puede alcanzar un
precio meta de 34 a 36 US$/MWh, es decir, completamente competitivo con las otras alternativas
que se compararon. La conclusión general es que un proyecto nuclear inicialmente requerirá
algún tipo de asistencia para la inversión y bonos de producción.
CERI (2004)
Descripción y Metodología
Un estudio independiente del CNA (Canadian Nuclear Association) que provee comparaciones
del costo de tiempo de construcción, operación y decomisionamiento para el suministro eléctrico
en Ontario. Las alternativas consideradas fueron gas, carbón y nuclear. Se asume una tasa de
descuento real del 8%.
Principales Supuestos
Se examinan dos centrales nucleares, un ACR-700 con un costo de 1642 US$/kW y un CANDU6 de 2080 US$/kW. Para una central a carbón y ciclo combinado se consideran 1120 y 490
US$/kW de capital respectivamente. Se asume que el precio del gas va escalando de precio un
2,5% anualmente hasta el 2025.
Conclusiones
En la mayor parte de los escenarios considerados, la generación a base de carbón es la alternativa
más atractiva. Sin embargo, si los costos de emisión de carbono son de 15 US$ por tonelada, un
ACR-700 empieza a equipararse. Los ciclos combinados a la escalada de precios esperada no son
competitivos.
131
ANEXO L
Evaluación económica
Para la evaluación económica se utilizó el MHT que es un modelo de despacho hidro-térmico
empleado en la planificación de largo plazo de ENDESA. Permite simular el mercado eléctrico
del SIC, al mínimo costo de sistema.
El modelo considera:
– Características de centrales térmicas, hidráulicas de pasada y de embalse.
– Topología hidráulica de las centrales del sistema.
– Características del sistema de transmisión.
– Manejo adecuado de indisponibilidad de las centrales.
Contempla 3 etapas de cálculo:
– optimización o cálculo del valor del agua, mediante programación dinámica.
– cálculo de precio de nudo energía.
– simulación del mercado eléctrico, donde el despacho se calcula con una
programación lineal.
Con ese modelo, se realizaron simulaciones para detentar el precio de largo plazo de la energía,
en base a centrales térmicas de carbón. Estas centrales corresponden a la tecnología futura de
generación que se toma como supuesto del estudio. Las tablas mostradas a continuación resumen
los principales datos y supuestos de una central a carbón, en cuanto a: inversiones, costos fijos y
características del despacho.
INVERSIÓN
Costo Directo de la Central (kUS$)
Contrato Central carbón
Derechos de internacion
Gastos puertos y bancos
Transporte local (Chile)
Sitio+Materiales Nacionales
Obras civiles y montajes y puesta en servici
Montaje y puesta en servicio
Otros contratos
Administración del propietario
Ingenieria e inspeccion
Imprevistos
Costo Directo Línea (kUS$)
1ª Unidad
502730
354283
15013
8340
2941
23173
33348
28408
10846
4705
7881
13792
35661
COSTOS FIJOS en Millones US$/año
CENTRAL
Operación y Mantenimiento
Personal y gastos asociados
Insumos, gastos mantención
Seguros de operacion
Mant. Desulfurac
Impuestos
PEAJES
LINEA
COYM
Otros Costos Fijos
TOTAL COSTOS FIJOS
1ª Unidad
4,60
4,60
2,63
0,73
0,77
0,37
0,10
0,00
0,81
0,71
0,10
5,41
ENERGIA Y POTENCIA
Costo directo total
Inversión total, incluídos IDC
538391
(kUS$)
Peso relativo
Central
Línea
Otros costos
611904
0,0%
14,2%
6,3%
574014
37890
0
Potencia bruta ISO
Degradación
Consumo propio
Pérdida trafo
Tasa salida forzada
Mantención
Generación
0,00%
-7,00%
-0,40%
2,50%
30 días
2252,0
345
0,00
-24,15
-1,28
MW
1013 mb (nivel mar)
15 ° C
60%
GWh
Posteriormente se realiza la simulación dentro del SIC de las centrales nucleares. Las páginas
siguientes muestran los flujos y resultados obtenidos para un LWR y un CANDU, a las tasas del
12%, 9% y 6,5% y a distintos precios de yellowcake.
132
LWR (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
114,7
50,8
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
329,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
79,0
77,6
76,3
75,0
73,7
72,4
71,1
69,7
68,4
67,1
316,1
316,1
316,1
316,1
316,1
Impuestos
MMUS$
13,4
13,2
13,0
12,8
12,5
12,3
12,1
11,9
11,6
11,4
53,7
53,7
53,7
53,7
53,7
Utilidad después de impuestos
MMUS$
315,8
316,1
316,3
316,5
316,7
317,0
317,2
317,4
317,6
317,9
275,5
275,5
275,5
275,5
275,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
27,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
275,2
302,9
303,1
303,3
303,6
303,8
304,0
304,2
304,5
304,7
262,4
262,4
262,4
262,4
262,4
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2807,0
2503,1
2503,1
-2503,1
11,4%
-124,4
LWR (Uranio yellowcake 120 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
119,4
55,6
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
324,5
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
74,2
72,9
71,6
70,2
68,9
67,6
66,3
65,0
63,7
62,3
311,3
311,3
311,3
311,3
311,3
Impuestos
MMUS$
12,6
12,4
12,2
11,9
11,7
11,5
11,3
11,0
10,8
10,6
52,9
52,9
52,9
52,9
52,9
Utilidad después de impuestos
MMUS$
311,9
312,1
312,3
312,6
312,8
313,0
313,2
313,5
313,7
313,9
271,6
271,6
271,6
271,6
271,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
27,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
271,7
298,9
299,2
299,4
299,6
299,8
300,1
300,3
300,5
300,7
258,4
258,4
258,4
258,4
258,4
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2766,4
2503,1
2503,1
-2503,1
11,2%
-158,8
LWR (Uranio yellowcake 130 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
121,8
57,9
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
322,2
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
71,8
70,5
69,2
67,9
66,6
65,3
63,9
62,6
61,3
60,0
309,0
309,0
309,0
309,0
309,0
Impuestos
MMUS$
12,2
12,0
11,8
11,5
11,3
11,1
10,9
10,6
10,4
10,2
52,5
52,5
52,5
52,5
52,5
Utilidad después de impuestos
MMUS$
309,9
310,2
310,4
310,6
310,8
311,1
311,3
311,5
311,7
312,0
269,6
269,6
269,6
269,6
269,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
26,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
269,9
297,0
297,2
297,4
297,7
297,9
298,1
298,3
298,6
298,8
256,5
256,5
256,5
256,5
256,5
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2746,3
2503,1
2503,1
-2503,1
11,2%
-175,7
LWR (Uranio yellowcake 140 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
124,2
60,3
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
319,7
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
69,4
68,1
66,8
65,5
64,2
62,8
61,5
60,2
58,9
57,6
306,6
306,6
306,6
306,6
306,6
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2725,7
Impuestos
MMUS$
11,8
11,6
11,4
11,1
10,9
10,7
10,5
10,2
10,0
9,8
52,1
52,1
52,1
52,1
52,1
Utilidad después de impuestos
MMUS$
307,9
308,2
308,4
308,6
308,8
309,1
309,3
309,5
309,7
310,0
267,6
267,6
267,6
267,6
267,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
26,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
268,1
295,0
295,2
295,4
295,7
295,9
296,1
296,3
296,6
296,8
254,5
254,5
254,5
254,5
254,5
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
2503,1
2503,1
-2503,1
11,1%
-193,1
LWR (Uranio yellowcake 160 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
129,0
65,1
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
315,0
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
64,7
63,3
62,0
60,7
59,4
58,1
56,8
55,4
54,1
52,8
301,8
301,8
301,8
301,8
301,8
Impuestos
MMUS$
11,0
10,8
10,5
10,3
10,1
9,9
9,6
9,4
9,2
9,0
51,3
51,3
51,3
51,3
51,3
Utilidad después de impuestos
MMUS$
304,0
304,2
304,4
304,7
304,9
305,1
305,3
305,6
305,8
306,0
263,7
263,7
263,7
263,7
263,7
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
26,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
264,6
291,0
291,3
291,5
291,7
291,9
292,2
292,4
292,6
292,8
250,5
250,5
250,5
250,5
250,5
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2685,1
2503,1
2503,1
-2503,1
10,9%
-227,5
LWR (Uranio yellowcake 180 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
133,7
69,9
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
310,2
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
59,9
58,6
57,3
55,9
54,6
53,3
52,0
50,7
49,4
48,0
297,0
297,0
297,0
297,0
297,0
Impuestos
MMUS$
10,2
10,0
9,7
9,5
9,3
9,1
8,8
8,6
8,4
8,2
50,5
50,5
50,5
50,5
50,5
Utilidad después de impuestos
MMUS$
300,0
300,3
300,5
300,7
300,9
301,2
301,4
301,6
301,8
302,0
259,7
259,7
259,7
259,7
259,7
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
25,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
261,0
287,1
287,3
287,5
287,8
288,0
288,2
288,4
288,7
288,9
246,5
246,5
246,5
246,5
246,5
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2644,5
2503,1
2503,1
-2503,1
10,7%
-261,9
LWR (Uranio yellowcake 200 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
12,0%
2503
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
6933
85%
543
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
444,0
407,8
36,2
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
138,5
74,6
2,1
36,3
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
305,4
Depreciacion Tributaria
MMUS$
250
252
253
254
256
257
258
260
261
262
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
55,1
53,8
52,5
51,2
49,9
48,6
47,2
45,9
44,6
43,3
292,3
292,3
292,3
292,3
292,3
Impuestos
MMUS$
9,4
9,1
8,9
8,7
8,5
8,3
8,0
7,8
7,6
7,4
49,7
49,7
49,7
49,7
49,7
Utilidad después de impuestos
MMUS$
296,1
296,3
296,5
296,7
297,0
297,2
297,4
297,6
297,9
298,1
255,8
255,8
255,8
255,8
255,8
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
25,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
257,5
283,1
283,4
283,6
283,8
284,0
284,2
284,5
284,7
284,9
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
2603,9
2503,1
2503,1
-2503,1
10,6%
-296,3
LWR (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
266,4
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
30,6
29,3
28,0
26,7
25,4
24,1
22,7
21,4
20,1
18,8
253,2
253,2
253,2
253,2
253,2
Impuestos
MMUS$
5,2
5,0
4,8
4,5
4,3
4,1
3,9
3,6
3,4
3,2
43,0
43,0
43,0
43,0
43,0
Utilidad después de impuestos
MMUS$
261,2
261,4
261,6
261,9
262,1
262,3
262,5
262,8
263,0
263,2
223,4
223,4
223,4
223,4
223,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
22,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
225,8
248,2
248,5
248,7
248,9
249,1
249,4
249,6
249,8
250,0
210,2
210,2
210,2
210,2
210,2
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2857,4
9,7%
177,1
LWR (Uranio yellowcake 120 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
261,6
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
25,9
24,6
23,2
21,9
20,6
19,3
18,0
16,7
15,3
14,0
248,5
248,5
248,5
248,5
248,5
Impuestos
MMUS$
4,4
4,2
4,0
3,7
3,5
3,3
3,1
2,8
2,6
2,4
42,2
42,2
42,2
42,2
42,2
Utilidad después de impuestos
MMUS$
257,2
257,5
257,7
257,9
258,1
258,4
258,6
258,8
259,0
259,3
219,4
219,4
219,4
219,4
219,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
21,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
222,3
244,3
244,5
244,7
245,0
245,2
245,4
245,6
245,8
246,1
206,2
206,2
206,2
206,2
206,2
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2806,3
9,5%
132,2
LWR (Uranio yellowcake 130 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
259,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
23,5
22,2
20,9
19,5
18,2
16,9
15,6
14,3
13,0
11,6
246,1
246,1
246,1
246,1
246,1
Impuestos
MMUS$
4,0
3,8
3,5
3,3
3,1
2,9
2,7
2,4
2,2
2,0
41,8
41,8
41,8
41,8
41,8
Utilidad después de impuestos
MMUS$
255,3
255,5
255,7
255,9
256,2
256,4
256,6
256,8
257,1
257,3
217,4
217,4
217,4
217,4
217,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
21,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
220,5
242,3
242,5
242,8
243,0
243,2
243,4
243,6
243,9
244,1
204,2
204,2
204,2
204,2
204,2
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2780,8
9,4%
109,7
LWR (Uranio yellowcake 140 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
256,9
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
21,1
19,8
18,5
17,2
15,8
14,5
13,2
11,9
10,6
9,3
243,7
243,7
243,7
243,7
243,7
Impuestos
MMUS$
3,6
3,4
3,1
2,9
2,7
2,5
2,2
2,0
1,8
1,6
41,4
41,4
41,4
41,4
41,4
Utilidad después de impuestos
MMUS$
253,3
253,5
253,7
254,0
254,2
254,4
254,6
254,9
255,1
255,3
215,4
215,4
215,4
215,4
215,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
21,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
218,7
240,3
240,6
240,8
241,0
241,2
241,4
241,7
241,9
242,1
202,3
202,3
202,3
202,3
202,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2755,2
9,4%
87,3
LWR (Uranio yellowcake 160 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
252,1
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
16,4
15,0
13,7
12,4
11,1
9,8
8,4
7,1
5,8
4,5
238,9
238,9
238,9
238,9
238,9
Impuestos
MMUS$
2,8
2,6
2,3
2,1
1,9
1,7
1,4
1,2
1,0
0,8
40,6
40,6
40,6
40,6
40,6
Utilidad después de impuestos
MMUS$
249,3
249,6
249,8
250,0
250,2
250,4
250,7
250,9
251,1
251,3
211,5
211,5
211,5
211,5
211,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
21,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
215,1
236,4
236,6
236,8
237,0
237,3
237,5
237,7
237,9
238,2
198,3
198,3
198,3
198,3
198,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2704,1
9,2%
42,3
LWR (Uranio yellowcake 180 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
247,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
11,6
10,3
9,0
7,6
6,3
5,0
3,7
2,4
1,0
-0,3
234,2
234,2
234,2
234,2
234,2
Impuestos
MMUS$
2,0
1,7
1,5
1,3
1,1
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
39,8
39,8
39,8
39,8
39,8
Utilidad después de impuestos
MMUS$
245,4
245,6
245,8
246,0
246,3
246,5
246,7
246,9
247,2
247,3
207,6
207,5
207,5
207,5
207,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
20,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
211,6
232,4
232,6
232,9
233,1
233,3
233,5
233,8
234,0
234,2
194,4
194,4
194,4
194,4
194,4
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2653,0
9,0%
-2,6
LWR (Uranio yellowcake 200 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
9,0%
2358
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
380,6
345,2
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
242,6
Depreciacion Tributaria
MMUS$
236
237
238
240
241
242
244
245
246
248
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
6,8
5,5
4,2
2,9
1,6
0,2
-1,1
-2,4
-3,7
-5,0
229,4
229,4
229,4
229,4
229,4
Impuestos
MMUS$
1,2
0,9
0,7
0,5
0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
36,9
39,0
39,0
39,0
39,0
Utilidad después de impuestos
MMUS$
241,4
241,6
241,9
242,1
242,3
242,5
242,6
242,6
242,6
242,6
205,7
203,6
203,6
203,6
203,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2357,6
2357,6
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
20,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2357,6
208,0
228,5
228,7
228,9
229,1
229,4
229,4
229,4
229,4
229,4
192,5
190,4
190,4
190,4
190,4
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2601,9
8,8%
-47,7
LWR (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
114,2
50,8
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-7,1
-8,4
-9,8
-11,1
-12,4
-13,7
-15,0
-16,4
-17,7
-19,0
203,9
203,9
203,9
203,9
203,9
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
12,5
34,7
34,7
34,7
34,7
Utilidad después de impuestos
MMUS$
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
217,0
204,6
182,4
182,4
182,4
182,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
18,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
185,8
203,9
203,9
203,9
203,9
203,9
203,9
203,9
203,9
203,9
191,4
169,2
169,2
169,2
169,2
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2924,9
8,2%
491,7
LWR (Uranio yellowcake 120 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
119,0
55,6
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-11,9
-13,2
-14,5
-15,8
-17,2
-18,5
-19,8
-21,1
-22,4
-23,8
199,1
199,1
199,1
199,1
199,1
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
3,5
33,8
33,8
33,8
33,8
Utilidad después de impuestos
MMUS$
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
212,3
208,7
178,4
178,4
178,4
178,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
17,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
181,4
199,1
199,1
199,1
199,1
199,1
199,1
199,1
199,1
199,1
195,5
165,2
165,2
165,2
165,2
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2860,7
8,0%
430,0
LWR (Uranio yellowcake 130 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
121,4
58,0
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-14,3
-15,6
-16,9
-18,2
-19,5
-20,9
-22,2
-23,5
-24,8
-26,1
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
32,5
33,4
33,4
33,4
Utilidad después de impuestos
MMUS$
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
209,9
177,4
176,5
176,5
176,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
17,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
179,2
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
196,7
164,2
163,3
163,3
163,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2828,6
7,9%
399,2
LWR (Uranio yellowcake 140 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
123,7
60,3
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-16,7
-18,0
-19,3
-20,6
-21,9
-23,2
-24,6
-25,9
-27,2
-28,5
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
27,7
33,0
33,0
33,0
Utilidad después de impuestos
MMUS$
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
207,5
179,8
174,5
174,5
174,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
17,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
177,0
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
194,3
166,7
161,3
161,3
161,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2796,5
7,8%
368,2
LWR (Uranio yellowcake 160 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
128,5
65,1
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-21,4
-22,7
-24,1
-25,4
-26,7
-28,0
-29,3
-30,6
-32,0
-33,3
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
18,0
32,2
32,2
32,2
Utilidad después de impuestos
MMUS$
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
202,7
184,8
170,5
170,5
170,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
16,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
172,7
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
189,6
171,6
157,3
157,3
157,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2732,3
7,6%
306,2
LWR (Uranio yellowcake 180 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
133,3
69,9
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-26,2
-27,5
-28,8
-30,1
-31,5
-32,8
-34,1
-35,4
-36,7
-38,0
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
8,2
31,4
31,4
31,4
Utilidad después de impuestos
MMUS$
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
198,0
189,7
166,6
166,6
166,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
16,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
168,3
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
184,8
176,6
153,4
153,4
153,4
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2668,1
7,3%
244,2
LWR (Uranio yellowcake 200 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuesto
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
1000
929
28
1,8%
2,53E-06
-1
Tasa de descuento
Inversión LWR:
6,5%
2242
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
6936
85%
531
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
331,2
295,8
35,4
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
138,0
74,6
2,1
36,3
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
Depreciacion Tributaria
MMUS$
224
225
227
228
229
231
232
233
235
236
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-30,9
-32,3
-33,6
-34,9
-36,2
-37,5
-38,9
-40,2
-41,5
-42,8
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
29,1
30,6
30,6
Utilidad después de impuestos
MMUS$
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
193,2
164,1
162,6
162,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
2241,7
2241,7
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
16,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-2241,7
163,9
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
180,0
150,9
149,4
149,4
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
2603,9
7,1%
182,2
CANDU (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
83,8
19,8
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
204,8
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
53,8
52,5
51,1
49,8
48,5
47,2
45,9
44,5
43,2
41,9
191,6
191,6
191,6
191,6
191,6
Impuestos
MMUS$
9,1
8,9
8,7
8,5
8,2
8,0
7,8
7,6
7,3
7,1
32,6
32,6
32,6
32,6
32,6
Utilidad después de impuestos
MMUS$
195,6
195,9
196,1
196,3
196,5
196,8
197,0
197,2
197,4
197,7
172,2
172,2
172,2
172,2
172,2
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
17,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
165,4
182,7
182,9
183,1
183,4
183,6
183,8
184,0
184,3
184,5
159,0
159,0
159,0
159,0
159,0
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1745,8
1510,2
1510,2
-1510,2
11,4%
-72,5
CANDU (Uranio yellowcake 120 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
85,7
21,7
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
202,9
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
51,9
50,6
49,3
47,9
46,6
45,3
44,0
42,7
41,4
40,0
189,7
189,7
189,7
189,7
189,7
Impuestos
MMUS$
8,8
8,6
8,4
8,2
7,9
7,7
7,5
7,3
7,0
6,8
32,3
32,3
32,3
32,3
32,3
Utilidad después de impuestos
MMUS$
194,1
194,3
194,5
194,8
195,0
195,2
195,4
195,7
195,9
196,1
170,7
170,7
170,7
170,7
170,7
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
16,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
164,0
181,1
181,4
181,6
181,8
182,0
182,3
182,5
182,7
182,9
157,5
157,5
157,5
157,5
157,5
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1729,8
1510,2
1510,2
-1510,2
11,3%
-86,0
CANDU (Uranio yellowcake 130 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
86,6
22,6
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
51,0
49,6
48,3
47,0
45,7
44,4
43,1
41,7
40,4
39,1
188,8
188,8
188,8
188,8
188,8
Impuestos
MMUS$
8,7
8,4
8,2
8,0
7,8
7,5
7,3
7,1
6,9
6,6
32,1
32,1
32,1
32,1
32,1
Utilidad después de impuestos
MMUS$
193,3
193,5
193,8
194,0
194,2
194,4
194,7
194,9
195,1
195,3
169,9
169,9
169,9
169,9
169,9
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
16,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
163,3
180,4
180,6
180,8
181,0
181,3
181,5
181,7
181,9
182,2
156,7
156,7
156,7
156,7
156,7
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1721,9
1510,2
1510,2
-1510,2
11,3%
-92,7
CANDU (Uranio yellowcake 140 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
87,5
23,6
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
201,0
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
50,0
48,7
47,4
46,1
44,8
43,4
42,1
40,8
39,5
38,2
187,9
187,9
187,9
187,9
187,9
Impuestos
MMUS$
8,5
8,3
8,1
7,8
7,6
7,4
7,2
6,9
6,7
6,5
31,9
31,9
31,9
31,9
31,9
Utilidad después de impuestos
MMUS$
192,5
192,8
193,0
193,2
193,4
193,7
193,9
194,1
194,3
194,6
169,1
169,1
169,1
169,1
169,1
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
16,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
162,6
179,6
179,8
180,0
180,3
180,5
180,7
180,9
181,2
181,4
155,9
155,9
155,9
155,9
155,9
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1713,9
1510,2
1510,2
-1510,2
11,2%
-99,5
CANDU (Uranio yellowcake 160 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
89,4
25,4
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
199,2
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
48,2
46,8
45,5
44,2
42,9
41,6
40,3
38,9
37,6
36,3
186,0
186,0
186,0
186,0
186,0
Impuestos
MMUS$
8,2
8,0
7,7
7,5
7,3
7,1
6,8
6,6
6,4
6,2
31,6
31,6
31,6
31,6
31,6
Utilidad después de impuestos
MMUS$
191,0
191,2
191,4
191,7
191,9
192,1
192,3
192,6
192,8
193,0
167,6
167,6
167,6
167,6
167,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
16,6
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
161,2
178,0
178,3
178,5
178,7
178,9
179,2
179,4
179,6
179,8
154,4
154,4
154,4
154,4
154,4
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1697,9
1510,2
1510,2
-1510,2
11,1%
-113,0
CANDU (Uranio yellowcake 180 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
91,3
27,3
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
197,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
46,3
45,0
43,7
42,3
41,0
39,7
38,4
37,1
35,7
34,4
184,1
184,1
184,1
184,1
184,1
Impuestos
MMUS$
7,9
7,6
7,4
7,2
7,0
6,7
6,5
6,3
6,1
5,9
31,3
31,3
31,3
31,3
31,3
Utilidad después de impuestos
MMUS$
189,4
189,7
189,9
190,1
190,3
190,6
190,8
191,0
191,2
191,5
166,0
166,0
166,0
166,0
166,0
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
16,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
159,8
176,5
176,7
176,9
177,2
177,4
177,6
177,8
178,1
178,3
152,8
152,8
152,8
152,8
152,8
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1682,0
1510,2
1510,2
-1510,2
11,0%
-126,5
CANDU (Uranio yellowcake 200 US$/Kg.) Tasa 12% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
12,0%
1510
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
4506
85%
353
58%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
58,8
66,7
64,0
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
288,6
265,0
23,5
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
93,1
29,2
1,4
37,1
4,3
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
195,4
Depreciacion Tributaria
MMUS$
151
152
154
155
156
158
159
160
162
163
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
44,4
43,1
41,8
40,5
39,1
37,8
36,5
35,2
33,9
32,6
182,3
182,3
182,3
182,3
182,3
Impuestos
MMUS$
7,6
7,3
7,1
6,9
6,7
6,4
6,2
6,0
5,8
5,5
31,0
31,0
31,0
31,0
31,0
Utilidad después de impuestos
MMUS$
187,9
188,1
188,3
188,6
188,8
189,0
189,2
189,5
189,7
189,9
164,5
164,5
164,5
164,5
164,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
16,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
158,4
174,9
175,2
175,4
175,6
175,8
176,1
176,3
176,5
176,7
151,3
151,3
151,3
151,3
151,3
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1666,1
1510,2
1510,2
-1510,2
10,9%
-140,0
CANDU (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
164,1
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
21,4
20,1
18,8
17,4
16,1
14,8
13,5
12,2
10,9
9,5
150,9
150,9
150,9
150,9
150,9
Impuestos
MMUS$
3,6
3,4
3,2
3,0
2,7
2,5
2,3
2,1
1,8
1,6
25,7
25,7
25,7
25,7
25,7
Utilidad después de impuestos
MMUS$
160,5
160,7
160,9
161,1
161,3
161,6
161,8
162,0
162,2
162,5
138,4
138,4
138,4
138,4
138,4
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
133,6
147,5
147,7
147,9
148,2
148,4
148,6
148,8
149,1
149,3
125,3
125,3
125,3
125,3
125,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1760,0
9,5%
80,1
CANDU (Uranio yellowcake 120 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
162,2
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
19,5
18,2
16,9
15,6
14,3
12,9
11,6
10,3
9,0
7,7
149,0
149,0
149,0
149,0
149,0
Impuestos
MMUS$
3,3
3,1
2,9
2,6
2,4
2,2
2,0
1,8
1,5
1,3
25,3
25,3
25,3
25,3
25,3
Utilidad después de impuestos
MMUS$
158,9
159,1
159,3
159,6
159,8
160,0
160,2
160,5
160,7
160,9
136,9
136,9
136,9
136,9
136,9
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
132,2
145,9
146,2
146,4
146,6
146,8
147,1
147,3
147,5
147,7
123,7
123,7
123,7
123,7
123,7
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1740,0
9,4%
62,5
CANDU (Uranio yellowcake 130 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
18,6
17,3
16,0
14,6
13,3
12,0
10,7
9,4
8,1
6,7
148,1
148,1
148,1
148,1
148,1
Impuestos
MMUS$
3,2
2,9
2,7
2,5
2,3
2,0
1,8
1,6
1,4
1,1
25,2
25,2
25,2
25,2
25,2
Utilidad después de impuestos
MMUS$
158,1
158,3
158,6
158,8
159,0
159,2
159,5
159,7
159,9
160,1
136,1
136,1
136,1
136,1
136,1
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
131,5
145,2
145,4
145,6
145,8
146,1
146,3
146,5
146,7
147,0
122,9
122,9
122,9
122,9
122,9
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1729,9
9,4%
53,6
CANDU (Uranio yellowcake 140 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
160,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
17,7
16,3
15,0
13,7
12,4
11,1
9,8
8,4
7,1
5,8
147,2
147,2
147,2
147,2
147,2
Impuestos
MMUS$
3,0
2,8
2,6
2,3
2,1
1,9
1,7
1,4
1,2
1,0
25,0
25,0
25,0
25,0
25,0
Utilidad después de impuestos
MMUS$
157,3
157,6
157,8
158,0
158,2
158,5
158,7
158,9
159,1
159,4
135,3
135,3
135,3
135,3
135,3
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
130,8
144,4
144,6
144,8
145,1
145,3
145,5
145,7
146,0
146,2
122,2
122,2
122,2
122,2
122,2
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1719,9
9,3%
44,8
CANDU (Uranio yellowcake 160 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
158,5
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
15,8
14,5
13,2
11,8
10,5
9,2
7,9
6,6
5,2
3,9
145,3
145,3
145,3
145,3
145,3
Impuestos
MMUS$
2,7
2,5
2,2
2,0
1,8
1,6
1,3
1,1
0,9
0,7
24,7
24,7
24,7
24,7
24,7
Utilidad después de impuestos
MMUS$
155,8
156,0
156,2
156,5
156,7
156,9
157,1
157,4
157,6
157,8
133,8
133,8
133,8
133,8
133,8
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
129,4
142,8
143,1
143,3
143,5
143,7
144,0
144,2
144,4
144,6
120,6
120,6
120,6
120,6
120,6
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1699,8
9,2%
27,2
CANDU (Uranio yellowcake 180 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
156,6
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
13,9
12,6
11,3
10,0
8,7
7,3
6,0
4,7
3,4
2,1
143,4
143,4
143,4
143,4
143,4
Impuestos
MMUS$
2,4
2,1
1,9
1,7
1,5
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
24,4
24,4
24,4
24,4
24,4
Utilidad después de impuestos
MMUS$
154,2
154,5
154,7
154,9
155,1
155,4
155,6
155,8
156,0
156,3
132,2
132,2
132,2
132,2
132,2
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
128,0
141,3
141,5
141,7
142,0
142,2
142,4
142,6
142,9
143,1
119,0
119,0
119,0
119,0
119,0
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1679,8
9,1%
9,6
CANDU (Uranio yellowcake 200 US$/Kg.) Tasa 9% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
9,0%
1427
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
49,8
66,7
54,9
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
247,4
224,4
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
154,7
Depreciacion Tributaria
MMUS$
143
144
145
147
148
149
151
152
153
155
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
12,1
10,7
9,4
8,1
6,8
5,5
4,1
2,8
1,5
0,2
141,6
141,6
141,6
141,6
141,6
Impuestos
MMUS$
2,0
1,8
1,6
1,4
1,2
0,9
0,7
0,5
0,3
0,0
24,1
24,1
24,1
24,1
24,1
Utilidad después de impuestos
MMUS$
152,7
152,9
153,1
153,4
153,6
153,8
154,0
154,3
154,5
154,7
130,7
130,7
130,7
130,7
130,7
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1426,9
1426,9
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
12,9
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1426,9
126,6
139,7
140,0
140,2
140,4
140,6
140,9
141,1
141,3
141,5
117,5
117,5
117,5
117,5
117,5
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1659,7
8,9%
-8,1
CANDU (Uranio yellowcake 100 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
83,3
19,8
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-11,6
-13,0
-14,3
-15,6
-16,9
-18,2
-19,5
-20,9
-22,2
-23,5
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10,5
20,2
20,2
20,2
Utilidad después de impuestos
MMUS$
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
132,0
121,5
111,8
111,8
111,8
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1436,4
1436,4
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
11,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1436,4
107,8
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
118,8
108,3
98,6
98,6
98,6
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1778,9
7,4%
157,2
CANDU (Uranio yellowcake 120 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
85,2
21,7
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-13,5
-14,8
-16,1
-17,5
-18,8
-20,1
-21,4
-22,7
-24,1
-25,4
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
6,7
19,9
19,9
19,9
Utilidad después de impuestos
MMUS$
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
130,1
123,4
110,3
110,3
110,3
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1436,4
1436,4
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
10,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1436,4
106,1
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
117,0
110,2
97,1
97,1
97,1
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1753,7
7,2%
132,9
CANDU (Uranio yellowcake 130 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
86,1
22,6
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-14,4
-15,8
-17,1
-18,4
-19,7
-21,0
-22,4
-23,7
-25,0
-26,3
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
4,8
19,7
19,7
19,7
Utilidad después de impuestos
MMUS$
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
129,2
124,4
109,5
109,5
109,5
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1436,4
1436,4
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
10,8
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1436,4
105,3
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
116,0
111,2
96,3
96,3
96,3
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1741,1
7,2%
120,7
CANDU (Uranio yellowcake 140 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
87,0
23,6
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-15,4
-16,7
-18,0
-19,3
-20,7
-22,0
-23,3
-24,6
-25,9
-27,2
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,9
19,6
19,6
19,6
Utilidad después de impuestos
MMUS$
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
128,3
125,4
108,7
108,7
108,7
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1436,4
1436,4
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
10,7
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1436,4
104,4
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
115,1
112,2
95,5
95,5
95,5
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1728,5
7,1%
108,6
CANDU (Uranio yellowcake 160 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
88,9
25,4
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-17,2
-18,6
-19,9
-21,2
-22,5
-23,8
-25,2
-26,5
-27,8
-29,1
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
18,3
19,2
19,2
Utilidad después de impuestos
MMUS$
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
126,4
108,1
107,1
107,1
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1436,4
1436,4
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
10,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1436,4
102,7
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
113,2
94,9
94,0
94,0
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1703,3
7,0%
84,2
CANDU (Uranio yellowcake 180 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
90,8
27,3
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-19,1
-20,4
-21,8
-23,1
-24,4
-25,7
-27,0
-28,3
-29,7
-31,0
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
14,2
18,9
18,9
Utilidad después de impuestos
MMUS$
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
124,5
110,3
105,6
105,6
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
1436,4
1436,4
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
10,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
-1436,4
101,0
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
111,3
97,1
92,4
92,4
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
Flujo de caja
MMUS$
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
0,3
1678,1
6,8%
59,8
CANDU (Uranio yellowcake 200 US$/Kg.) Tasa 6,5% después de impuestos
Potencia Instalada
Potencia Neta (en bornescentral)
Dias de mantenimiento
TSF
Consumo específico
NEGOCIO DE GENERACION
Unidades físicas
Energía media anual total Inyectada
Factor de planta
Potencia firme
Reconocimiento pot. firme
MW
MW
días /año
%
Kg/kWh
650
604
28
1,8%
1,58E-05
-1
Tasa de descuento
Inversión Candu:
6,5%
1436
d.i.
MMUS$
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
4509
85%
345
57%
mills/kWh
US$/kW/año
mills/kWh
mills/kWh
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
42,6
66,7
47,8
10,3
Ingresos
Inyección energía al CDEC
Inyección de potencia al CDEC
MMUS$
MMUS$
MMUS$
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
215,3
192,3
23,0
Costos
Costo variable combustible despacho
Costo variable no combustible
Operación y Mantenimiento
Peaje SIC
AVNR+COyM enlace
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
MMUS$
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
92,7
29,2
1,4
37,1
3,8
21,2
Flujo Operacional Generación
VAN generación (jul-2004)
MMUS$
MMUS$
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
Flujo Operacional Total (EBIDTA)
MMUS$
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
Depreciacion Tributaria
MMUS$
144
145
146
148
149
150
152
153
154
156
13,2
13,2
13,2
13,2
13,2
Utilidad antes impuestos
MMUS$
-21,0
-22,3
-23,6
-24,9
-26,3
-27,6
-28,9
-30,2
-31,5
-32,9
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
Impuestos
MMUS$
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
10,1
18,6
18,6
Utilidad después de impuestos
MMUS$
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
122,7
112,6
104,0
104,0
TOTAL INVERSIONES
Inversiones y costo de decomisión
CAPEX
MMUS$
MMUS$
MMUS$
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
13,2
0,0
13,2
Variaciones Capital de Trabajo
MMUS$
10,2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Flujo de caja
MMUS$
99,3
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
109,5
99,4
90,9
90,9
TIR despues de impuestos
VAN
MMUS$
Precios medios
Inyección energía
Inyección potencia
Inyección monómico
Costo variable declarado al CDEC
unidades
Pérdidas enlace al SIC descontadas de la generación
modelado con 5% de pérdidas
Factor de ajuste (x menores pérdidas):
energía
-2,00% (3% pérdidas en el enlace)
potencia
0,00%
GWh
MW
0,3
1652,9
1436,4
1436,4
-1436,4
6,7%
35,3