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Uso de Reactores Nucleares en la Expansión del Sector
Eléctrico Mexicano
Gustavo Alonso Vargas
Instituto Nacional de ...
La generación de energía eléctrica en el mundo entero sigue dependiendo en gran parte de la
quema de combustibles fósiles ...
electricidad se proyecta que se incrementará en promedio en un 2.3% por año, de 1 3,290x1 06
MWh en 2001 a 23,072x106 MWh ...
Año 1995 1996 1 1997 1 1998 1999 1 2000 2001 1 2002 1 2003 1
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(IVIV)
32,166 33,920 33,944
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En la Tabla 3 se hace notar que la capacidad adicional de generación no comprometida por
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Si la generación neta anual (GNA) se considera constante, se puede sacar de la sumatoria, y s...
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Para el caso del combustible nuclear de acuerdo a un estudio de la OECD [6] para el caso de
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Por otra parte, el costo de operación y mantenimiento del MWh neto generado considera dos
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Generación 1
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Dresden, Fermi 1
El desarrollo
GFR SWCR...
Las características generales de estos reactores, así como el de las plantas de carbón y gas (ciclo
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considerando dos pronósticos del precio del gas a futuro. Las Tablas 11, 12, 13 consideran tasas
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Tecnología
Costo Nivelado (US$/MWh) Inversión
Total
(MDD)
Capacidad
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Costo Nivelado (US$/MWh) Inversión
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Variación del Costo
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Combustible Nuclear
(US$/MWh)
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Los reactores nucleares considerados en este estudio tienen capacidades mayores a los 1000
MWe por lo que las regiones con...
Referencias
International Energy Outlook, DOEIEIA-04804, USA (2004).
European Commission, "Green Paper: Towards a European...
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Uso de Reactores Nucleares en la Expansión del Sector Eléctrico Mexicano

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Autor: Gustavo Alonso Vargas
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Uso de Reactores Nucleares en la Expansión del Sector Eléctrico Mexicano

  1. 1. W~tí Uso de Reactores Nucleares en la Expansión del Sector Eléctrico Mexicano Gustavo Alonso Vargas Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares Resumen El progreso de una sociedad está directamente asociado con su disponibilidad de energía, específicamente en forma de electricidad. La diversificación de fuentes de generación permite la independencia tecnológica y da fortaleza al sistema ante la escasez de alguno de los recursos primarios. En el presente trabajo se describen las características de los reactores nucleares actuales y se hace un balance de su competitividad económica y tecnológica ante otras plantas generadoras de carga base. Se analizan los requerimientos de energía eléctrica de acuerdo a la prospectiva del sector eléctrico 2003-2012 de la Secretaría de Energía y sobre la base de éste se propone la inclusión de reactores nucleares en el periodo 2010-2012, como parte de la Red Eléctrica Mexicana. Frases Clave Energía Eléctrica, Expansión Eléctrica, Reactores Nucleares, Requerimientos de Energía 1. Introducción El crecimiento económico de la mayoría de los países va de la mano con el aumento en la demanda de energía especialmente eléctrica. Nuestras comunicaciones, el transporte, el abastecimiento de alimentos, y la mayor parte de los satisfactores y servicios de los hogares, oficinas y fábricas de nuestros días dependen de un suministro confiable de energía eléctrica. Es importante resaltar que a pesar del desarrollo tecnológico en materia de energía eléctrica, una tercera parte de la población mundial no tiene acceso al suministro de electricidad, y una tercera parte adicional no tiene un suministro satisfactorio. Adicionalmente a la demanda energética, en muchos países en desarrollo existe un incremento en la demanda de agua potable, que puede satisfacerse mediante métodos de desalación, lo que incrementaría la demanda energética. Tomando estos factores en cuenta se puede estimar que el crecimiento en la producción de energía eléctrica tendría que ser del orden del 1.5 o 2% por año a nivel mundial [1]. Este nivel de crecimiento requerirá entonces del desarrollo de nuevas tecnologías así como de continuar los esfuerzos para hacer más eficiente el uso de la energía eléctrica.
  2. 2. La generación de energía eléctrica en el mundo entero sigue dependiendo en gran parte de la quema de combustibles fósiles (combustóleo, gas y carbón) que son sumamente contaminantes. Una de las amenazas más graves para el medio ambiente mundial procede de esta contaminación: las emisiones en rápido aumento de los denominados gases "de efecto invernadero", en especial el dióxido de carbono (CO 2) que es considerado por muchos científicos como el principal responsable del calentamiento global. En un esfuerzo para reducir las emisiones de gases de invernadero, algunos países han optado en el pasado reciente por el gas natural, que desde el punto de vista económico es competitivo con respecto al petróleo y al carbón, sin embargo cabe hacer notar que su precio ha presentado a últimas fechas una gran volatilidad en su costo poniendo en juicio su competitividad económica. Por otra parte, el consumo de gas natural produce también dióxido de carbono (aunque menos que el carbón o el combustóleo) y, además, si se toman en cuenta los escapes de metano durante la extracción, traslado y distribución del gas natural, el proceso completo hasta la combustión del gas natural ya no resulta tan limpio, ya que estas emisiones contrarrestan la ventaja de emisiones más reducidas de CO 2 al llevar a cabo la combustión del gas natural. En vista de las perspectivas de un constante aumento del consumo de combustibles fósiles para la producción de electricidad y de la amenaza creciente para el medio ambiente mundial, la energía nucleoeléctrica puede desempeñar un papel importante para los países que necesitan crecientes suministros energéticos sin que aumenten las emisiones de gases de invernadero. La nucleolectricidad es una forma de generación de electricidad que disminuye drásticamente la generación de gases (CO2, NOx, SOx), que contribuyen no sólo a reducir el efecto invernadero sino también a la lluvia ácida. Además, dada su evolución tecnológica, los reactores nucleares son económicamente competitivos a diferencia del pasado reciente que en muchos casos los hacía inviables. Se podría agregar por ejemplo que una sola central de carbón de 1000 MWe (los dos reactores de la central Laguna Verde equivalen a 1200 MWe) "descarga" anualmente a la atmósfera 6.5 millones de toneladas de CO2 y además produce 340 mil toneladas de cenizas que contienen elementos químicos pesados (arsénico, cadmio, etcétera) altamente contaminantes [2]. Sobre la base de este panorama, en el presente documento se expondrá la viabilidad de la instalación de nuevos reactores nucleares para satisfacer en parte los requerimientos de energía eléctrica de acuerdo a la perspectiva del Sector Eléctrico Mexicano y se analizará su viabilidad económica. 2. Requerimientos de Energía Eléctrica Se prevé que el consumo mundial neto de energía eléctrica aumentará considerablemente en un período de 25 años de acuerdo al caso de referencia del International Energy Outlook 2004 [1], el cual considera una proyección de 35 años, iniciando con datos de 1990 a 2004 y haciendo predicciones para los años posteriores hasta 2025. En este lapso de tiempo la demanda total de
  3. 3. electricidad se proyecta que se incrementará en promedio en un 2.3% por año, de 1 3,290x1 06 MWh en 2001 a 23,072x106 MWh en 2025. El uso de la electricidad en las naciones industrializadas se espera que se incremente más lentamente que en los países en desarrollo, promediando 1.6% por año, de acuerdo al caso de referencia del 1E02004, comparado con el 3.5% por año para los países en vías de desarrollo. La Tabla 1 presenta la generación de electricidad en 2001 y las proyecciones al año 2025 para la región de Norte América, en esta tabla se puede observar que el ritmo de crecimiento de México debiera ser del orden de 3.9% por año, para pasar de 150 x10 6 MWh a 379 x106 MWh. Región/país 2001 Proyecciones Razón de cambio promedio anual (%) 200 1-2025 2010 2015 2020 2025 Norte América 4,036 4,839 5,306 5,792 6,314 1.9 Estados Unidos 1 3,386 1 4,055 4,429 4,811 5,207 1 1.8 Canadá 500 578 630 1 680 728 1.6 México 150 206 i 247 1 301 379 3.9 *Fuente: International Energy Outlook, 2004 [ 1 ] Tabla 1: Consumo Neto de Electricidad en Norte América (TWh) En México, el consumo de energía eléctrica ha crecido en un 5% por año en los últimos diez años, y se proyecta que las ventas internas de electricidad aumentarán en promedio 5.4% por año en los próximos diez años. Actualmente el consumo promedio mundial de electricidad es de 2,300 KWh/habitante y el de los países industrializados de 8,500 KWh/habitante [3]. Si consideramos que la población en México es de aproximadamente de 100 millones de habitantes y que la generación eléctrica en el 2003 fue de 220.94 TWh [4] entonces el consumo por habitante es de 2,209 KWh, esto confirma la necesidad de crecimiento del sector para poder ofrecer una mejor calidad de vida a los mexicanos. La Tabla 2 muestra la evolución de la capacidad instalada y de la generación de 1995 a 2003, de aquí se puede inferir que en los últimos 8 años se tiene un crecimiento promedio anual del 3.9% en la capacidad instalada y de un 5.79% en la generación. La Secretaria de Energía mediante un proceso de planeación estratégica publica anualmente el documento de Prospectiva del Sector Eléctrico cuya edición mas reciente cubre el periodo 2003-2012. En este ejercicio prospectivo se considera la evolución reciente del PIB y se supone un crecimiento medio anual del 4.7% del PIB para el periodo 2003-2012.
  4. 4. Año 1995 1996 1 1997 1 1998 1999 1 2000 2001 1 2002 1 2003 1 Capacidad (IVIV) 32,166 33,920 33,944 1 34,384 34,839 35,853 1 37,691 1 40,350 1 43,727 1 Generación (TWh) 140.82 1 149.97 1159.83 1 168.98 179.07 192.49 199.46 1 220.71 220.94 Fuente: Comisión Federal de Electricidad [4]. Tabla 2: Evolución de la Electricidad en México. La programación de obras de infraestructura de generación eléctrica que garantizarán el abasto del servicio nacional, será cubierta mediante proyectos denominados capacidad comprometida. Estos incluyen obras en proceso de construcción, en licitación o en cierre financiero. Las obras consideradas dentro de la capacidad no comprometida, son aquéllas que aún no tienen esquemas definidos y no han sido puestas para su licitación. Las decisiones de inversión en proyectos de expansión del sector eléctrico nacional, se toman con varios años de anticipación, debido a la larga maduración que presentan, ya que desde el inicio del concurso para la construcción de una nueva central hasta su entrada en operación comercial, existe un lapso de aproximadamente cuatro años. Por lo anterior las decisiones que se tomen actualmente tendrán repercusiones en el futuro. El programa de expansión del sector eléctrico mexicano para los próximos diez años incluye adiciones de capacidad por un total de 25,757 MW, de la cual 12,087 MW se considera capacidad en construcción o comprometida y 13,670 MW se obtendrán de proyectos de capacidad adicional no comprometida. La Tabla 3 muestra la distribución de las tecnologías empleadas para satisfacer esta capacidad adicional. Tipo de tecnología Comprometida No Comprometida Total Participación porcentual Ciclo combinado 8,804 1,046 9,850 38.2 Hidroeléctrica 1,686 900 2,586 10.0 Carbón 700 700 2.7 Geotermia 107 107 0.4 Turbogas 429 429 1.7 Turbina de vapor 276 234 510 2.0 Combustión interna 86 10 96 0.4 Eólica 101 101 0.4 Libre 11,379 11,379 44.2 Total 12,087 13,670 25,757 1 100.0 Tabla 3: Capacidad Adicional por Tecnología (MWe).
  5. 5. En la Tabla 3 se hace notar que la capacidad adicional de generación no comprometida por tecnología libre corresponde a 11,379 MWe. Además, en la Tabla 4 se muestra la ubicación de los proyectos de tecnología libre y se puede observar que estos requerimientos se dan a partir de 2008, por lo cual la determinación de la tecnología a emplear se debe determinar a la brevedad posible dado que de acuerdo al documento de prospectiva se estima un tiempo previo de 4 años para definir la tecnología a emplear. Proyecto Ubicación ____ Capacidad bruta (MW) 2008 2009 2010 2011 2012 Total Baja California Sur III y 1V Baja Califomia 38 Sur 38 76 Río Bravo (Matamoros II) Tamaulipas 550 550 Tamazunchale III San Luis Potosí 523 523 Noroeste 1 y U Sonora 469 469 938 Pacífico 1, II y III Guerrero 700 700 700 2,100 Baja California uy III Baja California 513 513 1,026 Samalayuca IV (Norte 1 y Chihuahua II) 456 456 Norte III y IV Chihuahua 440 450 890 NorteV Chihuahua 450 450 Central 1, II, III, IV y V Estado de México 550 550 550 1,100 2,750 Oriental lyli Veracruz 520 550 1,070 Peninsular Campeche 550 550 Total 456 1,541 3,212 3,351 2,819 11,379 Tabla 4: Capacidad Adicional no Comprometida por Ubicación con Tecnología Libre. Reagrupando la información de la Tabla 4 se determinan los estados que requieren capacidad adicional por tecnología libre en el periodo 2008-20 12, éstos se muestran en la Tabla 5. Estado Capacidad Bruta (MW) % del Total Estado de México 2,750 24.2 Guerrero 2,100 18.5 Chihuahua 1,796 15.8 Veracruz 1,070 9.4 Baja California 1,026 9.0 Sonora 938 8.2 Tamaulipas 550 4.8 Campeche 550 4.8 San Luis Potosí 523 4.6 Baja California Sur 76 0.7 Total 11,379 100 Tabla 5: Requerimientos de Capacidad Adicional no Comprometida por Estado.
  6. 6. Actualmente el programa de expansión eléctrica considera que ésta debe darse primordialmente a través de centrales cuya operación este basada en el uso de gas natural dado que estos minimizaban los costos de inversión y operación. Sin embargo la alta volatilidad reciente de los precios del gas hace cuestionable esta propuesta y da pauta a que se revisen otras opciones, entre ellas la nuclear. 3. Metodología de Costo Nivelado [5] Cada tecnología empleada para generar electricidad tiene características específicas de construcción, inversión, operación, mantenimiento y vida útil, entre otras. Dada la diferencia de estas características entre diferentes tecnologías es dificil compararlas únicamente por alguno de los rubros antes mencionados. Para solventar este problema se puede considerar la energía total que producirá la planta, sus costos de operación y mantenimiento y los costos de inversión e intereses devengados durante la construcción, todo ello llevado a costos a valor presente de tal manera que se obtiene el costo unitario por MWh generado en valor presente, a esta metodología se le conoce como metodología de costo nivelado y la forma de calcularlo se describirá a continuación. Los costos originados durante el periodo de construcción son denominados costos de inversión. Durante la vida económica de la central se tienen costos de producción, los cuales pueden subdividirse en costos de combustibles y de operación y mantenimiento, de tal manera que el Costo Total Nivelado de Generación (CTNG) se compone de tres conceptos: Costo Nivelado de Inversión Costo Nivelado del Combustible Costo Nivelado de Operación y Mantenimiento El costo nivelado del MWh por concepto de inversión (ci), se define como el valor que al ser multiplicado por el valor presente de la generación de la planta, considerando su vida útil, iguala al valor presente de los costos incurridos en la construcción de la planta. CI*GNÁ (i+ ¡)_t = t'k En donde: GNA: es la generación neta en el año t (en MWh). i: es la tasa de descuento (en fracción). n: es la vida económica en años. N: es el período de construcción en años.
  7. 7. es la inversión en el año k. Si la generación neta anual (GNA) se considera constante, se puede sacar de la sumatoria, y se calcula usando la siguiente ecuación: GNA=C*(1_up)*fp*8760 (2) con: C: la capacidad de la central expresada en MWe. up: es la fracción de usos propios (energía eléctrica recibida y autoabastecida consumida por los equipos auxiliares de las centrales). es el factor de planta expresado como fracción de la unidad. La constante 8760 representa el número de horas al año. Por otro lado, considerando que la inversión total está dada por: = (3) se puede definir un factor de peso para cada año de construcción, el cual representará el porcentaje de flujo de capital por cada año, dado por: w=k (4) Despejando CI de (1), usando (2), (3) y (4), y desarrollando las sumatorias restantes, el cálculo del costo nivelado de inversión se puede escribir de la siguiente manera: CI = [] [frc(¡, )1 [frp(i,w)] (5) +j j en donde: CU: es el costo unitario de inversión por MWe instalado, definido como: CU = - C frc(i, n): es el factor de recuperación del capital, que es una función de la tasa de descuento (interés) y del número de años que dure la construcción de la planta definido por:
  8. 8. frc= (6) (1+i) —1 frp(i, W): es el factor de valor presente, que es una función de la tasa de descuento y del vector de flujo de capital, definido por: fvp(i,W)= (i + 1)N(k1) (7) Para calcular el costo nivelado por concepto de combustible en el caso de las plantas de gas y de carbón se utiliza el siguiente procedimiento: La generación total de energía eléctrica en MWh que producirá la planta está dada por la siguiente ecuación: GT=C*fp*N*8760 (8) La energía térmica (ET) requerida (en MWt) para producir esta energía eléctrica está dada por: ET = T*FC efic (9) donde: efic: es la eficiencia de la planta. FC: es un factor de conversión para obtener la energía térmica en millones de BTU, (FC = 3.41 mmBTU/MWt). El costo total para producir esta cantidad de energía es igual a: CT=ET*COM (10) en donde: COM: es el precio del combustible en US$/mmBTU. Por lo tanto el costo nivelado por concepto de combustible (CICOM) en US$/MWh estará dado por:
  9. 9. CICOM = ¶ GT (11) Para el caso del combustible nuclear de acuerdo a un estudio de la OECD [6] para el caso de reactores que emplean combustible con uranio enriquecido los costos se pueden desglosar de la siguiente manera: ANTES DE LA IRRADIACIÓN (US$/MWh) Costo del uranio 1.3009 Conversión 0.1102 Enriquecimiento 1.5233 Fabricación 0.7336 Subtotal 3.6681 DESPUÉS DE LA IRRADIACIÓN Transporte y almacenamiento 0.675 Acondicionamiento y disposición 1.782 Subtotal 2.457 TOTAL 6.125 Tabla 6: Costo del Combustible Nuclear [6]. Aquí se puede observar que se incluyen los costos desde la materia prima hasta la fabricación del combustible nuclear así como los gastos que se erogaran para su disposición final. En particular para este estudio se emplearon los costos proporcionados directamente por los fabricantes, los cuales están alrededor del valor proporcionado por la OECD a excepción del ACR el cual emplea uranio ligeramente enriquecido disminuyendo con esto el costo del mismo, los costos de combustible para cada tipo de reactor proporcionado por el fabricante se muestran en la Tabla 7. REACTOR COSTO (US$/MWh) EPR 9.0644 ABWR 6.42 ACR700 3.60 AP1000 1 7.0665 Nota: En el caso del ABWR se utilizaron los datos de la CLV Tabla 7: Costo del Combustible Nuclear por tipo de reactor [7].
  10. 10. Por otra parte, el costo de operación y mantenimiento del MWh neto generado considera dos componentes, uno fijo y otro variable. Los costos fijos están presentes independientemente de la operación de la planta y por lo tanto no están directamente relacionados con la energía generada; este renglón incluye los siguientes conceptos de costos: Salarios Prestaciones Seguro Social Servicios de Terceros Gastos Generales Materiales (excepto del área de operación) Se denomina costos variables a aquellos que guardan una relación directa con la generación eléctrica. En este renglón sólo son considerados los costos de materiales del área de operación. Finalmente el costo total nivelado es la suma de los costos nivelados de inversión, combustible y operación y mantenimiento. La metodología aquí expuesta se incorporó en un programa de cómputo que nos permitirá calcular los costos nivelados de diferentes tecnologías para establecer una base de comparación, la cual se mostrará en la siguiente sección. 4. Costo de la Energía Eléctrica Usando Reactores Nucleares En los pasados 50 años, la energía nuclear ha ido evolucionando hasta llegar a tener una importante contribución en la producción de energía eléctrica en los más de 30 países que la usan, la Figura 1 muestra la evolución de los diseños de los reactores nucleares durante este periodo y el futuro de los mismos. En el 2003, los 438 reactores que operaron en el mundo produjeron 2525 millones de MWh de electricidad, estos reactores tenían una capacidad de 364,680 MWe [7]. Estos reactores nucleares evitaron la generación de CO 2 producido por la quema de entre 474.1 y 802.3 millones de toneladas de carbón [8], asumiendo que plantas de carbón con un factor de carga del 80% y capacidad de 1000 MWe hubieran sido utilizados para producir esta cantidad de electricidad. Aunque menos reactores nucleares están siendo construidos ahora que durante la década de los 70's y de los 80's, la electricidad que produjeron los que operan actualmente tuvo un incremento de generación de 298 TWh en los pasados cinco años, lo que equivale a la construcción de 40 nuevas plantas. Sin embargo sólo se construyeron 22 nuevas plantas, el resto se debe a mejoras en la operación de los reactores existentes y aumentos de potencia. Cabe hacer notar que en el 2003 el promedio mundial de factor de carga fue del 79% [7], y que casi dos terceras partes de los reactores en el mundo tienen factores de carga superiores al 80% comparado con menos de un cuarto que lo tenían en 1990. Por otra parte países como España, Bélgica, Suiza, Estados, Unidos, Corea del Sur y Finlandia tuvieron factores de capacidad promedio alrededor del 90%. Todo esto da una idea de la competitividad de la energía nuclear ante otras fuentes de energía.
  11. 11. Generación II Reactores comerciales Generación 1 Reactores prototipos Shippingport Dresden, Fermi 1 El desarrollo GFR SWCR Generación emplazamiento VHTR SFR a corto plazo LFR MSR "LWRs" Generación IV avanzados _______________ Generación 111+ Diseños Diseños muy evolucionadosmás económicos Seguridad_ económicos aumentada - IRIS Desechos ABWR Pehinle Barl minimizados Actualmente, la energía nuclear juega un papel importante en la generación mundial de electricidad con una contribución del 16%, esto se muestra en la Figura 2. La industria nuclear se encuentra activa, prueba de ello es que 27 reactores se encuentran en construcción y 37 más han sido ordenados o se encuentran planeados. En 2004 cuatro nuevos reactores nucleares fueron conectados a la red eléctrica: • Qinshan 2-2, a 610 MWe PWR en China • Hamaoka 5, a 1325 MWe ABWR en Japón • Khmelnitski 2, a 950 MWe VWER en Ucrania • Rovno 4, a 950 MWe WWER en Ucrania Magnox LWR-PWR, AP600 Resistentes a BWR la CANDU EPA proliferación ACR WER/RBMK Gen lI-i- Gen 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Figura 1: Evolución de la Energía Nuclear. De acuerdo a la evolución de los reactores nucleares, la Generación III son los reactores cuya tecnología se encuentra en el estado del arte y se encuentran disponibles para ser construidos en el país que así lo requiere. Por esta razón, el análisis económico que se presenta en este documento contempla inicamente este tipo de reactores, los cuales son: - ABWR (Advanced Boiling Water Reactor de la compañía General Electric) - AP 1000 (Advanced Pressurized Reactor de la compañía Westinghouse) - ACR (Advanced CANDU Reactor de la compañía AECL) - EPR (European Pressurized Reactor de la compañía FRAMATOME)
  12. 12. Las características generales de estos reactores, así como el de las plantas de carbón y gas (ciclo combinado) que se utilizarán en este estudio se muestran en la Tabla 8, en este caso se utilizará una vida útil de 40 años para las plantas nucleares, aún cuando éstas pueden tener una extensión de vida de 20 años más. Esto es una realidad ya que varias centrales en Estados Unidos han solicitado y obtenido la licencia de extensión de vida ante la Comisión Reguladora de Energía Nuclear de Estados Unidos. Generación Eléctrica Mundial Combustoleo 10% Gas Nr L Otras Hidro 2% 17% Figura 2: Distribución porcentual de la producción de electricidad en el 2003 [7]. Para el cálculo del costo total nivelado de generación las cifras que se utilizan se expresan en dólares de septiembre del 2004 y se consideran 4 tasas de descuento: 5%, 8%, 10% y 12%. Actualmente las tasas de descuento para proyectos internacionales se encuentran entre el 5% y el 10%, sin embargo la Secretaría de Hacienda exige que para proyectos en México se emplee una tasa del 12% correspondiente al 10% asignado para México y un extra del 2% de riesgo país. La información técnica y económica relacionada con los reactores anteriormente mencionados, utilizada en el presente informe (salvo que se especifique lo contrarío) fue proporcionada directamente por los fabricantes de los reactores [9]. En el caso de las centrales de gas y de carbón se utilizaron datos proporcionados por CFE [10]. La Tabla 9 muestra los porcentajes de flujos de capital requeridos en cada proyecto y que fueron considerados en este trabajo. La Tabla 10 muestra el costo total nivelado para una tasa de descuento del 5% para las 7 opciones consideradas, 4 diferentes reactores, una planta de carbón y una planta de gas
  13. 13. considerando dos pronósticos del precio del gas a futuro. Las Tablas 11, 12, 13 consideran tasas de descuento del 8,10 y 12% respectivamente. Conceptos Gas Carbón ABWR ACR' AP 1000 EPR Capacidad (MWe) 560 700 1,356 1,506 1,117 1,600 Factor de Planta (%) 80% 75% 90% 95% 90% 91% Usos Propios (%) 3.1% 7.3% 3.1% 6.64% 3.1% 3.1% Costo Unitario de Inversión 450 (US$/kWe) 1,000 1,423 1,090 1,200 1,400 Costos Indirectos (%) 5.3% 12.5% 5.3% 5.3% 5.3% 5.3% Construcción (Años) 2 4 4 5 5 5 Vida Económica (Años) 25 30 40 40 40 40 Eficiencia térmica (%) 5 1.14 37.24 34 34 34 34 Costo del combustible (US$/mmBTU)2 ó (US$/MWh)3 4.44 1.694 6.42 3.60 7.07 9.06 'Se tomó basado en 2 unidades gemelas de 753 MW, conforme a la información del fabricante. 2Los costos en US$/mmBTU corresponden al gas y al carbón, para el caso del gas se uso el pronóstico de precios del DOE el cual es un pronóstico conservador en un horizonte a 25 años, en el caso del carbón el costo incluye el flete. 3Los costos en US$/MWh corresponden al costo nivelado del combustible nuclear previsto por los respectivos proveedores considerando la disposición final del combustible gastado. Tabla 8: Características Técnicas de las Centrales Eléctricas. Años GAS CARBON ABWR ACR AP 1000 EPR -5 30.3% 11.0% 1.8% -4 1.5% 3.0% 28.7% 22.8% 10.1% -3 42.1% 24.3% 20.7% 1 30.7% 39.3% -2 62.0% 43.1% 56.6% 12.7% 23.8% 38.9% -1 38.0% 13.3% 16.2% 7.6% 11.7% 9.9% 100.0% 1 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% Tabla 9: Flujos de Capital por Proyecto.
  14. 14. Tecnología Costo Nivelado (US$/MWh) Inversión Total (MDD) Capacidad (MWe)Total Inversión . Combustible Operación y Mantenimiento Gas 38.45 5.10 30.58 2.77 287.26 560 Carbón 25.89 12.82 8.32 4.75 882.33 700 ABWR 26.55 12.09 6.63 7.83 2256.86 1356 ACR 21.47 9.80 3.86 7.81 2066.21 1506 AP1000 25.76 10.63 7.30 7.83 1634.63 1117 EPR 29.13 12.01 9.35 7.77 2673.77 1600 Tabla 10: Costo nivelado considerando una tasa de descuento del 5%. Tecnología Costo Nivelado (US$/MWh) Inversión Total (MDD) Capacidad (MWe)Total Inversión Combustible Operación y Mantenimiento Gas 40.21 6.86 30.58 2.77 300.80 560 Carbón 1 31.25 18.19 8.32 4.75 942.72 700 ABWR 32.44 17.98 6.63 7.83 2399.27 1356 ACR 26.89 15.22 3.86 7.81 2294.14 1506 AP1000 31.34 16.21 7.30 7.83 1781.94 1117 EPR 35.19 18.07 9.35 7.77 2876.89 1600 Tabla 11: Costo nivelado considerando una tasa de descuento del 8%. Tecnología Costo Nivelado (US$/MWh) Inversión Total (MDD) Capacidad (MWe)Total Inversión Combustible Operación y Mantenimiento Gas 41.51 8.16 30.58 2.77 309.99 560 Carbón 35.34 22.27 8.32 4.75 984.47 700 ABWR 36.87 22.41 6.63 7.83 2497.38 1356 ACR 31.19 19.52 3.86 7.81 2457.49 1506 AP1000 35.68 20.55 7.30 7.83 1886.03 1117 EPR 39.82 22.70 9.35 7.77 3018.41 1600 Tabla 12: Costo nivelado considerando una tasa de descuento del 10%.
  15. 15. Tecnología Costo Nivelado (US$/MWh) Inversión Total (MDD) Capacidad (MWe)Total Inversión Combustible Operación y Mantenimiento Gas 42.91 9.56 30.58 2.77 319.31 560 Carbón 39.78 26.71 8.32 4.75 1027.44 700 ABWR 41.62 27.16 6.63 7.83 2598.06 1356 ACR 36.02 24.35 3.86 7.81 2630.44 1506 AP1000 40.45 25.32 7.30 7.83 1995.06 1117 EPR 44.85 27.74 9.35 7.77 3164.95 1600 Tabla 13: Costo nivelado considerando una tasa de descuento del 12%. La Figura 3 muestra la comparación de costos nivelados para todas las tecnologías consideradas, como puede observarse la energía nuclear es sumamente competitiva aún en el caso extremo de una tasa de descuento del 12%, siendo menor en casi todos los reactores a excepción del EPR, el cual todavía resulta competitivo con el gas aún considerando un costo conservador del gas de 4.44 US$/mmBTU. 50 45 40 35 30 1 25 20 1 15 e 5 o 5% 8% 10% 12% o Gas 38.45 40.21 41.51 42.91 • Carbón 25.89 31.25 35.34 39.78 • ABWR 26.55 32.44 36.87 41.62 • ACR 21.47 26.89 31.19 36.02 AP 1000 25.76 31.34 35.68 40.45 IJEPR 29.13 35.19 39.82 44.85 Figura 3: Costo Nivelado Para Diferentes Tasas de Descuento.
  16. 16. Uno de los principales componentes en la generación eléctrica es el combustible, de tal manera que es importante determinar el impacto en la variación del costo de éste en el costo nivelado de generación. De acuerdo al documento Energy Information Administration de 2004 [11] en los 70's el costo del gas era menor a 2 US$/mmBTU llegando en los 80's a más de 6 US$/mmBTU, durante la crisis del petróleo, a mediados de los 90's su costo era de alrededor de 2.5 US$/mmBTU, en éste tiempo fue cuando se dio la elección en México del ciclo combinado como la principal fuente de crecimiento del sector eléctrico. En los últimos cinco años los costos del gas han exhibido una gran volatilidad llegando hasta 7 US$/mmBTU y se pronostica que en promedio el costo de gas en un horizonte de 25 años será de 4.44 US$/mniBTU, tomando como base éste costo y de acuerdo al comportamiento previo del costo del gas, éste costo podría duplicarse en algún momento pero también podría regresar a su valor inicial de 2.50 US$/mmBTU lo que corresponde a una reducción aproximada del 40%, aunque esto es poco probable. Lo anterior nos da un marco de referencia par considerar una variación de su costo de —40% a 100%. Por otra parte el costo del uranio y del carbón se ha mantenido casi constante durante los últimos 25 años. La Figura 4 muestra los resultados del análisis del impacto que tendría en el costo nivelado la variación del costo de combustible, considerando una tasa de descuento del 12%, un reactor del tipo ABWR y un costo del gas de 4.44 US$ImmBTU. Como puede verse, en el caso de los reactores nucleares se tiene el menor impacto en tanto que para la de gas es donde se observa una mayor sensibilidad del costo nivelado debido a variaciones en el precio del gas. La Tabla 14 muestra los costos del gas y del combustible nuclear para un ABWR que se consideraron en este análisis. 80.00 70.00 60.00 50.00 30.00 , ¡ -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% Gas 30.68 1 36.79 42.91 49.02 55.14 61.26 67.37 73.49 ABWR38.97 40.30 41.62 42.95 44.27 45.60 46.71 48.25 % de variación del costo de combustible Figura 4: Variación del costo nivelado como función del costo del combustible.
  17. 17. Variación del Costo Costo Gas (US$/mmBTU) Combustible Nuclear (US$/MWh) -40 2.66 3.85 -20 3.55 5.14 0 4.44 6.42 20 5.33 7.70 40 6.22 8.99 60 7.10 10.27 80 7.99 11.35 100 8.88 12.84 Tabla 14: Variación del costo del combustible. Discusión y Conclusiones Del análisis aquí presentado se puede observar que las plantas nucleares basadas en reactores de Generación III son económicamente competitivas con las Plantas de Gas (ciclo combinado) an considerando una tasa de descuento del 12%. Las plantas nucleares son proyectos intensivos de capital a diferencia de las plantas de gas cuya construcción es relativamente barata, sin embargo el costo del combustible para las primeras es sumamente estable presentando un impacto mínimo, en tanto que el duplicar el costo del gas significa aumentar en más de un 70% su costo nivelado. La decisión de crecimiento del sector eléctrico se basa en proyectos que minimizan los costos de inversión y operación como se señala en el documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2003-2012. Bajo esta premisa las centrales que operan con gas natural eran la opción más adecuada considerando el costo del gas en 2.50 US$/mmBTU, el cual corresponde a —40% del costo del gas en la Figura 4. A costos mayores a 4 US$/mmBTU la energía nuclear resulta con un costo nivelado menor. Dada esta condición y la alta volatilidad de los costos del gas resulta conveniente considerar a las centrales nucleares como una opción dentro del plan de expansión eléctrica. Los costos de instalación de las centrales nucleares podrían parecer relativamente altos, pero pueden ser amortizados a largo plazo. En cambio, sus costos variables (especialmente el de combustible) son muy reducidos y poco vulnerables frente a fluctuaciones del mercado. Con estas características, las centrales nucleares son óptimas para producir energía de carga base, es decir, funcionando las 24 horas de todos los días del año. La aceptabilidad social es hoy el mayor obstáculo al que se enfrenta la utilización de las centrales nucleares. Este fenómeno es el resultado del desconocimiento general de una tecnología relativamente complicada, el temor a las radiaciones no perceptibles por los sentidos, y a factores políticos poco claros y de distinto connotación en cada país.
  18. 18. Los reactores nucleares considerados en este estudio tienen capacidades mayores a los 1000 MWe por lo que las regiones con necesidades iguales o mayores a esta capacidad podrían ser candidatas a tener una central nuclear. Por otra parte, algunas regiones presentan ventajas para construir una central nuclear como son el de ser una zona geológicamente estable y que pueda proporcionar enfriamiento al reactor de manera natural para evitar el incremento en el costo de la central debido al uso de torres de enfriamiento o el aumento de estructuras para garantizar la integridad de la central en una zona sísmica. Considerando estas ventajas la primera elección serían estados costeros con regiones geológicamente estables. Bajo estas consideraciones, los estados seleccionados serían Sonora y Veracruz. Si consideramos a Sonora como un punto que se utilice como fuente de generación para la región que comprende Chihuahua y Baja California, entonces se requerirían 3760 MWe que podrían ser satisfechos con una Central Nuclear con 3 reactores. En Veracruz se requieren 1020 MWe, si consideramos a Tamaulipas el requerimiento sería de 1620 MWe, de tal suerte que uno o dos reactores podrían satisfacer este requerimiento. Además la Central Laguna Verde en Veracruz ya cuenta con la infraestructura para albergar hasta dos reactores más en el sitio, por lo que en concreto éste podría ser la primera opción para un nuevo reactor nuclear en México. Finalmente, la propuesta de este trabajo es la inclusión de 5 reactores de Generación ifi como parte del plan de Expansión del Sistema Eléctrico Mexicano, con esto se cubrirían 5380 MWe de los 11,800 MWe que se encuentran bajo el rubro de tecnología libre a partir de 2008. La construcción de estos reactores debería empezar en 2006 o 2007 para que se encuentren disponibles en el 2010, que es cuando se prevé que se requerirán. La contratación de estos proyectos deberá ser bajo la modalidad de llave en mano para evitar retrasos en la construcción debido a un sin número de factores fuera del ámbito técnico. De los reactores de Generación III, el ABWR es el único reactor que ha sido construido y operado, 2 unidades entraron en operación en 1996 y 1997 respectivamente y el tercero en 2004, todos en Japón. El primer EPR está siendo construido en Finlandia, y Francia ha anunciado su decisión de construir un EPR. El ACR-700 y el AP 1000 se encuentran licenciados por la NRC y ha habido algunos pronunciamientos por parte de las compañías Dominion y Exelon como sus probables elecciones respectivamente para ser construidos en Estados Unidos. Estos últimos reactores son los que presentan los costos nivelados más bajos, sin embargo no existe una experiencia al respecto. Así la primera opción por experiencia sería el ABWR dado que en México ya existe este tipo de tecnología. Por otra parte, los reactores del tipo de agua presurizada son del tipo que más existen en operación en el mundo, dentro de éstos se encuentran el EPR y el AP 1000. El primero presenta el costo nivelado más alto pero con muchas ventajas tecnológicas y el segundo presenta un costo nivelado bajo pero sin experiencia en su construcción. Finalmente el ACR-700 está basado en el reactor CANDU y presenta el costo nivelado más bajo, pero dado que no existe en México la experiencia en el uso de este tipo de reactor, la absorción de la tecnología sería más complicada. La inclusión de cualquiera de estos reactores como parte del Plan de Expansión Eléctrico Mexicano permitiría la diversificación de fuentes de energía evitando la dependencia que conlleva el uso del gas como principal alternativa de crecimiento.
  19. 19. Referencias International Energy Outlook, DOEIEIA-04804, USA (2004). European Commission, "Green Paper: Towards a European strategy for the security of energy supply", European Communities, Luxembourg, 2001, ISBN92-894-03 19- 5. Prospectiva del Sector Eléctrico 2003-2012, Secretaría de Energía, México (2003). http:/t cic.oi.in . v ()ucCFL intrniacion (ielIeracIoll Economic Evaluation of Bids for Nuclear Power Plants 1999 Edition, Technical Report Series No. 396, International Atomic Energy Agency, Vienna 2000. Nuclear Electricity Generation: What Are the External Costs?, NEA4372, ISBN 92-64- 02153-1, OECD 2003. lan Hore-Lacy, Nuclear Electricity, Seventh edition, Uranium Information Center and World Nuclear Association, 2004. Climate Change and Nuclear Power, IAEA, Vienna, Austria, November 2002. Información proporcionada por los proveedores de los siguientes reactores: • ABWR (Advanced Boiling Water Reactor de la compañía General Electric) • AP 1000 (Advanced Pressurized Reactor de la compañía Westinghouse) • ACR (Advanced CANDU Reactor de la compañía AECL) • EPR (European Pressurized Reactor de la compañía FRAMATOME) Costos y Parámetros de Referencia Para la Formulación de Proyectos de Inversión en el Sector Eléctrico, Comisión Federal de Electricidad, Subdirección de Programación 2001. Energy Information Administration, The Global and Liquefied Natural Gas Market: Status & Outlook, DOE/EIA-0637, 2003.

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