Pontificia Universidad Católica de Chile

El tema de la posible incorporación en Chile, de la generación nuclear no es nuevo. Es así como Endesa en 1970 contrato a la NUS CORP (USA), para hacer un estudio de factibilidad de instalar una planta nuclear de 75 MW en Antofagasta. Donde los resultados fueron negativos, por razones de costo. Luego en 1974 la CCHEN (comisión chilena de energía nuclear) invitó a Endesa para crear una comisión mixta que estudiara un posible plan de generación núcleo-eléctrica en Chile. Posteriormente en 1979 las dos instituciones señaladas anteriormente elaboraron un estudio de pre-factibilidad de la incorporación de centrales Nucleares, dicho estudio estimó que era recomendable aplazar la instalación de una planta nuclear por razones económicas, y volver a hacer nuevos estudios, sino hasta el año 1987. En el periodo de 1980 y 1989 se realizaron nuevos estudio donde se recomendó la instalación de 4 plantas nucleares de 400 MW cada una, sin embargo el bajo precio del carbón, el petróleo y la instalación de nuevas plantas hidroeléctricas postergó nuevamente la decisión por factores económicos. Por último en 1998 la CNE en conjunto con la CCHEN realizaron un nuevo estudio acerca de la factibilidad de instalación de plantas nucleares en los próximos años, nuevamente los resultados fueron negativos desde el punto de vista económico, pero esta vez impulsado por los bajos precios del gas natural.

a) Crecimiento de la Demanda

En Chile la demanda por energía eléctrica crece en estos últimos años a un ritmo elevado lo que se debe principalmente a 4 factores, los cuales son: i) Aumento de la población, ii) Aumento de PIB (producto interno bruto), iii) Intensidad de energía eléctrica por unida de producto bruto y iv) Crecimiento de el porcentaje de electrificación. Este crecimiento en los últimos 15 años en el sistema interconectado central (SIC) se puede ver en la figura 1

De esta se puede ver, que en los últimos 10 años la demanda ha crecido a un ritmo aproximado de 7.5%, y que aun cuando en los últimos años el país se ha visto enfrentados a una crisis económica, el crecimiento del sector no se ha interrumpido.

Considerando este dato histórico, la CNE estima que el SIC tendrá un aumento en los próximos años de aproximadamente un 8%, lo que se puede ver el la siguiente tabla 1, que indica la energía neta consumida hasta el año 2010

Ahora si se hace una proyección de la demanda, hasta el año 2020 con un aumento en el consumo, de un 7.5% en promedio, tenemos la situación que muestra el siguiente grafico:

Por otra parte el SING (sistema interconectado del norte grande) también estima un crecimiento del orden de 8%, como se puede ver en la estimación de la energía demandada por la CNE (tabla 2)

Dadas estas estimaciones se puede inferir que la demanda en el año 2010 a nivel nacional llegará a 86264.8 GWh. Y que la potencia instalada en el SIC deberá ser de 10.576MW, en tanto que en el norte grande de 2569 MW. Ambas cifras representan un poco más del doble de la potencia instalada en la actualidad.

En la actualidad la potencia instalada en el SIC es del orden de los 6800 MW, en tanto que en el SING es de 2600 MW. La primera de ellas se descompone de la forma que lo muestra la figura

Lo que alcanza para cubrir la demanda actual de 4730 MW y 1190 MW (SIC-SING) con una holgura aproximada de 30% y 50% respectivamente. Sin embargo esta holgura no se verá sustentada en el tiempo, dado las tasas de crecimiento de la demanda, explicadas en el punto a), y el plan de obras para los próximos 10 años, esto se puede ver en lo que publicó la CNE, en la tabla 3.

En que para el año 2003 habrán instalados unos 1500 MW adicionales en el SIC, dando un total de 8300 MW, frente a los 6100 MW demandados, lo que representaría una holgura de 36%, sin embargo de estos proyectos, Ralco año a año se posterga su fecha de puesta en marcha y de las otras obras solo la expansión de Nehuenco están en la agenda de las empresas. Por lo que nos hace pensar que el interés de las empresas por expandir su capacidad instalada no se hará efectivo sino hasta que se realice un cambio en el marco regulatorio. En consecuencia todas las centrales proyectadas para el futuro, son necesarias para asegurar el abastecimiento eléctrico y el tamaño de estas está cada vez más cerca del mínimo proyectado para una central nuclear. Sin embargo en la CNE, no se considera como una posible solución puesto que el gas natural es una alternativa barata, y aun así no hay muchos proyectos de las empresas generadoras por esta alternativa, que es mucho más económica que la generación núcleo eléctrica.

Se acuerdo a lo señalado en los puntos anteriores, en la actualidad no es necesario incorporar nuevas centrales en el norte grande, es por esto que este estudio se centrara principalmente en la incorporación de centrales en el SIC. Sin perjuicio de lo anterior, en las proyecciones futuras no tiene mucho sentido hacer tal diferencia, pues ambos sistemas ya estarán supuestamente interconectados, por tal motivo solo resultará relevante estudiar los factores de influencia, para las centrales núcleoeléctricas futuras, para determinar su ubicación óptima, de acuerdo a criterios económicos, como puede ser el tema del pago de peajes.

A continuación se muestra un resumen con las principales características de cada uno de los tipos de centrales existentes en Chile, además de la opción nucleoeléctrica.

Lo mostrado anteriormente, tanto las características como los costos medios son los datos que tienen en cuenta las empresas a la hora de hacer sus estudios, para la instalación de nuevas centrales.

Es un tema muy relevante, puesto que de esto depende el tamaño de las centrales a instalar. Dada la tecnología existente existen los siguientes tipos de reactores:

Grafito-agua (Water-Graphite Option o RBMK): 4 % del total (todos en Rusia)

Puesto que los del tipo PWR, son los más utilizados en el mundo, el estudio se centrará en los costos que tiene este tipo de reactores, pues para un país si experiencia nuclear, consideramos que es pertinente empezar con una tecnología ampliamente utilizada y conocida. Aun cuando el tamaño óptimo de estos reactores es de 900 MW como mínimo, sin embargo el desarrollo tecnológico está permitiendo la fabricación de este tipo de centrales a niveles menores de potencia, los cuales se pueden adaptar al tamaño del sector eléctrico Chileno.

Este reactor utiliza la igual que el anterior el uranio enriquecido como combustible, y su funcionamiento se basa en someter al agua a altas presiones, de manera de poder calentarla hasta unos 600°C sin que esta hierva, para luego pasar por un intercambiador de calor, en el cual esta agua es condensada y enfriada, para volver nuevamente al reactor, sin embargo en el intercambiador de calor, se traspasa el calor a otro circuito de agua (circuito secundario), el cual producto de este calor se transforma en vapor, el cual mueve la turbina del generador.

Hay otro tipo de reactores en desarrollo como son los (NLWR) reactores innovativos de agua liviana, que son versiones compactas de los reactores evolutivos de agua liviana (ELWR). Los NLWR tienen características poco valoradas en mercados establecidos, pero podrían ser interesante en el futuro a la hora de hacer la evaluación para Chile, pues pueden llegar a reducir su tamaño eficiente a niveles de 300 MW, con menores costos de generación, entre 20 y 25 mills/kWh.

Se utilizó el modelo GOL para simular diferentes escenarios, que resultan relevante a la hora de evaluar una posible central nuclear en Chile, no obstante se tiene presente que no es una buena herramienta de simulación cuando se incluye una central Nuclear en el modelo, pues la central evaluada es de 600 MW, la cual representa casi el 10% de la capacidad instalada en el SIC, por lo que en ese escenario optimizar el despacho de acuerdo a la cota del laja se hace insuficiente. En consecuencia la utilización de otro modelo de optimización, como por ejemplo el SDDP sería más representativo de la realidad, sin embargo se eligió el GOL por ser el modelo que utiliza la CNE, para el calculo de los precios.

Para el análisis de los datos de tomará el precio base de la energía, es decir en el nudo de San Isidro. Informado por la autoridad en Abril de 2000, el cual corresponde a 23.67 mills/kwh.

El análisis de los siguientes casos se basa principalmente en los costos medios, pues el costo de inversión de una central nuclear en muy alto como para dejarlo fuera, en consecuencia un análisis marginalista sería insuficiente.

Tipos de Costos	Ciclo Combinado	Nuclear
Inversión	40 %	69.5 %
Operación	15 %	18 %
Combustible	45 %	12.5 %

Por último, se utilizó un factor de planta de 85% para la central simulada. Valor típico de las centrales PWR.

Como se ve, el precio de nudo caería en 16.43%, por lo que se puede concluir que nadie estaría interesado en informar la construcción de una central para aquella fecha, lo anterior quizás no aporte mucho al análisis de la posible instalación de una central nuclear, pues esta caída en el precio se debe principalmente a que estamos incorporando una central muy grande, comparada con la estimación de la demanda.

En esta oportunidad se evaluó que sucedería, si en este momento una central de ciclo combinado, en particular San Isidro fuera remplazada por una central nuclear, de las mismas características que la descrita en el caso 1. Los resultados fueron los siguientes:

De aquí se puede concluir que el precio, bajaría principalmente por existir una sobreoferta de energía, pues estaríamos inyectando 300 MW extras al sistema (pues se toman en cuenta los 300MW de San Isidro, que la sacamos del sistema). En consecuencia, no sería de interés para ninguna de las empresas del sector eléctrico invertir en esta central, pues haría bajar el precio de nudo. Dicho precio interesa que no sea muy bajo, debido que las empresas obtienen ganancias de aquellas centrales que son capaces de producir bajo ese costo y la central nuclear se encontraría sobre ese precio, aun cuando su costo marginal sea más bajo que todas las centrales de ciclo combinado. Pues los costos de inversión son enormes y no se alcanzarían a recuperar en un plazo muy breve. Más aun no estaría despachada siempre, debido a que en ciertas épocas del año basta con el parque hídrico para abastecernos. Diferente es el caso de una central hidráulica como Ralco que de incorporarse al sistema, haría bajar el precio de nudo. Sin embargo esta sería capaz de producir a costos muy por debajo del precio de nudo, por lo que las perdidas provocadas a la empresa a causa de la baja del precio, serían retribuidas con creces por los retornos generados por la central hidráulica.

De acuerdo a las conclusiones anteriores, una central nuclear no tiene cabida en el país mientras el precio de los combustibles fósiles no sufra incrementos de precio. Por esa razón se analizó el escenario en que el Gas Natural sube de precio. Se analizó solamente el Gas Natural, pues corresponde al combustible de este tipo más barato y limpio que existe. Los otros combustibles, tanto el Petróleo como el Carbón no son relevantes para el análisis, por cuanto sus costos de generación son similares a los de una central nuclear, y no pueden competir con esta en cuanto a emisiones de contaminantes (Material particulado, CO₂, CO, NO_x y SO_x), las cuales son fundamentales en el análisis del aumento del parque generador, más aun si en el futuro se incluyera un pago por externalidades.

Los resultados obtenidos ante la variación de los precios del Gas Natural, se muestran en la siguiente tabla:

Variación Precio del Gas Natural %	5	15	25	50
Precio de Nudo	23.8	24.2	24.7	27.7
Variación Precio Nudo %	0.7	2.29	4.23	16.8

De los resultados se puede ver que al aumentar el precio del Gas Natural en un 50 %, el precio de nudo llega casi a los 28 mills/kwh, valor muy cercano a los 30 mills/kwh, de una central nuclear, lo que la haría muy competitiva e incluso necesaria en esas condiciones. Es más, de acuerdo a un estudio de sensibilidad de costos utilizando los datos que aparecen en la Tabla de desagregación de costos, un aumento de un 50% en el precio del Gas Natural, aumenta su costo medio de generación en un 22.5 %, con los que llegaría a costar 25.5 mills/kwh. Ahora, si a eso le agregamos los crecientes costos de inversión y mantenimiento para las plantas de ciclo combinado, producto de una política ambientalista cada día más estricta, estas se acercarán a los costos de una centra nuclear. Produciéndose un escenario en que la generación nucleoeléctrica se hace competitiva e incluso necesaria.

Este tema no es puramente político ni estratégico militar, como se tiende a pensar muchas veces. Sino más bien de resguardos y balances económicos, tal como sucede con los inversionistas que diversifican sus portfolios de acciones. Ya que países con escasos recursos energéticos son sensibles al suministro de energía primaria. En ese sentido si dejamos que la solución energética del futuro sea la instalación de centrales de ciclo combinado a gas natural, no estaremos diversificando nuestra fuentes energéticas y estaremos dependiendo de un recurso temporalmente barato como es el gas natural. Como así mismo estaríamos provocando un desbalance comercial, al comprar indirectamente gran parte de la electricidad a un solo país, como es el caso de Argentina. Debido a lo anteriormente señalado, estaríamos siendo vulnerables a situaciones tales como, un crudo invierno Argentino, una huelga, un cliente destinado a pagar más por el gas (se dice que Brasil estaría dispuesto a pagar a Bolivia el doble del precio que nosotros pagamos por el gas), etc. En definitiva estaríamos en un escenario donde el gas natural podría alcanzar precios mucho más altos que los actuales y tendríamos precios como los calculados en las simulaciones con el modelo GOL, esto en el mejor de los casos en que siguiéramos con suministro, pues un desperfecto en los gaseoductos podría tener grandes consecuencia para el abastecimiento eléctrico, más aun si se combina con un año cuya hidrología sea desfavorable.

Todo lo anterior nos lleva a pensar que diversificar las fuentes energéticas sería conveniente. Y en ese escenario la posibilidad de centrales nucleares parece conveniente, más aun si se tiene en cuenta que con tan solo 65 toneladas de Uranio enriquecido (unos 4 m³) se podría abastecer la demanda anual de energía eléctrica del país. Otra ventaja del recurso Uranio, es que puede ser reciclado el combustible gastado, extendiendo su uso en hasta unas 8 veces más.

Muchos países como Japón, Corea, Francia, Alemania, etc. Han entendido el tema de la dependencia energética y han adoptado la opción nuclear como fuente de energía e incluso muchos de ellos como es el caso de Francia (78.2%), su principal fuente de energía eléctrica es la opción nuclear.

Esta se puede evaluar según el factor de carga de las centrales, el cual corresponde al porcentaje de la máxima energía que puede suministrar la central a la red, dicho factor solo está limitado por los periodos de recarga de combustibles, las contingencias que la obligan a salir del sistema, y los periodos de mantenimiento. Como se puede ver en la figura, el factor de carga ha ido aumentando a lo largo del tiempo, tanto es así que hoy en día está bordeando el 90 %, valor similar a las centrales de ciclo combinado.

Las razones que explican este aumento en el factor de carga, son la disminución de los tiempos de recarga de combustible (ver figura 2) y del factor de capacidad de perdidas.

Este último, representa el porcentaje de la máxima energía de generación que la planta no es capaz de suministrar a la red producto de paradas no programadas o la extensión de las paradas por problemas técnicos. (ver figura).

Como se puede ver el tiempo de recarga de combustible y el factor de perdidas, han ido en continuo descenso, y se piensa que irán mejorando aún más en el futuro. Asegurando una mejor seguridad de servicio de las plantas nucleares.

A pesar del mejoramiento que han tenido las plantas nucleares en cuanto a seguridad de abastecimiento, aún no son capaces de proveer servicios auxiliares, como por ejemplo, regulación de frecuencia y toma de carga; que de alguna u otra forma representan seguridad de servicio, pues se debe resguardar ciertos niveles de tensión y frecuencia en la red eléctrica. Lo anterior se debe a que el óptimo de funcionamiento de dichas centrales se encuentra cercano a la plena carga, y como estas tienen costos marginales bastante baratos están casi siempre despachadas. Por otra parte si no se encontraran a plena carga, estas no son buenas para corregir puntas de potencia. Pues por motivos técnicos (son centrales a vapor) tienen tiempos de respuesta bastante lentos.

Otro tema se la seguridad de servicio, tiene que ver con el tamaño de la central nuclear, en relación al sistema Chileno. Por consiguiente está no puede representar más del 10 % de la capacidad instalada, debido a que cualquier defecto que esta tuviera pondría en riesgo el suministro eléctrico en todo el país. En ese sentido gracias al desarrollo tecnológico, es posible instalar centrales de aproximadamente 600 MW, obteniendo precios competitivos de la energía. Dicho tamaño no representaría riesgo, en el mercado nacional dentro de 10 años más, pues la capacidad instalada para ese entonces en el SIC, tomando en cuenta una tasa de crecimiento del 5 % será de 11.000 MW aproximadamente.

Este es uno de los aspectos más relevantes a considerar puesto que en base a los costos, las empresas generadoras toman sus decisiones de inversión. En ese sentido una central nuclear en el mediano plazo no difiere mucho de los costos de generación con una central a carbón o una de ciclo combinado a gas natural. Sin embargo, el costo de instalación de una central nuclear, es mucho mayor que las otras alternativas señaladas anteriormente, siendo del orden de tres veces mayor.

En cuanto al combustible de las centrales nucleares, es decir el uranio procesado, el costo de un kilo de este bordea los 1500 a 200 dólares, en contraposición a una pocas fracciones de dólares de los combustibles fósiles. No obstante lo anterior, el precio de la energía producido por una planta nuclear es mucho menos susceptible ante las variaciones del precio del uranio, que el precio de la energía producida en la centrales térmicas convencionales, ante una variación en los precios de los combustibles fósiles (se verá en detalle más adelante).

En particular para el tipo de centrales que se habrían de instalar en Chile (PWR) de 600 MW, tienen un costo de instalación de 1700 U$/KWh. Lo que se traduce en un costo total de instalación de 1020 MMU$, que se detallan en la siguiente tabla.

Costos Directos	MMU$	% Del Total
Estructuras y Mejoras	194	19
Planta de Reactor	235	23
Planta de la Turbina	104	10.19
Planta Eléctrica	68	6.65
Planta de Misceláneos	20	2
Sistema Principal de Enfriamiento	21	2.1
Total Costos Directos	*642*	*62.94*

Costos Indirectos
Servicios de Construcción	113	11.8
Oficina Principal de Ingeniería	32	3.1
Servicios de Campo	86	8.425
Total Costos Indirectos	*230*	*22.6*

Total de Costos de Construcción
Costos de Contingencia	57	5.54
Costos de Propietario	90	8.87
Total Costo de Capital	*1020*	*100*

Dicha cifra de 1700 U$/KW instalado, esta con un recargo de un 20%, correspondiente a un sobreprecio con respecto a los 1400 U$/KW que cuesta habitualmente la instalación, dicho sobreprecio es producto de las medidas de refuerzo en seguridad para soportar la actividad sísmica de la zona. En el futuro se proyecta incluso que los precios de instalación bajen a niveles de 1000 U$/KW hacia el año 2010. Sin embargo para este estudio se estimó que los costos de instalación permanecerán constantes.

En cuanto a los costos de generación estos se descomponen de la siguiente manera:

Cabe señalar que del porcentaje correspondiente al combustible sólo el 35 % corresponde al recurso uranio, siendo el enriquecimiento y otros procesos los más costosos. Si se compara con las centrales de ciclo combinado a gas natural, las cuales tiene la siguiente distribución de costos :

En este caso el costo del gas natural representa casi la totalidad del costo del combustible. Por tal motivo este tipo de centrales son muy sensibles a las subidas de precios, a diferencia de las centrales nucleares. Ilustremos esto con un ejemplo:

Supongamos que le precio del gas sube en un 50 % (al igual que en la simulación del modelo GOL) y el uranio sube su precio en la misma cantidad.

generación con gas natural: 0,45 * 0,5 = 0,225 , (es decir sube el costo de generación en

generación nuclear : 0,125 * 0,5 * 0,35 = 0,0219 , (es decir sube el costo de

Lo nos señala que con generación nucleoeléctrica, estamos resguardados a la posible subidas del precio del uranio, tanto así que incluso para que la generación nucleoeléctrica llegara a subir su precio en un 22,5 % como el caso antes citado del gas natural, el recurso uranio tendría que subir su precio en un 515 %. Situación casi improbable si tomamos en cuenta la abundancia de este recurso que es 500 veces más abundante que el oro y tiene una expectativa de duración de 130 años (sin tomar en cuenta que reciclando el plutonio generado por los reactores tendríamos más de mil años de combustible nuclear). A diferencia del gas natural que tiene una perspectiva de duración de 75 años a nivel mundial y de 60 años en Argentina, quien es nuestro principal proveedor de este recurso. Producto de lo anterior se espera una fuerte subida del precio del gas natural hacia el año 2030, como se ve en la figura 3.

Por tanto hacia el año 2020 ya se ve factible la entrada de una central nuclear pues el precio del gas natural se estima que será el doble del registrado en la actualidad.

Uno de los problemas que ha presentado la instalación de centrales nucleares en Chile es que éstas siempre deben estar en funcionamiento, lo que enfrentado a un mercado competitivo como el chileno, en que de existir años con hidrología favorable las centrales hidráulicas proveen casi la totalidad de la energía requerida en ciertas épocas del año. Esto trae como consecuencia que sólo es posible instalar una central nuclear cuando se agote el recurso hidráulico. En ese sentido se puede señalar que en la actualidad existe una capacidad instalada del orden de los 3.800 MW en el SIC , los cuales representan el 30 % del potencial hidráulico existente en Chile, que es de 13.491 MW, de estos, 1.700 MW corresponden a la cuenca del río Baker, el que resulta casi inexplotable por motivos ambientales y técnicos, estos últimos se deben principalmente a la lejanía de los principales centros de consumo, lo que implicaría tener grandes pérdidas en transmisión sino se transmitiera en corriente continua la cual resulta muy costosa e inapropiada para la estabilidad del sistema, dado que no se puede interconectar a subestaciones intermedias producto del alto costo de las estaciones inversoras.

Dado los niveles de crecimiento de la demanda proyectado para los próximos años, en que el año 2020 se prevé una aumento de demanda tal que se necesitará una capacidad instalada cuatro veces mayor que el actual (suponiendo una tasa de crecimiento del 7 %), copándose así la capacidad de generación hidráulica, si ésta se expandiera a la misma tasa.

Ante el escenario anteriormente descrito, en que la capacidad de generación hidráulica está copada, la competencia se generaría dentro de las centrales térmicas ya que algunas de ellas siempre tendrán que estar despachadas, en tal caso las centrales nucleares, que tienen costos marginales del orden de 4 mills/KWh, les permiten estar en la base de las centrales térmicas asegurando su despacho, ya que quienes las siguen en costo son las centrales de ciclo combinado con un costo de 7 mills/KWh las más baratas. Todo lo anterior indica que a partir del año 2020 se hace atractiva la instalación de una central Nuclear en Chile.

Sin perjuicio de lo anterior, si se introdujera un cobro por externalidades de un 25% por emisión de CO2 , estaríamos hablando de un monto de 12,5 US$/Ton. Lo que nos situaría en un escenario en el cual se haría atractiva la instalación de una central nuclear antes de la fecha señalada anteriormente. Este cobro no es algo tan lejano, pues en países de la región como es el caso de Argentina ya se está evaluando.

En términos de competitividad, las centrales nucleares que operan hoy en día son muy competitivas, aunque están sujetas a diversos factores exógenos que aumentan el costo de ellos, tales como:

Estos factores que no son costos directos de la instalación de centrales nucleares afectan a la puesta en marcha de este tipo de proyectos, y son elementos que no se pueden dejar de lado al momento de analizar una posible instalación de estas centrales.

Es uno de los factores técnicos por el cual se pueden comparar distintos sistemas de generación. En este sentido y aunque por causas de desastres en reactores de Pennsylvania y Chernobyl, la generación nuclear se ha visto con malos ojos, técnicamente es mucho más segura y con menos impacto ambiental que sus pares con combustible fósil, esto la hace emocionalmente peligrosa y dañina pero según estudios efectuados es una de las formas más eco sustentable, aspectos como el trasporte de combustible y la cantidad de veces que se debe recargar una central nuclear, respecto de por ejemplo una de petróleo, implica menor riesgo de accidentes marítimos debido a que se necesita una cantidad mucho menor de uranio que de petróleo para una mismo nivel de generación en un año, por otra parte la emisión de partículas de CO₂ por parte de centrales de petróleo o de gas natural empeoran el efecto invernadero, las emisiones de NO_x, SO_x por parte de la generación termoeléctrica son causantes de la lluvia ácida, el aporte de la generación al efecto invernadero es de un 50%, por lo que el análisis de este punto no es trivial, en cambio los desechos de centrales nucleares son reutilizables en un gran porcentaje, el combustible puede ser reciclado sin incurrir en gastos muy costosos, estos además son de muy poco volumen, lo que permite concentrar, confinar y controlar estos desecho en depósitos estables sin riesgo de contaminación.

Si comparamos la realidad de Francia que es un país industrializado y con gran parte de su generación en forma nuclear (4/5), los desechos sólidos de los reactores alcanzan a 20 gr. per cápita, los cuales comparados con los desechos domésticos, orgánicos e industriales los cuales suman 10 toneladas per cápita, de los cuales 100 Kg. son tóxicos.

De lo anterior se desprende la conveniencia real de la utilización de energía nuclear en la generación eléctrica al menos desde un punto de vista medioambiental.

En diversas partes del mundo se está utilizando la alternativa nuclear para la generación, estas centrales nucleares, que por lo general en un comienzo son de propiedad del estado terminan en manos de privados para crear más competencia en los mercados de generación. A continuación veremos el espectro nuclear mundial y analizaremos la experiencia de tres países: Inglaterra, Argentina y Estados Unidos, analizando en cada uno de ellos el tipo de modelo de coordinación (Pool, ISO PX, etc.)

A nivel mundial, y según datos de bp Statistical Review of World Energy, la alternativa nuclear ha ido ganando espacio respecto a las demás tecnologías térmicas (gas, carbón, diesel), tal como lo muestra el gráfico (figura 4). El aumento del consumo eléctrico mundial ha traído una subida en el consumo de gas natural y de energía nuclear, para la primera se espera que se estanque prontamente debido a subidas de precio esperadas debido a su escasez (65 años de reservas), y para la opción nuclear se espera una importante subida en su consumo, sobre todo en Estados Unidos ya que a nivel de gobierno se ha dado un fuerte respaldo para la construcción de centrales nucleares.

Actualmente en el mundo las centrales nucleares proveen el 7 % del consumo mundial de energía (no solo tan solo eléctrica), a diferencia del 63 % que lo proveen las centrales térmicas de vapor y diesel, estudios de reservas y de costos pronostican un fuerte descenso, sobre todo en la segunda mitad de este siglo, de la utilización de estos combustibles sólidos dando espacio a fuentes de energías con menos agentes contaminantes y de menor dependencia internacional, tal como lo es la energía nuclear. En el mundo existen 439 centrales nucleoeléctricas en funcionamiento (principios año 2001), lo que equivale al 17 % de la potencia instalada total, las cuales se encuentran concentradas en países tales como Francia, Estados Unidos. A continuación se muestra un gráfico de países que utilizan centrales nucleares.

En España existen 9 centrales nucleares, que proveen el 32 % de la generación de energía eléctrica, con una potencia instalada de 7.798 MW, el año 2000 suministraron el 28 % de la energía consumida en ese país, recordemos que sus recursos hidráulicos generan sólo el 15 % del total de la energía. En lo referente al mercado de generación, en el que se encuentran inmersas estas centrales nucleares, es un mercado desregulado desde 1998 del tipo ISO-PX donde el funcionamiento de las instalaciones de producción de electricidad es el resultado de la "casación" de las ofertas y demandas de energía eléctrica que se lleva a cabo en el mercado de producción gestionado por la "Compañía Operadora del Mercado". En él, las empresas productoras comunican cada día libremente la cantidad y precio a los que están dispuestas a vender la electricidad de sus instalaciones en cada una de las 24 horas del día siguiente. Una vez recibidas las ofertas de todos los productores, se determina, para cada hora, la entrada en funcionamiento de las instalaciones en función del precio al que hayan ofertado su energía (dando prioridad de manera sucesiva a las que ofrecen la electricidad más barata), hasta cubrir la totalidad de la demanda prevista. Las instalaciones que ofrecen su electricidad a un precio superior al de la última instalación cuyo funcionamiento haya sido necesario para atender la demanda en ese período no son seleccionadas para funcionar. En cada período horario, el precio al que se paga la energía de todas las unidades que han funcionado es igual al de la oferta de venta de electricidad que haya sido realizada por la última unidad cuya selección haya resultado necesaria para atender la demanda prevista. Los bajos costes variables de producción de la energía eléctrica producida por las centrales nucleares han permitido que, en este marco, éstas hayan mantenido su funcionamiento continuo a la potencia máxima permitida. Su producción únicamente se ha visto alterada por las limitaciones técnicas impuestas por sus especificaciones de funcionamiento o las incidencias que han podido suceder logrando un factor de carga igual al 89,3 % y un factor de operación del 91,7 %. El precio marginal del año 2000 osciló entre los 13,2 mills US$/KWh y los 59,6 mills US$/KWh, estando las centrales nucleares con un precio de 15 mills US$/KWh.

En Argentina existen 2 centrales nucleares en funcionamiento, con una potencia instalada de 1005 MW y un factor de carga de 80,72 %, el sistema de coordinación es de tipo Pool y el despacho de carga es llevado a cabo por la Cámara Argentina del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA), que es una organización privada sin fines de lucro, y es la encargada de organizar el suministro para satisfacer la demanda a un costo mínimo compatible con el volumen y la calidad de la energía disponible. El despacho considera la variación de la demanda a fin de seleccionar la entrada y salida horaria de los diferentes generadores, basándose en un orden de prioridad que tiene en cuenta el costo marginal de generación y los factores de nodo. El ranking del costo marginal está basado en los precios de los combustibles declarados por los generadores térmicos que abarcan desde 3,94 mills US$/KWh, seguido por la central Atucha I con 5,6 mills US$/KWh, correspondiente al reactor de la central nuclear de Embalse hasta 17,5 mills US$/KWh para la central térmica menos eficiente. En el siguiente gráfico se puede apreciar los primeros 20 los primeros 20 equipos térmicos de ese orden de mérito de despacho y los valores de su costo marginal en el Nodo Mercado en $/MWh. Como las centrales nucleares están en primer lugar del ranking de las centrales térmicas siempre están despachadas.

El sistema eléctrico de Inglaterra se privatizó entre los años 1990 y 1994. A diferencia de privatizaciones anteriores en el Reino Unido, la industria fue radicalmente reestructurada antes de la privatización, para promover la competencia de manera explícita. En particular, la generación fue separada de la transmisión y se desarrolló un sistema de mercado conocido como el "Pool".

La empresa estatal de generación y transmisión, "The Central Electricity Generating Board (CEGB)", fue separada en dos componentes, generación y transmisión. En sus inicios, el sector generación quedó dividido en las siguientes compañías: National Power, con un 46 % de la generación, PowerGen, con un 29 %, Nuclear Electric, con un 13 %, otros, con un 13 %. Entre estos se cuenta a Scottish Power y Hydro-Electric.

Se privatizaron las empresas nucleares con el objetivo de introducir más competencia en el mercado y permitir que las fuerzas del mercado determinaran el futuro de la industria de la generación nuclear en ese país. Estas privatizaciones del sector nuclear significaron importantes reestructuraciones al interior de las empresas, la creación de nuevas entidades legales, la renegociación y la firma de nuevos contratos.

El paso más reciente en la historia de la energía en le Reino Unido se dio en Junio de 1998 con la fusión de las empresas Scottish Nuclear y Nuclear Electric para formar una única empresa llamada British Energy Generation Limited.

Actualmente existen 35 centrales nucleares con una participación del 28 % y un factor de carga del 76,04 %, estas plantas tiene la particularidad que 14 de ellas son del tipo AGR, 20 del tipo MGUNGG y sólo una PWR, esto hace que Inglaterra esté con el mayor porcentaje de parque nucleoeléctrico de última generación, por ende estas centrales son más económicas, seguras y eficientes lo que las hace mas competitivas, igual que en caso anteriores logrando precios similares a las de ciclos combinados.

Al igual que en los antes citados mercados desregulados, ya sean POOL o ISO – PX, las centrales nucleares tienen bajos costos marginales, a veces si la central está bien administrada y es proveída de combustible a buen precio, puede lograr precios más bajos que las centrales de ciclos combinados. La gran ventaja es la estabilidad en los precios de generación ya que el precio del uranio es muy estable y casi igual en todo el planeta, esto ha llevado, y sobre todo el problema que produjo la subida del gas natural en el mercado de California, a que la autoridad vea la opción nuclear como una alternativa de energía para el siglo XXI.

La energía nuclear en Estados Unidos provee el 20 % de toda la generación y más del 40 % en estados del Noreste, el Sur y el medio oeste. Esta tuvo una fuerte expansión en la década del 80, aun cuando estaba muy latente la experiencia de Three Mile Island en 1979, y se impusieron una serie de restricciones de seguridad y una fuerte regulación en la nuevas centrales que entraran en funcionamiento. Durante el año pasado estuvieron en funcionamiento el 90 % del tiempo, estas centrales son reguladas por el NRC (Nuclear Regulatory Commiccion) la cual realiza una rigurosa vigilancia en la operación y calidad de servicio de estas plantas, con inspectores full time en cada planta, que han comprobado un alto grado de satisfacción en su funcionamiento. Actualmente la NCR reconoce tres plantas nucleares estandarizadas, con su respectivas reglas de impuestos, investigaciones de terreno, construcción y operación, dentro de ellas además reconoce 6 distintos tipos de reactores y sus estándares de funcionamiento, luego de este año hay un incentivo por ingresar nuevas tecnologías en reactores, por ejemplo los enfriados con gas o los llamados Peabbles bed, los cuales tienen un funcionamiento más económico y seguro que los comunes PWR. Durante el mes de Mayo del 2001, el grupo NEPD recomendó al Presidente y al Departamento de Energía acoger la expansión de la energía nuclear, como un componente mayor en su política nacional de energía, a continuación algunas pautas propuestas :

- Estimular la NRC para asegurar la protección ambiental como primera prioridad para enviar nuevas licencias de nuevos avances tecnológicos en reactores nucleares.

- Estimular para estables nuevas licencias menos estrictas para la entrada en funcionamiento de centrales nucleares.

- Proveer de una legislación clara, para que no existan sobre impuestos como parte de las transacciones.

Al extender la cantidad de plantas nucleares, se proveerá de energía poco contaminante, una independencia energética de los combustibles fósiles con precios oscilantes y económicamente competitiva, ajustándose a la liberación de mercado retail en 25 estados, salvaguardando su operación para que no vuelva a ocurrir la crisis de California, la cual por una combinación de factores tanto de falta de energía para suplir la gran demanda, subida del gas natural, sequías etc. se llegó a tal extremo en un mercado que bajo circunstancias normales se comportaba de muy buena manera logrando bajar los precios en generación. En este sentido las centrales nucleares aparecen como una opción económicamente muy atractiva debido a su bajo precio y gracias a eso poder estar siempre en funcionamiento y recuperar pronto su fuerte inversión original, durante la década pasada los costos de centrales nucleares eran tan competitivos como los de carbón , que en EEUU tiene una fuerte industria, logrando eficiencias de hasta el 50 %, bajos contaminantes y precios muy atractivos, en el gráfico (figura 5) se puede apreciar la competitividad de la opción nuclear en el mercado generador estadounidense

Cabe hacer notar que mientras las centrales nucleares no estén despachadas pueden seguir funcionando gracias a su bajo costo de generación y proveer servicios externos como la generación de hidrógeno a partir de la electrólisis, combustible del futuro tanto para la industria automotriz como para la generación (celdas de combustible).

Para el año 2020 Chile se encontrará en condiciones de necesitar una central nuclear, por las siguientes razones:

· La demanda eléctrica, será lo suficientemente grande como para colocar en el sistema una central nuclear que aporte 600 MW

· El recurso hidráulico ya estará copado, de tal forma que será necesaria la incorporación de nuevas centrales térmicas, dentro de las cuales la opción nucleoeléctrica es competitiva ante un escenario de precios altos de gas natural.

· La disminución de los costos de instalación de este tipo de centrales, producto de los avances tecnológicos, permitiría que esta opción sea cada vez más rentable.

· La energía nuclear es una tecnología madura y segura para suministrar electricidad, con mayor disponibilidad de recursos naturales y consecuencia más tolerables para el medioambiente.

· Este tipo de centrales permitirá a Chile diversificar sus fuentes energética, de tal forma que haría disminuir la dependencia energética de recursos fósiles con alta volatilidad en precios.

· Los altos índices de contaminación, harán que se busquen alternativas más limpias en cuanto a emisiones de gases y partículas contaminantes del medioambiente, sobretodo en regiones como la metropolitana que ya presentan niveles críticos de contaminación. Por tales razones la opción nuclear se presenta con importantes ventajas sobre el resto de las centrales térmicas, mientras no se desarrollen nuevas tecnologías menos contaminante para la generación eléctrica a precios competitivos, como es el caso de las Celdas de combustible, Paneles solares, Centrales geotérmicas (Chile presenta uno de los mayores potenciales a nivel mundial), Centrales Heliotérmicas y tantas otras.

· Debido a la alta confiabilidad y bajos costos de generación que presentan estas centrales, se insertan de manera exitosa en mercados competitivos, sea cual sea el tipo de coordinador que exista (POOL o ISO-PX), de manera que seguirán siendo una opción, aun cuando se apruebe el nuevo proyecto de la ley eléctrica.

· Se espera que hacia el año 2020 la población esté más informada acerca de las ventajas y beneficios de la energía nuclear, de tal manera que la opinión publica no se oponga tan tenazmente a este tipo de centrales, pues en la actualidad es una de las principales razones que no hacen viable estos proyectos. Lo anterior se debe a que los desastres de Chernobyl y Three Mile Island, aun están en la memoria colectiva.

Fecha de entrada		Obra	Potencia (MW)
Mes	Año	Obra	Potencia (MW)
Abril	2000	Central a Gas Natural TalTal Ciclo Abierto( taltal-ca)	240
Octubre	2002	Central a Gas Natural TalTal Ciclo Combinado( taltal-ca)	360
Abril	2003	Central a gas ciclo combinado(cc01)	332,4
Julio	2003	Central Ralco ( ral)	570
Abril	2004	Central a gas ciclo combinado(cc02)	332,4
Abril	2005	Central a gas ciclo combinado(cc03)	332,4
Abril	2006	Línea de Interconexión SIC-SING	250
Enero	2007	Central a gas ciclo combinado(cc04)	332,4
Abril	2007	Central a gas ciclo combinado(cc05)	332,4
Enero	2008	Central a gas ciclo combinado(cc06)	332,4
Abril	2008	Central a gas ciclo combinado(cc07)	332,4
Abril	2009	Central a gas ciclo combinado(cc08)	332,4

Tipo de Central	Costos Medios [mills/Kwh]
Hidráulica de Embalse	18.7
Hidráulica de Pasada	20.1
Ciclo Combinado	20.8
Carbon	36.0
Diesel	67.1
Nuclear	36.8

	Caso 1
Precio mills/kwh	19.78
Variación %	-16.43

	Caso 2
Precio mills/kwh	18.48
Variación %	-22

a) Crecimiento de la Demanda

Obra

Carbón

Hidroeléctrica

Nucleoeléctrica

Costos Directos

Total Costos Directos

Costos Indirectos

Total Costos Indirectos

Total de Costos de Construcción

Total Costo de Capital