José Da Silva, Armando Ferreira, Ana Neira, Guillermo Matas, Mariela Brandt

Este trabajo resume los resultados de la evaluación técnica, financiera y económica de una planta de generación de electricidad para el área oriental de Venezuela, que usaría coque de petróleo como combustible. Se consideraron tres alternativas tecnológicas para seleccionar la mejor opción: coque de petróleo pulverizado en calderas convencionales, calderas de lecho fluidizado presurizado y planta de ciclo combinado con gasificación integrada. La evaluación de las alternativas se realizó considerando tres aspectos: en primer lugar evaluación técnica, en la cual se comparan sus características; en segundo lugar evaluación financiera y finalmente, evaluación económica del impacto ambiental considerando los costos y beneficios ambientales del proyecto en los siguientes aspectos: manejo del CO2 y de las cenizas y sustitución de plantas con mayores emisiones y menores eficiencias energéticas. Los resultados indican que la tecnología que mejor se adapta a los criterios evaluados es la gasificación de coque de petróleo integrada a un ciclo combinado, sin embargo, este resultado es muy sensible a los montos de la inversión y a los costos del coque. En conclusión, un proyecto para valorizar el coque de petróleo generado por las refinerías venezolanas que procesan petróleo pesado es factible y genera beneficios para el promotor del proyecto, las industrias del área oriental y para la sociedad venezolana.

Palabras clave: Coque, Generación, Evaluación económica, Impacto ambiental, Evaluación técnica.

This paper shows the results of the technical, financial and economic evaluation of an electric generation plant for Eastern Venezuela which uses petcoke fuel. Three technological alternatives were considered for comparison: petcoke pulverized in conventional boilers, pressurized fluidized bed boilers and an integrated gasification combined cycle. The evaluation was made considering three criteria: technical evaluation, financial evaluation and finally, environmental impact evaluation which considered environmental costs and benefits of the project insofar as CO2 and ashes handling and the replacement of plants with larger emissions and lower energy efficiencies. Results indicate that the best technology is the petcoke gasification integrated to a combined cycle; nevertheless, this result is very dependant on the amounts invested and the market costs of petcoke. In conclusion, a project to make effective use of the petcoke generated by Venezuelan refineries that process heavy petroleum is feasible and generates benefits for the promoter of the project, the industries of the Eastern area of the country and for Venezuelan society.

Este trabajo resume los resultados de un esfuerzo de investigación y evaluación realizado desde los puntos de vista técnico, financiero y económico, para determinar la factibilidad de la instalación de una planta de generación eléctrica, usando como energía primaria el coque de petróleo que se obtiene como subproducto de los procesos de mejoramiento y refinación del petróleo pesado (densidad menor a 22° API) en las refinerías venezolanas. La planta termoeléctrica estaría ubicada en la zona oriental de Venezuela, cercana a los desarrollos de procesamiento de crudo del estado Anzoátegui.

El hecho de ser un subproducto de la refinación de petróleo, con alto poder calorífico y bajo contenido de cenizas, que permite bajos costos de transporte, hace del coque de petróleo un combustible menos costoso que el carbón y otros combustibles líquidos. Desde el punto de vista ambiental, el alto contenido de azufre y metales tienden a hacerlo un combustible poco atractivo. Sin embargo, su disponibilidad creciente y los precios en declive son aspectos a considerar para su selección como energía primaría de plantas de generación nuevas (Narula, 2004; Amick et al. 2001).

El coque de petróleo es un subproducto residual del proceso de mejorar y refinar petróleo pesado y extra pesado en los llamados procesos de conversión profunda (Delayed, Fluid y Flexi coker). La producción mundial de coque ha crecido un promedio de 4% interanual en los últimos 10 años y se estima que esta tendencia se mantendrá. Venezuela tiene una producción actual de aproximadamente 12.000 toneladas diarias (colocadas en el mercado de generación de electricidad en EE. UU. y de producción de ánodos de carbón para la reducción de aluminio), que representa aproximadamente el 6% del coque producido a nivel mundial y se estima que esta producción aumentará en el corto plazo.

En Venezuela, el coque se produce en el Complejo Refinador de Paraguaná (Cardón y Amuay) y en los Complejos Mejoradores de Crudo de Petrozuata, Cerro Negro, Sincor y Hamaca (Jose, Estado Anzoátegui). La tabla 1, resume las características predominantes del coque de petróleo producido en Venezuela (Inelectra, 2001).

En general, en el mundo de la refinación de petróleo se estima que el uso de petróleos pesados aumentará. Para adecuarse a esta situación es necesaria la modificación de los patrones de refinación, lo cual con seguridad aumentará la producción de coque a nivel mundial. El hecho de que el coque sea un subproducto de la refinación, implica que el mismo se obtendrá sin importar su precio en el mercado, por lo cual se estima que el precio bajará de los niveles actuales, haciendo al coque un combustible muy atractivo.

Para desarrollar el presente trabajo se evaluaron las alternativas tecnológicas disponibles para generar electricidad en una planta térmica a partir del coque de petróleo. Se consideraron tres, a saber: coque de petróleo pulverizado (CPP) en calderas convencionales, calderas de lecho fluidizado presurizado (LFP) y planta de ciclo combinado con gasificación integrada (CCGI).

La evaluación de las alternativas se realizó considerando tres aspectos: en primer lugar la evaluación técnica, en la cual se comparan las características de cada una (flexibilidad, eficiencia, confiabilidad, constructibilidad, requerimientos de servicios e insumos); en segundo lugar la evaluación financiera, estimando los costos de inversión, operación y mantenimiento, así como la capacidad de la planta de generar ingresos; y finalmente la evaluación económica del impacto ambiental de cada opción (análisis de costos eficientes) considerando los costos y beneficios ambientales del proyecto, en los siguientes aspectos: manejo del CO₂ y de las cenizas y sustitución de plantas con mayores emisiones y menores eficiencias energéticas.

Como parte de la evaluación técnica, se desarrolló la ingeniería conceptual de cada una de las opciones y se evaluaron las posibles sinergias con las plantas industriales cercanas (vapor, electricidad, gas combustible, oxigeno, nitrógeno, hidrógeno, CO₂, etc.).

EL NEGOCIO

Se prevé que la planta termoeléctrica operará en un complejo industrial petrolero (CIP) asociado al sector de mejoramiento y refinación de petróleo, compuesto por tres empresas. Este complejo tendrá la capacidad de procesar 500.000 barriles por día (BPD) de petróleo y 1.500 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas natural.

Se estima que la demanda promedio del CIP sea de 250 MW, con máximos de 280 MW. El suministro eléctrico del CIP provendrá inicialmente del Sistema Interconectado Nacional (SIN), proporcionando una confiabilidad y calidad de onda adecuada para los requerimientos de las instalaciones que allí operen.

Se asume que el CIP estaría dispuesto a evaluar una propuesta que le ofrezca mejoras en el suministro eléctrico, ya sea en la calidad del servicio o en el costo total de la energía (CDE). El negocio se plantearía tomando como base un contrato de venta de potencia y energía (PPA) y un contrato de suministro de coque de petróleo (FSA).

FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA DE VENEZUELA

Venezuela dispone de varias fuentes de energía primaría y secundaría. Algunas características de éstas se resumen en las tablas 2 y 3 que se presentan a continuación (Ministerio de Energía y Minas de Venezuela, 2002; Energy Information Administration, 2004; National Energy Technology Laboratory, 2004).

Tabla 2. Reserva y producción.

Fuente: Petróleo y otros datos estadísticos 2002, Ministerio de Energía y Minas.

Tabla 3. Precio y tendencia.

Fuentes: Cálculos propios en base a información de precios y producción en Venezuela. La tendencia en la producción corresponde a los planes de Venezuela, la tendencia en los precios corresponde a lo reflejado en los últimos 3 años en Estados Unidos.

Fecha de referencia: diciembre de 2003

Como se puede observar en la tabla 3, el coque de petróleo es un combustible con un bajo costo por unidad energética y, tomando como base las tendencias observadas tanto en Venezuela como en el mundo, el mismo es un combustible que debe ser evaluado como energía primaría para plantas de generación térmicas.

El uso de coque de petróleo le permitirá a Venezuela «liberar» combustibles más costosos, que actualmente se están utilizando en las plantas térmicas del país, las cuales se basan en el uso de combustibles gaseosos y líquidos y presentan bajas eficiencias energéticas. Lo anterior permitirá que estos combustibles sean colocados en el mercado internacional de energéticos, asegurando para Venezuela un valor mayor por los mismos.

PLANTA TERMOELÉCTRICA DEL COMPLEJO INDUSTRIAL PETROLERO (PTECIP)

Como resultado del análisis planteado en las secciones 2 y 3, se concluyó que una planta eléctrica usando coque de petróleo como combustible puede ser un buen negocio para todos los involucrados (CIP, SIN, Venezuela, inversionistas, financistas, etc.), por lo cual se procedió a la evaluación del proyecto.

El planteamiento del problema se basó en las siguientes premisas y asunciones:

1. El tamaño de la planta será el adecuado para suministrar al menos la potencia requerida por el CIP, considerando un factor de carga de 90%.

2. La planta tendrá un contrato de venta de potencia (PPA) por 250 MW con el CIP.

3. La planta tendrá un contrato de suministro de coque de petróleo (FSA) por la cantidad de toneladas diarias requeridas por ésta.

4. El sitio de construcción de la planta será en el CIP al oeste de las plantas de proceso.

5. El agua requerida por la planta debe provenir del mar o de río cercano.

6. La planta estará interconectada con el SIN.

7. La disponibilidad de la planta debe ser al menos 92%.

8. La planta tendrá un contrato de compra/venta de energía y potencia con el SIN.

9. Los subproductos (vapor, agua, CO2, cenizas, etc.) serán comercializados por la planta.

10. La planta debe cumplir con los requerimientos indicados en la Ley Penal del Ambiente y lo indicado en las Guías del Banco Mundial sobre protección ambiental.

Con estos parámetros se dimensionaron las plantas, equipos mayores, sistemas y se calcularon de forma preliminar los requerimientos de insumos y servicios, así como los productos de la planta, sus emisiones, efluentes y desechos sólidos.

DESCRIPCIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN

Las alternativas evaluadas están en capacidad de utilizar una gran variedad de tipos de coque y mezclas con carbón. Sin embargo, el diseño de la caldera y los servicios auxiliares (manejo de coque, efluentes, emisiones y desechos sólidos) deben ser optimizados en función de los contenidos de humedad, ceniza y azufre de estos combustibles. En esta etapa del trabajo se usaron diseños típicos y no adaptados al tipo de coque disponible en el área.

COQUE DE PETRÓLEO PULVERIZADO (CPP)

En función de los requerimientos del servicio que prestará, se prediseñó una Planta con capacidad para suministrar 300 MW a la red. La planta estará constituida por una caldera supercrítica de un solo paso («once-through»), con una temperatura en el sobrecalentador aproximadamente 540 °C y presión de salida de 260 bar. El vapor pasará a través de una turbina de tres niveles de presión (260, 160 y 90 bar), que estará acoplada a un generador de 315 MVA (tabla 4).

Tabla 4. Características de la planta (CCP).

El proceso de combustión produce altos niveles de emisiones sólidas y gaseosas, las cuales deben ser controladas por mecanismos de limpieza que deben ser instalados en las vías de escape de la combustión.

Las emisiones de NO_x serán controladas en el proceso de combustión utilizando quemadores especiales (low NO_x) y mediante la reducción del NO_x de los gases de escape con amoníaco (SCR). Por otro lado, las emisiones SO_x se controlarán mediante procesos de desulfurización (FGD, dry scrubber).

Los efluentes industriales y de servicios serán tratados de acuerdo a los requerimientos de la regulación vigente antes de disponer el agua a su fuente original.

Las partículas sólidas serán removidas de los gases de escape mediante precipitadores electrostáticos. Los desechos sólidos, cenizas, lodos y partículas sólidas, serán almacenados para ser tratados en una facilidad auxiliar con el objetivo de enviar el material a una planta de cemento cercana, para usarlo como agregado. El uso de piedra caliza en el proceso generará una mayor cantidad de cenizas y desechos sólidos que deberán ser dispuestos en rellenos adecuados para tal fin

Los desechos sólidos: cenizas, lodos y partículas sólidas, serán almacenados para ser tratados en una facilidad auxiliar con el objetivo de enviar el material a una planta de cemento cercana.

LECHO FLUIDIZADO PRESURIZADO (LFP)

La planta de lecho fluidizado consta de una caldera adaptada a presiones y temperaturas subcríticas (565 C – 180 bar) para la producción de vapor, el cual se utiliza en un turbogenerador convencional para generar electricidad. Básicamente, este tipo de tecnología difiere del ciclo de coque pulverizado por el hecho de no requerir de los sistemas de desulfurización en los gases de escape. La captura de los componentes de azufre (SO_x) se lleva a cabo durante el proceso de combustión mediante la inyección de piedra caliza en la caldera, lo que genera una cantidad importante de desechos sólidos.

El prediseño de la planta LFP con una capacidad de 300 MW, consiste en una caldera de lecho fluidizado circulante presurizada, la cual presenta el mejor desempeño desde el punto de vista del control de emisiones y eficiencia de la combustión. El vapor generado por la caldera tendrá una temperatura de 560°C a una presión de 180 bar. El vapor pasará a través de una turbina de tres niveles de presión (180, 90 y 45 bar), que estará acoplada a un generador de 315 MVA (tabla 5).

Tabla 5. Características de la planta (LFP).

CICLO COMBINADO CON GASIFICACIÓN INTEGRADA (CCGI)

El ciclo combinado con gasificación integra la gasificación del coque de petróleo a un grupo de turbinas de gas y turbinas de vapor para producir energía eléctrica.

En el presente trabajo se prediseñó una planta CCGI con capacidad para generar 500 MW (3 x 175 MW). Este valor es superior al de las otras dos opciones consideradas, la razón principal está asociada a la economía de escala en los gasificadores y la posibilidad de vender energía al SIN (tabla 6). La planta constará de dos gasificadores de lecho movible (uno por turbina de gas) con capacidad para producir 200 MMPCD de gas de síntesis cada uno. Cada tren de gasificación constará de un gasificador, un sistema de ciclones que captura las partículas gruesas arrastradas por los gases, con recirculación a la cámara de gasificación, un enfriador de gases, un filtro para remoción del azufre contenido en los gases, una turbina con combustor de gas que comprime aire para la gasificación y genera energía eléctrica, una caldera de recuperación de calor de los gases de escape que genera vapor y una turbina de vapor para generación de energía eléctrica. Tanto en el enfriador de gases como en el gasificador, también se genera vapor para la turbina.

Tabla 6. Características de la planta (CCGI).

Una de las principales ventajas de la tecnología CCGI es la capacidad para reducir las emisiones atmosféricas dentro del mismo proceso. Existe una gran variedad de procesos para la limpieza de los gases, los cuales pueden ser aplicados para remover y capturar el azufre, el amoníaco y otras substancias indeseables que pueden encontrarse en los gases que son producto de la gasificación del coque. La limpieza de estos gases no sólo es necesaria para mitigar la contaminación ambiental, sino también para proteger la turbina de gas, para tal fin se instalará una planta Claus la cual removerá el azufre del gas de síntesis.

Los requerimientos de agua son menos de la mitad de los que requiere un proceso convencional con carbón, para la misma capacidad. La razón de esta disminución en el consumo de agua es debida a que solamente una tercera parte de la energía eléctrica es producida por la turbina de vapor.

Los efluentes industriales y de servicios serán tratados de acuerdo a los requerimientos de la regulación vigente antes de disponer el agua a su fuente original.

Los desechos sólidos: cenizas, lodos y partículas sólidas, serán almacenados para ser tratados en una planta auxiliar con el objetivo de enviar el material a una planta de cemento cercana.

REQUERIMIENTOS DE CONTROL DE IMPACTO AMBIENTAL

Las concentraciones de las emisiones contaminantes a la atmósfera, contenidas en los gases de combustión en las plantas de generación eléctrica que utilizan coque de petróleo, dependen del proceso, de las prácticas operacionales, así como también de las cantidades de compuestos que originan dichos contaminantes y que se encuentran presentes en el combustible. En la conversión de dichos combustibles, las emisiones más considerables, aparte del dióxido de carbono y el vapor de agua, son las partículas sólidas, el dióxido de azufre (SO₂) y los óxidos de nitrógeno (NO_x). Existen otros contaminantes incluyendo hidrocarburos, amoníaco y trazas de metales, pero las cantidades son más pequeñas aunque no despreciables desde el punto de vista ambiental. El comportamiento ambiental de las opciones presentadas anteriormente, involucra efectos en los diferentes componentes del medio físico y socioeconómico, los cuales están regulados por las normativas locales y/o internacionales.

REQUERIMIENTOS

En el caso venezolano, las emisiones al medio ambiente en las instalaciones generadoras de electricidad están reguladas por el Decreto Nº 638 (Gaceta Oficial, 1995), de acuerdo a los niveles presentados en la tabla 7. Adicionalmente, en esta tabla se incluyen los requerimientos de emisiones establecidos por el Banco Mundial, los cuales son utilizados por instituciones financieras para considerar el financiamiento del desarrollo de nuevos proyectos. Tal como se indica en la tabla 7 los esfuerzos en el control de emisiones se deben concentrar en la mitigación de los óxidos de azufre (SO_x), óxidos de nitrógeno (NO_x) y las partículas sólidas.

Tabla 7. Emisiones a la atmósfera

Notas: tpd: toneladas por día. mg/Nm3: miligramos por metro cúbico de aire a condiciones normales de 1 atmósfera y 0 °C. MWe: Capacidad de la planta en megavatios eléctricos. mg/m3: miligramos por metro cúbico de aire a condiciones normales de 1 atmósfera y 25 °C.

Para cada una de las plantas propuestas se conceptualizaron los sistemas necesarios para alcanzar los requerimientos de la norma venezolana.

REMOCIÓN, CAPTURA Y MANEJO DE CO₂

El comportamiento actual del clima a nivel mundial, indica que cambios inducidos por el hombre están incidiendo sobre el clima en tal magnitud, que se requieren acciones preventivas, tales como limitar las concentraciones de los gases que producen el efecto invernadero. El dióxido de carbono (CO₂) es el principal gas promotor del efecto invernadero, siendo las emisiones de este gas provenientes de la combustión de los combustibles fósiles, la fuente más importante de producción de dióxido de carbono. Globalmente la generación de potencia eléctrica es responsable del 30% de las emisiones de CO₂ a la atmósfera.

Estudios basados en tecnologías probadas, indican que la captura y el almacenamiento permanente del CO₂ proveniente de la combustión de combustibles fósiles podría ser una opción, para lograr la reducción de las emisiones.

La eliminación de CO₂ de los gases de salida de las plantas de generación puede ser lograda utilizando diversos procesos (EPRI, 2000, David et al. 2000) tales como:

- Procesos que utilizan solventes químicos: Amina (MEA).

- Procesos que utilizan solventes físicos: Selexol, Rectisol, Purisol.

- Otros procesos.

Una vez que el CO₂ es removido, debe ser dispuesto o utilizado de forma adecuada, lo cual involucra el secado y la compresión del mismo, transmisión por tuberías y disposición o uso final. Las opciones pueden ser: inyección en acuíferos, reservorios, cavernas, reservas de carbón con lechos de metano para recuperar el CH₄ o la inyección para la recuperación terciaria de petróleo (EOR).

En el caso de la tecnología CPP, los gases de combustión se encuentran a una presión cercana a la atmosférica y la composición de CO₂ se ubica en valores comprendidos entre 4 y 14% (porcentaje molar), con lo que la presión parcial del CO₂ se ubica entre 0,5 y 2 psia. Para este valor de presión parcial de CO₂ el proceso más adecuado para la remoción de los gases de combustión es la tecnología que emplea la absorción química y en especial el proceso que utiliza aminas (MEA).

Los procesos de remoción que emplean solventes físicos son recomendables a presiones parciales del CO₂ por encima de 50 psia. Esta condición de operación se consigue en la tecnología de generación CCGI cuando el gas de síntesis a la salida del gasificador es sometido al proceso denominado «water-gas shift» donde el CO reacciona con el vapor para formar CO₂ e H₂, resultando en un alto valor de presión parcial de CO₂ con lo que se hace factible la utilización de solventes físicos (Selexol) para la remoción de CO₂. Las tecnologías de remoción de CO₂ con solventes físicos son menos intensivas en el uso de energía, para la recuperación del solvente que los procesos con MEA.

CONTROL DE EMISIONES POR TECNOLOGÍA EVALUADA

En la tabla 8 se muestra en forma resumida los requerimientos y desempeño de los controles de emisiones para cada una de las opciones estudiadas.

Tabla 8. Resumen emisiones a la atmósfera por opción.

Notas: ESP: Precipitador electrostático. MMPCED: millones de pies cúbicos estándar por día. Cálculos propios en función de información disponible en: National Energy Technology Laboratory (NETL) [16], IEA - Greenhouse Gas Emissions From Power Stations [12].

EVALUACIÓN TÉCNICA

Para realizar la evaluación técnica de las alternativas se elaboró una Matriz que permite ponderar los factores técnicos de mayor importancia desde el punto de vista del operador de la planta. Los resultados de la evaluación técnica se presentan en la tabla 9. Estos indican que las tres alternativas evaluadas tienen comportamientos similares, aunque la Planta CCGI resultó con la mayor puntuación.

Tabla 9. Matriz de evaluación técnica.

ESTIMADO DE COSTOS DE INVERSIÓN, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

El objetivo de este análisis era obtener, para cada una de las alternativas estudiadas, los niveles de inversión y los costos de operación y mantenimiento asociados, con el fin de realizar una comparación de costos entre ellas.

El estimado de costos realizado tiene un grado de precisión de ±40%, basado en índices de costos de inversión de capital en plantas llave en mano (Proyectos de Ingeniería, Procura y Construcción), provenientes de diversas fuentes (fabricantes, estudios y reportes diversos), complementado con la base de datos de costo y metodología de estimación de costos desarrolladas por INELECTRA.

CRITERIOS PARA EL ESTIMADO DE COSTOS

Con el objeto de comparar los montos de inversión de capital obtenidos a partir de diversas fuentes, para las diferentes alternativas estudiadas, así como los índices de costos de operación y mantenimiento, fijos y variables, asociados, se establecieron una serie de premisas y criterios básicos, tales como:

1. Los precios fueron escalados a dólares americanos (US$) de octubre de 2005, utilizando una inflación promedio de 2,5% interanual.

2. Para el caso de la tecnología de ciclo combinado con gasificación integrada, los precios de los equipos, por ser una tecnología con un grado de madurez satisfactoria, fueron ajustados considerando una reducción en los costos en el orden de un 2% interanual.

3. Los costos de inversión en planta se estimaron considerando que la ubicación de la planta de generación es adyacente a un cuerpo de agua, por lo que no se consideraron costos asociados a las instalaciones de suministro de agua (bombas, cabezales, corredores de tubería e infraestructura).

4. Los índices de costos totales de operación y mantenimiento, fueron estimados considerando un factor de planta de 90% para todas las tecnologías.

ESTIMADO DE COSTOS DE INVERSIÓN DE CAPITAL

Para realizar el estimado de costos de inversión para cada alternativa se empleó una metodología estándar según la cual los costos fueron discriminados como se indica a continuación:

a) Suministro de equipos mayores.

b) Costos asociados al suministro (incluyendo la nacionalización).

c) Construcción (obras civiles, montaje y supervisión).

d) Servicios (ingeniería, asistencia a la procura, gerencia y supervisión, y «fees» tecnológicos).

e) Contingencias de proyecto.

f) Contingencias de proceso, sólo para la alternativa de tecnología CCGI.

g) Factores de ajuste para los diferentes componentes de costos (suministro de equipos, construcción, y servicios, entre otros), con el objetivo de adecuarlos a las condiciones locales.

ESTIMADO DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (O&M)

Para realizar el estimado de costos de O&M, fijos (US$/ kWe–Año) y variables (sin incluir combustible) (US$/MWh) de cada alternativa, se consideró la discriminación que se indica a continuación.

Costos fijos de operación y mantenimiento (O&M), en US$/ kW-Año:

a) Labor en operación.

b) Labor en mantenimiento.

c) Material para mantenimiento – repuestos.

d) Labor en administración y soporte.

Los costos de labor en operaciones, labor en mantenimiento y labor en administración y soporte fueron incrementados en un 35%, en relación a los costos de referencia internacional, para ajustarlos a las condiciones locales.

Finalmente, el índice de costos fijos de O&M para cada planta, se estimó como un porcentaje sobre los costos de inversión de capital de la planta.

Costos variables de operación y mantenimiento (sin incluir costos de combustible), en US$/MWh:

a) Costos variables de operación y mantenimiento: Se estimaron como un porcentaje sobre el índice de costos fijos de O&M.

b) Otros costos variables, tales como: agua, químicos, otros consumibles, disposición de agua.

Estos costos variables se estimaron como un porcentaje sobre el costo de inversión de capital de la planta. La tabla 10 resume los estimados de costos de cada una de las opciones.

Tabla 10. Costos de inversión, O&M.