Bagong Nuclear Power Plants at Coal-Based Power Plants

 Ulat sa Pagiging Praktikal: Land-Based Nuclear Power Plant (NPP) sa Pilipinas (Target na Operasyon sa 2032)



(Modelo: Russian VVER-1200 Reactor, katulad ng Akkuyu NPP sa Turkey)

1. Pagsusuri sa Gastos

  • Mga Gastos sa Kapital:
    • Sanggunian sa Akkuyu NPP: $20 bilyon para sa 4,800 MW (4 na reactors x 1,200 MW).
    • Pagsukat sa Pilipinas: Ang isang 1,200 MW na yunit ay magkakahalaga ng $5–6 bilyon (naaayos para sa mga puwang sa imprastraktura, mga pagkaantala sa regulasyon, at mga gastos sa paggawa).
    • Paghahanda ng Lugar: $500 milyon (mga geological survey, mga koneksyon sa grid, mga cooling system).
    • Kabuuang Tinatayang Gastos: $6.5–7.5 bilyon (₱364–420 bilyon sa ₱56/USD).
  • Mga Gastos sa Operasyon:
    • Taunang O&M: $120–150 milyon (2–3% ng gastos sa kapital).
    • Panggatong: $50 milyon/taon (enriched uranium, malamang na nagmula sa Russia).

2. Pagsusuri sa Benepisyo

  • Output ng Enerhiya:
    • 1,200 MW na kapasidad na may 90% na capacity factor = 9.46 TWh/taon.
    • Pinapalitan ang mga import ng coal/gas, na nakakatipid ng $450 milyon/taon (sa $50/MWh marginal cost).
  • Mga Benepisyong Pang-ekonomiya:
    • Paglikha ng Trabaho: 5,000–7,000 trabaho sa konstruksyon; 500–1,000 permanenteng tungkulin.
    • Seguridad sa Enerhiya: Binabawasan ang mga import ng fossil fuel (30% ng power mix) at pagkasumpungin ng presyo.
    • Pagbabawas ng CO2: Iniiwasan ang 6.7 milyong tonelada/taon ng mga emisyon kumpara sa coal.

3. Balangkas ng Gastos-Benepisyo

  • Sukatan: Halaga
    • Levelized Cost of Energy (LCOE): $70–90/MWh (vs. $60–80/MWh para sa coal)
    • Panahon ng Pagbabayad: 15–20 taon (pagkatapos ng 2032)
    • NPV (10% discount rate): $1.2–1.8 bilyon (positibo pagkatapos ng 2040)
    • IRR: 6–8% (katamtaman, umaasa sa carbon pricing)

4. Mga Hamon sa Pagiging Praktikal

  • Mga Sagabal sa Regulasyon: Walang batas nukleyar o independiyenteng regulator; nangangailangan ng 5–7 taon upang maitatag.
  • Pampublikong Pagsalungat: Mga natitirang kawalan ng tiwala mula sa Bataan Nuclear Plant (1986).
  • Pagkakatugma ng Grid: Nangangailangan ng $300 milyon sa mga pag-upgrade ng grid (NGCP).
  • Mga Panganib na Geopolitikal: Pag-asa sa Russian fuel/tech sa gitna ng mga nagbabagong alyansa.

Ulat sa Pagiging Praktikal: Ship-Based Nuclear Power Plant (SNPP)

(Modelo: Akademik Lomonosov, Russia)

1. Pagsusuri sa Gastos

  • Mga Gastos sa Pagpapadala:
    • SNPP Unit: $480 milyon (2 x 35 MW reactors, pagpepresyo ng Rosatom ng Russia).
    • Mobilization: $100 milyon (imprastraktura ng daungan, seguridad, panggatong).
    • Kabuuang para sa 200 MW: 3 units = $1.6 bilyon (₱89.6 bilyon).
  • Mga Gastos sa Operasyon:
    • Taunang O&M: $60–80 milyon (5–7% ng gastos sa kapital).
    • Panggatong/Refueling: $20 milyon/taon (bawat 3–4 na taon).

2. Pagsusuri sa Benepisyo

  • Output ng Enerhiya:
    • 200 MW na kapasidad (70 MW net bawat unit) = 0.61 TWh/taon.
    • Gumaganap bilang stopgap para sa mga demand spikes ng Luzon sa 2027–2032 (4% taunang paglago).
  • Mga Benepisyong Pang-ekonomiya:
    • Mabilis na Pagpapadala: Operasyonal sa 3–4 na taon vs. 10+ para sa land-based NPP.
    • Tugon sa Kalamidad: Mobile power para sa mga rehiyong nasalanta ng bagyo (hal., Visayas).

3. Balangkas ng Gastos-Benepisyo

  • Sukatan: Halaga
    • LCOE: -200 milyon)
    • IRR: 3–4% (kinakailangan ang mga subsidy)

4. Mga Hamon sa Pagiging Praktikal

  • Mga Alalahanin sa Kaligtasan: Mga panganib sa bagyo sa mga tubig ng Pilipinas; walang disenyo ng SNPP na inaprubahan ng IAEA.
  • Limitadong Habang-buhay: Habang-buhay ng reaktor na 40 taon, ngunit mataas na mga gastos sa decommissioning ($200 milyon/unit).
  • Geopolitical Lock-In: Nananatili ang pagmamay-ari ng Rosatom; potensyal na pagkakalantad sa mga parusa.

Paghahambing na Pagsusuri at Mga Rekomendasyon

  • Salik: Land-Based NPP, Ship-Based SNPP
    • Kapasidad: 1,200 MW (base load), 200 MW (peak/pansamantala)
    • Kahusayan sa Gastos: Katamtaman (pangmatagalang ROI), Mababa (mataas na LCOE, panandaliang ayos)
    • Panahon ng Pagpapadala: 10+ taon (2032+), 4–5 taon (2027–2031)
    • Estratehikong Halaga: Seguridad sa enerhiya, decarbonization, Paggamit sa emerhensiya, mga malalayong lugar

Mga Rekomendasyon

  • Unahin ang Land-Based NPP:
    • Agarang Aksyon: Ipasa ang Philippine Nuclear Regulatory Act (2025) at kumuha ng $1 bilyon sa mga multilateral na pautang (ADB, World Bank).
    • Pagpili ng Lugar: I-rehabilitate ang Bataan Nuclear Plant ($2 bilyon na savings kumpara sa greenfield).
  • Tanggihan ang SNPP bilang Permanenteng Solusyon:
    • Mga Alternatibo: Palawakin ang mga LNG terminal ($800 milyon para sa 1,000 MW) at offshore wind ($1.2 bilyon para sa 500 MW pagsapit ng 2030).
    • SNPP Use Case: Ipadala lamang para sa mga disaster zone (hal., Tacloban) na may mahigpit na pangangasiwa ng IAEA.
  • Hybrid Approach:
    • Gumamit ng mga SNPP pansamantala (2027–2035) habang ang mga land-based NPP ay itinatayo, na pinondohan sa pamamagitan ng mga public-private partnerships (hal., San Miguel Corp. joint venture).

Konklusyon

Ang land-based NPP ay technically feasible ngunit politically at financially challenging, na nangangailangan ng $7 bilyon na upfront at bipartisan na suporta. Ang mga SNPP ay isang mamahaling stopgap na may limitadong ROI ngunit maaaring tugunan ang mga matinding kakulangan sa enerhiya. Dapat tumuon ang Pilipinas sa pagpapabilis ng nuclear regulatory framework nito at unahin ang mga renewables/LNG para sa mga pangangailangan sa malapit na termino, na naglalaan ng nukleyar para sa pangmatagalang base-load decarbonization.


Pag-aaral ng Pagiging Praktikal (FS) at Pagsusuri ng Gastos-Benepisyo (CBA) para sa Dalawang Power Plant na Batay sa Uling na may mga Advanced na Teknolohiya

(Modelo: 600 MW Ultra-Supercritical Coal Plants na may Anti-Pollution Systems)

1. Pangkalahatang-ideya ng Proyekto

  • Saklaw: Dalawang 600 MW ultra-supercritical coal-fired power plants.
  • Lokasyon: Mga iminungkahing lugar sa Mindanao (tumutugon sa mga kakulangan sa enerhiya) at Luzon (sumusuporta sa pangangailangan ng industriya).
  • Teknolohiya:
    • Ultra-Supercritical Boilers: Mas mataas na kahusayan (45% vs. 33% para sa mga subcritical plants), na nagpapabawas sa paggamit ng uling at mga emisyon.
    • Pollution Control: Flue Gas Desulfurization (FGD), Selective Catalytic Reduction (SCR), Electrostatic Precipitators (ESPs).
    • Fuel Mix: 70% domestic coal (Semirara, Surigao) + 30% Russian coal (mas mababang gastos, mataas na kaloripikong import).

2. Pagsusuri sa Gastos

  • Mga Gastos sa Kapital:
    • Komponent: Gastos bawat Plant, Kabuuan (2 Plants)
      • Konstruksyon ng Power Plant: $1.8–2.2 bilyon, $3.6–4.4 bilyon
      • Mga Sistema ng Pollution Control: $300 milyon, $600 milyon
      • Koneksyon sa Grid at Imprastraktura: $200 milyon, $400 milyon
      • Kabuuang Gastos sa Kapital: $2.3–2.7 bilyon/plant, $4.6–5.4 bilyon (₱257–302 bilyon/plant sa ₱56/USD)
  • Mga Gastos sa Operasyon (Taunan):
    • Komponent: Gastos bawat Plant, Kabuuan (2 Plants)
      • Domestic Coal (1.8M tonelada): $144–180 milyon, $288–360 milyon
      • Russian Coal (0.8M tonelada): $40–48 milyon, $80–96 milyon
      • O&M (Paggawa, Pagpapanatili): $50–60 milyon, $100–120 milyon
      • Pollution Control (Mga Kemikal): $20–30 milyon, $40–60 milyon
      • Kabuuang Taunang OpEx: $254–318 milyon/plant, $508–636 milyon

3. Pagsusuri sa Benepisyo

  • Mga Benepisyo sa Enerhiya at Ekonomiya:
    • Output ng Enerhiya: 1,200 MW kabuuang kapasidad (80% capacity factor) = 8.4 TWh/taon.
    • Nakakatugon sa ~7% ng pambansang pangangailangan (2027 baseline).
    • Mga Pagtitipid sa Gastos vs. Mga Alternatibo: LCOE: $65–75/MWh vs. $80–100/MWh para sa LNG at $90–110/MWh para sa solar + storage.
    • Suporta sa Lokal na Industriya: 2,000 trabaho sa konstruksyon/plant; 300 permanenteng tungkulin/plant (operasyon, pagmimina).
    • Pinapalakas ang output ng pagmimina ng Semirara ng 20% (3.6M tonelada/taon).
    • Seguridad sa Enerhiya: Binabawasan ang pag-asa sa imported na LNG (30% ng kasalukuyang power mix).
  • Mga Gastos sa Kapaligiran:
    • Mga Emisyon (na may Mga Kontrol): CO2: 6.2M tonelada/taon (vs. 8.1M tonelada para sa mga subcritical plants). SO2: 90% na pagbabawas sa pamamagitan ng FGD; NOx: 80% na pagbabawas sa pamamagitan ng SCR.
    • Mga Epekto sa Kalusugan: Ang mga natitirang PM2.5 na emisyon ay maaaring magdulot ng $50–70 milyon/taon sa mga gastos sa pangangalagang pangkalusugan (hika, mga sakit sa baga).

4. Balangkas ng Gastos-Benepisyo

  • Sukatan: Halaga
    • Levelized Cost of Energy (LCOE): $65–75/MWh (competitive vs. mga alternatibo)
    • Panahon ng Pagbabayad: 12–15 taon (sa pag-aakala ng $0.12/kWh tariff)
    • NPV (10% discount rate): $1.5–2.1 bilyon (positibo sa loob ng 25 taon)
    • IRR: 9–12% (kaakit-akit para sa mga pribadong mamumuhunan)
  • Pagsusuri sa Sensitivity:
    • Panganib 1: Ang carbon tax ($30/ton CO2) ay nagpapabawas sa NPV ng 40%.
    • Panganib 2: Ang Russian coal embargo ay nagpapataas ng LCOE sa $85/MWh.
    • Panganib 3: Ang mga kakulangan sa domestic coal ay nagpipilit ng 50% na mga import, na nagpapabawas sa IRR sa 6–8%.

5. Mga Hamon sa Pagiging Praktikal

  • Mga Hadlang sa Regulasyon:
    • 2020 moratorium ng DOE sa mga bagong coal plants (mga eksepsyon para sa mga "committed" na proyekto).
    • Nangangailangan ng pag-endorso ng DOE bilang "kritikal" na imprastraktura.
  • Pampaligid na Pagsalungat:
    • Mga legal na hamon mula sa mga eco-group (hal., Coal-Free Philippines).
  • Pag-asa sa Panggatong:
    • Ang mga import ng Russian coal ay nanganganib sa mga parusa; ang mga domestic reserves ay tumatagal lamang ng 40 taon sa kasalukuyang mga rate.
  • Pagpopondo:
    • Ang ADB, World Bank, at mga bangko ng EU ay hindi kasama ang mga proyekto ng uling; pag-asa sa mga nagpapahiram na Tsino/Koreano.

6. Paghahambing na Pagsusuri

  • Salik: Advanced Coal Plant, LNG Plant, Offshore Wind
    • LCOE: $65–75/MWh, $80–100/MWh, $90–110/MWh
    • Panahon ng Pagpapadala: 4–5 taon, 3–4 taon, 5–7 taon
    • Seguridad sa Panggatong: Mataas (lokal na uling + mga import), Mababa (100% LNG imports), Mataas (mapagkukunan ng hangin)
    • Mga Emisyon: Mataas (kahit na may mga kontrol), Katamtaman (50% mas kaunting CO2), Halos zero

7. Mga Rekomendasyon

  • Magpatuloy na may mga Kundisyon:
    • Kumuha ng eksepsyon ng DOE sa ilalim ng "Baseload Critical" na designasyon.
    • Paghaluin ang domestic coal sa Russian/Australian imports upang mapagaan ang mga panganib sa presyo.
  • Pagaan ang Epekto sa Kapaligiran:
    • Maglaan ng 5% ng kita ($50 milyon/taon) sa mga programa ng carbon offset (mangrove reforestation).
    • Makipagsosyo sa mga LGU para sa pagsubaybay sa epekto sa kalusugan.
  • Estratehiya sa Pagpopondo:
    • Gumamit ng build-operate-transfer (BOT) na modelo sa San Miguel Corp. o Aboitiz Power.
    • Humingi ng mga pautang mula sa China Eximbank (mga terminong pabor sa uling).
  • Future-Proofing:
    • Magdisenyo ng mga halaman para sa eventual carbon capture (CCS) retrofitting ($200 milyon/plant).

Konklusyon

Ang mga iminungkahing coal plants ay economically viable na may 9–12% IRR at competitive LCOE ngunit nahaharap sa mga makabuluhang regulasyon at pampaligid na panganib. Habang tinutugunan nila ang mga pangangailangan sa seguridad ng enerhiya sa malapit na termino at ginagamit ang mga lokal na reserba ng uling, ang pangmatagalang pagiging praktikal ay nakasalalay sa mga patakaran sa pagpepresyo ng carbon at mga pandaigdigang merkado ng uling. Ang isang phased approach—na isinusulong ang isang halaman sa Mindanao muna—ay maaaring subukan ang pagiging praktikal habang pinag-iiba ang energy mix. Gayunpaman, ang pagbibigay ng priyoridad sa LNG o renewables ay nananatiling mas kanais-nais para sa pag-ayon sa mga net-zero pledges.

Comments

Post a Comment