SISTEMA DE IMPULSION

DE AGUA DE MAR ADAPTADO A UN SUMINISTRO ERNC

En los próximos años el proceso de bombeo de agua de mar se posicionará como el segundo proceso en volumen de energía eléctrica requerida por la industria minera. En este contexto, la viabilidad técnica-económica de modificar los criterios de diseño de los sistemas de bombeo de agua de mar resulta primordial. Por Muñoz Castro*

E; Chile, la penetración de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), principalmente generación fotovoltaica, pasó de ser una tímida iniciativa a una realidad concreta, logrando impactar a todos los actores del mercado eléctrico en distinta medida. E cambio tecnológico en las ERNC ha provocado efectos tanto en el precio de la energía como en la necesidad de disponer de un Sistema Héctrico Nacional (SEN) más flexible, con soluciones que pueden ser aplicadas en las redes de transmisión nacional, transmisión adicional y subtransmisión, como también en generadores y clientes libres-regulados. Resulta atractivo desde el punto de vista técnico-económico, analizar opciones de flexibilización de la demanda y acoplarla a los períodos de generación de ERNC de bajo costo

(30 USD/MWh), en particular la energía solar, optando a precios de contrato de suministro de energía más económicosen comparación a contratos de suministro tradicional de 24 horas (55 USD/MWh). Es claro que en los próximos años dentro de la industria minera, el proceso de bombeo de agua de mar se posicionará como el segundo proceso en volumen de energía eléctrica requerida; lo anterior tanto por la explotación de mineral sulfurado intensivo en el uso de agua para el proceso, restricciones en la explotación del recurso hídrico en cuencas naturales, como por limitaciones medioambientales y sociales. La viabilidad técnica-económica de modificar los criterios de diseño de los sistemas de bombeo de agua de mar, pasa por aceptar una operación sólo en horas de sol en vez de 24


Horas, adaptándose a la disponibilidad de generación ERNC, y cumpliendo con un volumen de agua diario requerido por el proceso. Esta flexibilidad se obtendría mediante una sobre inversión en algunas partidas de un proyecto de bombeo, y permitiendo un costo de operación menor comparado con un sistema de bombeo diseñado para operar 24 horas. El desafío es acoplar los grandes con- sumos de los sistemas de bombeo con los horarios de generación solar, asociada a una baja emisión de GEI, además de generar una disminución de los costos totales sistémicos * generación + consumo” por medio de contratos de energía generador-minera (PPA) rentables, considerando: e Menor OPEX de operación en horario solar, cubre el sobre monto requerido en CAPEX para flexibilizar el sistema de bombeo. E Esquema Horas de Sol 8x7, no se debe pagar por potencia en horario de punta, dado que el bombeo está presente hasta las 18:00 horas. E Generación fotovoltaica correlaciona su inyección con el retiro de energía para el sistema de bombeo. E No todas las componentes del proyecto deben sobredimensionarse. Principalmente son las piscinas de envío y recepción, estación de bombeo y diámetro del ducto. Otras obras de construcción son comunes a los dos proyectos en su tamaño y gastos. En el caso analizado se tiene una sobre inversión del 60% en las componentes variables, lo que corresponde a un 10% del proyecto de bombeo total, en el mejor de los casos, considerando que el ducto tiene que ser enterrado entre 2 a 3 metros. Un 25% de sobre costo podría darse en trazados donde el ducto va sobre piso levemente recubierto, como es el caso de los trazados en el desierto.

La propuesta es rupturista para Chile, basado en la flexibilización de la demanda en la etapa de diseño, desarrollando un análisis técnico-económico con foco en la generación de electricidad para el uso final, y no en

la minimización de costos en la producción de energía eléctrica como un proceso aislado. Si se considera las necesidades del total de agua requerida en Chile al 2030, con el sistema de bombeo del tipo comentado, se requerirán de 4000 GWh anuales adicionales, equivalente a 2. 000-2. 500 MW fotovoltaicos, que se pueden viabilizar vía contratos de energía para abastecer sistemas de bombeo, equivalente al 5% de la energía eléctrica total demandada en Chile, impactando positivamente en disminuir la necesidad de inversiones para paliar el efecto de intermitencia de las fuentes ERNC, tales como generadores de partida rápida en base a combustibles fósiles y almacenamiento. Estas últimas son consideradas como solución al día de hoy, sin embargo las tecnologías de almacenamiento aún no serían rentables para el sistema eléctrico chileno. Mientras que las centrales de arranque rápido tienen altos costos de operación y son fuentes de emisión de GEI.

* Artículo preparado especialmente para Revista Nueva Minería y Energía por Jaime Muñoz, ingeniero Civil Electricista de la Universidad de Chile, y magíster en Economía Energética de la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM).


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“El desafío es acoplar los grandes consumos de los sistemas de bombeo con los horarios de generación solar, asociada a una baja

emisión de GE! l”.