Estudio técnico-económico de producción de metanol con mínima huella de carbono, comparación región de Valparaíso y Magallanes

Abstract

El presente informe tiene como objetivo comparar las ventajas y desventajas que posee las regiones de Valparaíso y Magallanes para la producción de metanol con una mínima huella de carbono con el fin de que ENAP Aconcagua lo mezcle con la gasolina producida en esta región. Para esto se realiza un estudio técnico y económico para una planta de metanol que produzca 20,000 m3 anuales a partir de una fuente de H2 y CO2 que posean una mínima huella de carbono. Este proyecto considera que en el caso de Magallanes el producto debe ser transportado a la V región mediante transporte marítimo, mientras que en Valparaíso no, debido a que la planta se encontrará en las instalaciones de ENAP Aconcagua. Para cumplir con esta meta se realizó una investigación sobre distintos procesos que permitan producir metanol disminuyendo la huella de carbono de la empresa, por ende, se estudió 3 formas de producir hidrógeno y 3 para obtener dióxido de carbono (materias primas para la producción de metanol). Ya hecho este análisis se tomó la decisión de utilizar hidrógeno verde (H2 producido mediante la electrolisis de agua usando energías renovables como suministro eléctrico) y CO2 capturado por MEA en las mismas refinerías de cada región. De esta forma se fomenta la economía circular y aprovecha las ventajas de la región de Magallanes. Además, el presente trabajo contempla la instalación de la planta de electrolizadores y parque eólico o solar para el suministro de energía eléctrica. Y en el caso del CO2, que el suministro entregado por la misma empresa es suficiente. Luego, se procedió a diseñar y especificar un modelo de la planta de metanol en el software Aspen Plus v9 para demostrar si este proceso es técnicamente viable. En la simulación se utilizó un reactor flujo pistón con catalizador Cu/ZnO/Al2O3. Tambien, se simularon las etapas de acondicionamiento de las materias primas (H2 y CO2), separación, recirculación y purificación para obtener un producto de alta pureza. Cabe señalar que para este proyecto se considera que ambas plantas de metanol serán idénticas en ambas regiones. Las simulaciones entregaron que a partir de una fuente de H2 y CO2 de 605 y 4,400 kg/h, respectivamente, se logra la meta produciendo 21,250 m3/año de metanol con una conversión del reactor del 32% del H2. De esta forma se alcanzaron las especificaciones del mercado de 99.85 wt% de metanol y menos de 0.1 wt% de agua. Para el estudio económico se calculó el CAPEX, OPEX, depreciación e ingresos operacionales (correspondientes al valor comercial del metanol) con el fin de realizar un flujo de caja. Se destaca que el CAPEX de la planta de metanol será el mismo para ambas regiones y que ENAP Magallanes posee un puerto apto para el transporte de metanol. A partir de estos resultados se determinó que producir en Magallanes poseía un menor costo de operación (20.6 MUSD/año) incluso incluyendo el costo de transporte debido a que el OPEX de esta región era la mitad del de la región de Valparaíso (45.6 MUSD/año). El flujo de caja demostró que el proyecto con un horizonte de 10 años no es rentable pues ningún indicador económico como el VAN, TIR y Payback entregaron valores positivos. Al analizar la razón de esto, se determinó que se debe principalmente al LCOH, el cual consiste en alrededor del 80% del OPEX con un valor de 3.11 USD/kg. Finalmente se realizó un análisis de sensibilidad cuantitativo y cualitativo. En el cuantitativo se variaron el LCOH y los ingresos operacionales. Se determinó que el proyecto tiene viabilidad económica si el LCOH posee un valor de 1 USD/kg o el valor del metanol es de 1,400 USD/ton lo que corresponde a casi el doble del precio de mercado actual (738 USD/ton). En el cualitativo se analizaron los supuestos realizados y se determinó que estos afectan significativamente loa costos de ambas regiones debido a que no se sabe con certeza si ENAP Magallanes posee la capacidad para suministrar CO2, para transportar el metanol y si el CAPEX sería mayor debido a su ubicación. Además, existe la posibilidad de comprar el suministro de energía renovable a una empresa externa, lo que disminuiría los OPEX.