ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA GENERACION DE CALOR PARA PROCESOS MINEROS DEL NORTE GRANDE, UTILIZANDO ENERGÍA ELÉCTRICA DE COSTO MARGINAL BAJO

Abstract

The objective of this study is to assess the electric system alternatives and applications that allow to improve global efficiency of the system, making flexible the management of the generation of new business models, that integrate methods of storage and energy transformation mainly, for industrial processes.The competitor level, due to the new participants in electric energy generation, NCREs technologies (solar and wind) mainly, have decreased the costs of energy at the level of regulated customers (bidding with historical prices) and have opened the possibility to free customers to negotiate lower prices in their contracts. From this perspective comes the opportunity to assess new ways of energy commercialization. Aiming to increase the efficiency of the system and to optimize the existing resources of electric energy, alternatives and applications that make flexible the management of generation and consumption were assessed, with new business models, which mainly integrate storage methods and energy transformation.As the first optimizing alternative of the system, a business model was proposed that aims to supply thermal energy to mining processes such as electrowinning and electrorefining. Both techniques requiring the same energy resources.The value of the energy produced by diesel was analyzed, reaching a standardized value from the ENAP diesel value plus 7 USD/MWh (administration and transport costs). When adding the additional costs of technology (maintenance of heaters, efficiency of 75% of the equipment, etc.) the value of the thermal energy through its utilization increased to a real value of approximately 68 USD/MWh (diesel price 500 USD/ m3).For the studied plant that produces 125.000 TM of fine copper every year, a required energy of 20.558 MWh/year was calculated, which is currently supplied through diesel fuel. Coverage of 75% of yearly thermal energy was considered provided by the PV plant (photovoltaic plant).As a product, the mining company would decrease in 15.419 MWh/year of thermal energy coming from the diesel, avoiding a consumption of 1.550 m3/year of the fuel. Therefore, the business would have an added value by clean energy utilization which would allow a reduction of 4.580 ton CO2/ year, valued in 27.482 USD/year.While developing the economical assessment, the following assumptions were formulated: energy fee of 18.000 MWh/year, operation and maintenance of 0,173 MMUSD/year, investment costs of 1,6 MMUSD, price for energy purchase of 42 USD/MWh and sale price ofVI68 USD/MWh and an assessment horizon of 6 years. As a result of the cash flow, the internal rate of return (IRR) resulted to be 10,69%, which is acceptable to carry out investment in the proposed system. The maximum price of purchase calculated to make the project viable was 44 USD/MWh. Nevertheless, the minimum price offered by the generator was 60 USD/MWh.As a second proposal, a research was carried out about the effects of intermittent energy in the electric system, its costs of integration and the effect of its variability in the maintenance of the thermal power plant, due to the cycling or load variation.The model of business that was proposed consist in constant dispatch of electric energy coming from the thermal power plant, in the case there are excess, they will be utilized on the impulsion of water to the pumped hydroelectric storage (PHS).Regarding its operation, the consumer condition will be acknowledged as well as the generator by the CDEC. The energy will be valued through negotiation of contracts PPA (power purchase agreement) or agreed on the Spot market.Developing the economic assessment, the following assumptions were formulated: average power of 80 MW pumping, 4620 working hours per year (generation and pumping), costs of operation and maintenance of 18 USD/kW/year [33], investment costs for 1000 USD/kW energy purchase price 40 USD/MWh and sale price 81,49 USD/MWh and an assessment horizon of 30 years. As a result of the cash flow, the internal rate of return (IRR) resulted in 4.10%, the value was not acceptable for investment in the proposed system. The minimum sale price calculated to make the project viable was 97.4 USD/MWh, obtaining an internal rate of return of 8,00%.Este estudio tiene como objetivo evaluar alternativas y aplicaciones en el sistema eléctrico que permitan mejorar la eficiencia global del sistema, flexibilizando la gestión de la generación con nuevos modelos de negocios, que integran principalmente métodos de almacenamiento y transformación de la energía para procesos industriales.El nivel de competencia debido a los nuevos participantes en la generación de energía eléctrica, principalmente de tecnologías ERNC (eólica y solar), han disminuido los costos de la energía (licitaciones con precios históricos) y han abierto la posibilidad a clientes libres de negociar precios más bajos en sus contratos. Desde esta perspectiva nace la oportunidad de evaluar nuevos modos de comercialización de energía.Con el objetivo de aumentar la eficiencia del sistema y optimizar los recursos existentes de energía eléctrica, se evaluaron alternativas y aplicaciones que flexibilizan la gestión de la generación y consumo con nuevos modelos de negocios, que integran principalmente métodos de almacenamiento y transformación de energía.Como primera alternativa de optimización del sistema, se propuso un modelo de negocios que tiene como finalidad suministrar energía térmica a procesos mineros como la electroobtención y electrorefinación, ambas técnicas con similares requerimientos de recursos energéticos.Se analizó el valor de la energía producida por combustible diésel, llegando a un valor estandarizado del valor del diésel ENAP más 7 USD/MWh (costos de administración y transporte). Al agregarle a estos valores del combustible los gastos adicionales de la tecnología (mantención de calentadores, eficiencia de un 75% de los equipos, etc.), el valor de la energía térmica mediante su utilización, ascendió a un valor actual de aproximadamente 68 USD/MWh (precio diésel 500 USD/m3).Para la planta estudiada que produce 125.000 TM de cobre fino al año, se calculó una energía requerida de 20.558 MWh/año, la que actualmente es suministrada a través de combustible diésel. Se planteó una cobertura del 75% de energía térmica anual, proveniente de la planta FV.Producto de esta iniciativa, la empresa minera disminuiría en 15.419 MWh/año de energía térmica proveniente de diésel, evitando un consumo de 1.550 m3/año del combustible. De esta forma, el negocio tendría un valor añadido por utilización de energía limpia, la cual permitiría una disminución de 4.580 ton CO2/año, valorizada en 27.482 USD/año.Al desarrollar la evaluación económica, se formularon los siguientes supuestos: cuota de energía de 18.000 MWh/año, costos de operación y mantención de 0,173 MMUSD/año, costoIVde inversión de 1,6 MMUSD, precio de compra de energía de 42 USD/MWh y precio de venta 68 USD/MWh y un horizonte de evaluación de 6 años. Como resultado del flujo de caja, la tasa interna de retorno (TIR) resultó de 10,69%, aceptable para realizar inversión en el sistema propuesto. El precio de compra máximo calculado para hacer viable el proyecto fue de 44 USD/MWh. No obstante, el menor precio ofrecido por el generador fue de 60 USD/MWh.Como segunda propuesta, se realizó una investigación sobre los efectos de energía intermitente en el sistema eléctrico, sus costos de integración y el efecto de su variabilidad en la mantención de centrales térmicas (CT), debido al cycling o variación de carga.El modelo de negocios que se propuso consiste en el despacho constante de energía eléctrica proveniente de la CT, en el caso de que existan excedentes, serán utilizados en la impulsión de agua a la central hidroeléctrica de acumulación por bombeo (CHAB). Respecto a su operación, se reconocerá su condición de consumidor como también la de generador por parte del CDEC. La energía será valorizada mediante negociación de contratos de acuerdo de compra de energía (o PPA por sus siglas en inglés) o bien transada en el mercado Spot.Al desarrollar la evaluación económica, se formularon los siguientes supuestos: potencia promedio de 80 MW de bombeo, 4620 horas de funcionamiento al año (generación y bombeo), costos de operación y mantención de 18 USD/kW/año [33], costo de inversión de 1.000 USD/kW, precio de compra de energía de 40 USD/MWh y precio de venta 81,49 USD/MWh y un horizonte de evaluación de 30 años. Como resultado del flujo de caja, la tasa interna de retorno (TIR) resultó de 4,10 %, valor no aceptable para inversión en el sistema propuesto. El precio de venta mínimo calculado para hacer viable el proyecto fue de 97,4 USD/MWh, obteniendo una tasa de retorno de 8,00%.