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ATACAMATEC Apoyo a proyectos solares a gran escala en el norte de Chile

Componente 3: Definición de una cartera de proyectos solares

Diciembre 2012

Preparado para: Banco Interamericano de Desarrollo

Entregado por: STA-NIXUS-CDEA

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ATN/OC-13087-CH. ATACAMATEC - Apoyo a proyectos solares a gran escala en el norte de Chile Pág2

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ABREVIACIONES

ADI Área de Desarrollo Indígena AT Asistencia técnica BID Banco Interamericano de Desarrollo CAPEX Capital Expenditures CC Ciclo Combinado CCP Concentrador Cilindro Parabólico CPC Colector Parabólico Compuesto CDEC Centro de Despacho Económico de Carga CO2 Dióxido de Carbono CPC Colectores de Placa Plana CSP Concentrated Solar Power Cu Cobre DGA Dirección General de Aguas DIA Declaración de Impacto Ambiental DNI Direct Normal Irradiance EPC Engineering Procurement Construction ERNC Energías Renovables No Convencionales FV Fotovoltaica Gd Irradiancia Directa GHI Global Horizontal Irradiance GIZ Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (Sociedad

Alemana para la Cooperación Internacional) GNL Gas Natural Licuado GW Gigawatios GWh Gigawatios Hora hr Hora HTF Hot Thermal Fluid I+D+i Investigación, Desarrollo e innovación km kilometro kV Kilo Voltios kWh Kilowatt-hora l/s Litros por segundo LCOE Levelized Cost of Energy LCOH Levelized Cost of Heat LCOW Levelized Cost of Water M USD Millón de dólares (United States Dollar) m metro M.A Masa de Aire m.s.n.m metros sobre el nivel del mar MED Multi-Effect Distillation MJ Mega Julio MW Megawatt MWe Megawatt Eléctricos

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MWeh Megawatt-hora eléctrico MWh Megawatt-hora MWt Megawatt Térmicos MWth Megawatt-hora Térmicos NA No Aplicable NASA National Aeronautics and Space Administration NREL National Renewable Energy Laboratory O&M Operación y Mantenimiento OPEX Operation & Maintenance Expenditures PIB Producto Interno Bruto PPA Power Purchase Agreement PV Fotovoltaica QFD Qualify Function Deployment RCA Resolución de Calificación Ambiental RO Reverse Osmosis SAM System Advisor Model SEA Sistema de Evaluación Ambiental SEGS. Solar Energy Generating Systems SEIA Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental SEP Sistemas Eléctricos de Potencia SIC Sistema Interconectado Central SING Sistema Interconectado del Norte Grande SRC Sistema de Receptor Central SX-EW Extracción por Solventes y Electro-obtención de Cátodos TES Thermal Storage System TMF Toneladas de Cobre Fino TW Terawatt USA United States of America USD United States Dollar W Watts

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ÍNDICE

ÍNDICE DE FIGURAS 9

ÍNDICE DE TABLAS 12

REFERENCIAS 19

1 INTRODUCCIÓN 21

1.1 Antecedentes 21

1.2 Alcance del informe 23

2 RESUMEN EJECUTIVO 24

2.1 Antecedentes 24

2.2 Proyectos analizados 27

2.3 Metodología 31

2.4 Priorización de alternativas 32

2.5 Proyectos propuestos 35

3 PRIORIZACIÓN DE PROYECTOS 36

3.1 Proyectos analizados 36

3.2 Resumen de la metodología y criterios de selección de los proyectos 36

3.3 Proyectos priorizados 42

3.3.1 Valoración de los proyectos para los diferentes criterios. 45

4 DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS ANALIZADOS 49

4.1 Indicadores de tecnología y aspectos sociales 50

4.2 Indicadores de riesgo 53

4.3 Indicadores de recurso y mercado 54

4.4 Indicadores económicos 55

4.5 Indicadores ambientales 56

5 CONCLUSIONES 58

5.1 Definición de una cartera de proyectos 58

5.1.1 Proyectos y localizaciones evaluadas 58

5.1.2 Metodología QFD y resultados 58

5.1.3 Segundo análisis QFD sobre proyectos específicos 60

5.1.4 Estudios de pre-factibilidad propuestos 62

5.2 Potencial de la energía solar 63

5.2.1 En la generación de calor de proceso 63

5.2.2 En la hibridación de plantas termoeléctricas 65

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5.2.3 En la desalinización 66

6 ANEXO I: RECURSO SOLAR 67

6.1 Introducción 67

6.2 Datos disponibles 67

6.2.1 Mediciones sobre el terreno: Campaña del Ministerio de Energía 67

6.2.2 Datos satelitales: NASA 69

6.2.3 Datos obtenidos de software específico: Meteonorm 69

6.2.4 Otros datos 70

6.2.5 Comparación de datos de las diversas fuentes 70

6.3 Desarrollo de años modelo 71

6.3.1 Introducción 71

6.3.2 Datos obtenidos 72

6.4 Recopilación de datos locales 76

7 ANEXO II: DEMANDA ACTUAL Y PROYECCIÓN DE LOS SEGMENTOS

ANALIZADOS 79

7.1 Energía eléctrica 79

7.2 Agua 82

7.3 Calor de proceso 86

7.3.1 Minería del cobre 86

7.3.2 Minería no metálica 91

8 ANEXO III: OFERTA ACTUAL Y POTENCIAL DE LA ENERGÍA SOLAR 96

8.1 Oferta actual de los segmentos analizados 96

8.1.1 Energía eléctrica 96

8.1.2 Agua 101

8.1.3 Calor de proceso para minería 104

8.2 Potencial de la energía solar 105

8.2.1 Generación de energía eléctrica 105

8.2.2 Hibridación de plantas termoeléctricas 108

8.2.3 Generación de calor de proceso 109

8.2.4 Desalinización de agua 112

8.2.5 Cogeneración 113

9 ANEXO IV: ASPECTOS AMBIENTALES 115

10 ANEXO V: ASPECTOS SOCIALES 117

11 ANEXO VI: DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA DE SELECCIÓN,

CRITERIOS Y MÉTODO 118

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11.1 Descripción de criterios 118

11.1.1 Criterios tecnológicos 118

11.1.2 Criterios sociales 120

11.1.3 Criterios de riesgo 122

11.1.4 Criterios de recurso 128

11.1.5 Criterios de mercado 129

11.1.6 Criterios económicos 133

11.1.7 Criterios ambientales 138

11.2 Metodología de integracion de criterios, QFD 142

12 ANEXO VII: SOMERA DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS ANALIZADOS 145

12.1 Introducción 145

12.2 Generación de energía eléctrica 146

12.2.1 Termosolar de concentración (CSP): Colector Cilindro-Parabólico (CCP) 146

12.2.2 Termosolar de concentración (CSP): Sistema de Receptor Central (SRC) 148

12.2.3 Central de carbón hibridada con termosolar de concentración (CSP CCP) 151

12.2.4 Fotovoltaica (FV) 154

12.3 Bombeo de agua hasta las instalaciones mineras 157

12.3.1 Termosolar de concentración (CSP CCP) 157

12.3.2 Fotovoltaica (FV) 159

12.4 Desalinización 162

12.4.1 Desalinización Multi-efecto (MED) mediante termosolar de concentración (CSP CCP) 162

12.4.2 Desalinización por ósmosis inversa mediante fotovoltaica (FV) 165

12.5 Calor de proceso 167

12.5.1 Calor de proceso para minería mediante termosolar de concentración (CSP CCP) 167

12.6 Cogeneración 170

12.6.1 Energía eléctrica y calor de proceso para minería mediante termosolar de concentración (CSP CCP) 170

12.6.2 Energía eléctrica y agua desalinizada mediante termosolar de concentración (CSP CCP) 173

13 ANEXO VIII: EVALUACIÓN DE PROYECTOS 176

13.1 Presentación detallada de resultados 176

13.2 Valoración según los diferentes criterios 179

13.3 Análisis de resultados 182

13.3.1 Reagrupamiento de proyectos 182

13.3.2 Nuevo análisis QFD 183

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14 ANEXO IX: RECOPILACIÓN DE PROYECTOS EN DESARROLLO EN EL

NORTE DE CHILE 185

14.1 Proyectos fotovoltaicos 185

14.2 Proyectos termosolares 187

15 ANEXO X: ASPECTOS COMPLEMENTARIOS PARA LA ELECCIÓN DEL

PROYECTO 188

16 ANEXO XI: JUSTIFICACIONES Y BASE TEÓRICA DE LAS SIMULACIONES

DE PRODUCCIÓN 191

16.1 Simulaciones realizadas 191

16.2 Software utilizado 192

16.3 Hipótesis de diseño 192

16.3.1 Generación de electricidad para su inyección a la red 193

16.3.2 Desalinización 201

16.3.3 Calor de proceso 203

16.3.4 Cogeneración 205

17 ANEXO XII: REUNIONES CON EMPRESAS 208

18 ANEXO XIII: IMPLANTACIÓN INTERNACIONAL DE LOS PROYECTOS

ANALIZADOS 217

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1 Participación de cada sector en el producto interno bruto– anual. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de (2) 21

Figura 2 Principales Clientes del SING, a diciembre del 2011. Fuente: (CDEC-SING 2012) 24

Figura 3 Proyecciones de demanda de electricidad en el SING. Fuente CNE (4) 25

Figura 4 Demanda de calor en empresas con producción de cátodos SX-EW 26

Figura 5 Comparación de orden y puntuación para las diferentes alternativas analizadas, valor medio y rango (máximo y mínimo) 33

Figura 6 Puntuación obtenida por las diferentes tipologías (grupo intermedio) para diferentes normalizaciones. 33

Figura 7 Puntuación para los proyectos con los tres métodos de normalización 34

Figura 8 Orden de puntuación de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización 42

Figura 9 Puntuación final normalizada de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización 43

Figura 10 Comparación de los resultados de los proyectos para los diferentes criterios 45

Figura 11 Resultados del análisis QFD para las tres técnicas de agregación 46

Figura 12 Resultados del análisis QFD según finalidad - Generación de electricidad 47

Figura 13 Resultados del análisis QFD según finalidad - Calor para minería 47

Figura 14 Resultados del análisis QFD según finalidad – Desalinización 48

Figura 15 Resultados de los proyectos en cada criterio – Bombeo de agua 48

Figura 16 Características agregadas para cada proyecto 50

Figura 17 Aspectos de Tecnología – Normalización max-min sin ponderación 52

Figura 18 Aspectos de Tecnología – Normalización max-min con ponderación 52

Figura 19 Mapas de radiación del Norte de Chile (GHI y DNI respectivamente, en W/m2). Fuente: 3Tier 67

Figura 20 Distribución geográfica de las estaciones de medición 68

Figura 21 Datos medidos y datos satelitales de la radiación global diaria horizontal. Estación de Pozo Almonte 69

Figura 22 Comparación de los datos de radiación – Estación de Pozo Almonte 71

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Figura 23 Situación de las localizaciones elegidas. Fuente: Google earth 72

Figura 24 Perfiles típicos de DNI en la Localización 1 73

Figura 25 Perfiles típicos de GHI en la Localización 1 73





Figura 30 Perfiles típicos de GHI en verano e invierno. Estación de Pozo Almonte 76

Figura 31 Perfil típico de GHI, zona costera en el invierno. Estación de Pampa Camarones 77

Figura 32 Perfil típico de GHI, zona altiplánica en invierno. Estación de Pozo Almonte 77

Figura 33 Radiación global horizontal, Pozo Almonte, años 2008-2012 78

Figura 34 Principales Clientes del SING, a diciembre del 2011. Fuente: CDEC-SING 2012. 80

Figura 35 Proyecciones de demanda de electricidad en el SING. Fuente CNE (4) 81

Figura 36 Demanda de agua fresca por proceso productivo año 2011 (l/s) (7) 83

Figura 37 Demanda de agua en la minería del cobre (l/s) 83

Figura 38 Coeficientes unitarios por tonelada procesada según proceso año 2011 (7) 84

Figura 39 Demanda de calor en el proceso de óxidos en el año 2011 87

Figura 40 Evolución del coeficiente unitario de consumo de calor en el proceso de óxidos 88

Figura 41 Proceso de producción de nitratos (13) 91

Figura 42 Proceso de producción de yodo (13) 92

Figura 43 Proceso de producción de boro (13) 92

Figura 44 Proceso de producción de litio (13) 92

Figura 45 Distribución de venta de energía, según tipo de cliente. Fuente : Estadísticas de Operación 2001-2010 CDEC-SIC 97

Figura 46 Sistema Eléctrico Chileno(16). 98

Figura 47 Distribución de generación bruta del SING, 2011 100

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Figura 48 Distribución de generación por tipo de combustible del SING, 2011. Fuente : Anuario y Estadísticas de Operación CDEC-SING 2012 101

Figura 49 Participación de diferentes tecnologías en plan de obras del SING al 2021 107

Figura 50 Participación de diferentes tecnologías en la potencia instalada del SING en el 2021 teniendo en cuenta el plan de obras 107

Figura 51 Diagrama de proceso: Posibles usos del calor solar en la minería del cobre 110

Figura 52 Proyecciones de demanda de electricidad en el SING – Fuente CNE (4) 134

Figura 53 Orden obtenido en el análisis QFD realizado al reagrupamiento de proyectos 184

Figura 54 Sistema actual de desalación y bombeo de agua a procesos mineros. 189

Figura 55 Sistema propuesto a evaluar para el bombeo y sistema de desalación. 189

Figura 56. Sistema de uso de Agua Salada, para abastecer Óxidos 190

Figura 57 Variación del múltiplo solar – Generación de electricidad CSP CCP 194

Figura 58 Variación de las horas de almacenamiento térmico – Generación de electricidad CSP CCP 194

Figura 59 Variación de potencia bruta de salida – Generación de electricidad CSP SRC 196

Figura 60 Variación del múltiplo solar – Generación de electricidad CSP SRC 196

Figura 61 Variación de las horas de almacenamiento térmico – Generación de electricidad CSP SRC 197

Figura 62 Variación de potencia eléctrica equivalente solar – Generación de electricidad mediante Carbón hibridado con CSP CCP 198

Figura 63 Variación de la potencia térmica de diseño – Desalinización mediante CSP CCP 202

Figura 64 Variación de la potencia térmica de diseño – Generación de calor de proceso mediante CSP CCP 204

Figura 65 Diagrama de proceso de los proyectos de cogeneración 205

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 Tipología de proyectos analizados 27

Tabla 2 Descripción de la necesidad energética y posibilidad de usar esta respecto al recurso solar disponible por zona. 28

Tabla 3 Clasificación de proyectos por tipologías 30

Tabla 4 Necesidades de empresas mineras y eléctricas que han analizado la posibilidad de utilizar energía solar. Fuente: Entrevistas 31

Tabla 5 Voz del cliente para Análisis QFD – Ponderaciones de los criterios de selección 37

Tabla 6 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Tecnología y Social 39

Tabla 7 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Riesgo 39

Tabla 8 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Recurso y Mercado 40

Tabla 9 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Economía 40

Tabla 10 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos Ambientales 41

Tabla 11 Orden obtenido con los tres métodos de normalización con ponderación. 43

Tabla 12 Puntuación final normalizada de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización 44

Tabla 13 Comparación de la variación del orden para las tres estrategias de normalización frente a ponderar o no 44

Tabla 14 Tipología de proyectos analizados 49

Tabla 15 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos Tecnológicos y Sociales 51

Tabla 16 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos de Riesgo 53

Tabla 17 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos de Recurso y de Mercado 55

Tabla 18 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos Económicos 56

Tabla 19 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos Ambientales 57

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Tabla 20 Reordenación de los proyectos con los tres métodos de normalización con ponderación 61

Tabla 21 Trade-off de los proyectos con los criterios de la Voz del cliente 61

Tabla 22 Estudios de pre-factibilidad propuestos 62

Tabla 23 Listado de las estaciones de medición instaladas por el Ministerio de Energía 68

Tabla 24 Parámetros característicos de la Localización 1 72



Tabla 27 Radiación global horizontal, Pozo Almonte, años 2008-2012 78

Tabla 28 Principales Clientes del SING, a diciembre del 2011 (5) 80

Tabla 29 Proyección de demanda de energía eléctrica del SING. 82

Tabla 30 Consumo de agua por material procesado en minería del cobre 82

Tabla 31 Coeficientes unitarios de consumo de agua por tonelada de material procesado en la minería del cobre año 2011. 84

Tabla 32 Coeficientes unitarios de consumo de agua por tonelada de cobre fino en la minería del cobre año 2011. 85

Tabla 33 Proyección de la necesidad de agua fresca para la minería en Chile 85

Tabla 34 Proyección de la necesidad de agua fresca para la minería en Chile desagregada por tipo de proceso productivo 86

Tabla 35 Demanda de calor en el proceso de óxidos 87

Tabla 36 Históricos del coeficiente unitario de consumo de calor en el proceso de óxidos(12). 88

Tabla 37 Proyección de los coeficientes de calor unitarios en el proceso de óxidos 89

Tabla 38 Proyección de la demanda de calor en el proceso de óxidos 89

Tabla 39 Histórico de la demanda de calor en el proceso de sulfuros 90

Tabla 40 Proyección de los coeficientes unitarios de calor en el proceso de sulfuros 90

Tabla 41 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de sulfuros 90

Tabla 42 Evolución de la producción de SQM (minería no metálica) durante los últimos 4 años 93

Tabla 43 Consumos de energía SQM 93

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Tabla 44 Consumos de energía SQM expresada en GWth/año 94

Tabla 45 Coeficientes unitarios de la demanda de calor fósil en procesos de SQM 94

Tabla 46 Estimaciones de consumo de calor en minería no metálica tras Pampa Blanca 95

Tabla 47 Sistemas eléctricos chilenos - Potencia instalada (en MW) según tipo de generación 97

Tabla 48 Unidades Generadoras del SING a Diciembre del 2011 (17) 100

Tabla 49 Empresas con uso de agua de mar directamente en los procesos. Fuente: Cochilco 102

Tabla 50 Plantas desalinizadoras en operación y proyectos(7) 104

Tabla 51 Plan de obras centrales para el SING, fijación precio de nudos abril 2012 106

Tabla 52 Identificación de potenciales plantas termoeléctricas para hibridación solar. Fuente: Plan de obras centrales para el SING 109

Tabla 53 Potenciales aplicaciones solares en la generación de calor de proceso 110

Tabla 54 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de óxidos hasta el año 2020 111

Tabla 55 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de sulfuros hasta el año 2020 para aplicación de secado 112

Tabla 56 Potenciales plantas desalinizadoras existentes y futuras 113

Tabla 57 Criterios tecnológicos. No necesidad de refuerzo de infraestructuras 120

Tabla 58 Criterios Sociales. Presta un servicio a la sociedad 121

Tabla 59 Criterios de Riesgo. Ausencia de riesgo percibido actores chilenos 122

Tabla 60 Criterios de Riesgo. Ausencia de riesgo percibido expertos 123

Tabla 61 Criterios de Riesgo. Plantas similares en el mundo 124

Tabla 62 Criterios de Riesgo. Plantas similares en Chile 125

Tabla 63 Criterios de Riesgo. No se ha descartado el proyecto en el pasado 126

Tabla 64 Criterios de Riesgo. Simplicidad de la tecnología 127

Tabla 65 Criterios de Riesgo. Compatible con la normativa chilena 128

Tabla 66 Criterios de Mercado. Mercado potencial en otros países 130

Tabla 67 Criterios de Mercado. Posible uso de la tecnología en otros mercados 131

Tabla 68 Criterios de Mercado. Mercado abierto de componentes 132

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Tabla 69 Criterios de Mercado. Existencia de potenciales desarrolladores 133

Tabla 70 Criterios Ambientales. Ausencia de riesgos ambientales 139

Tabla 71 Criterios Ambientales. Proyectos en el SEA 141

Tabla 72 Criterios Ambientales. Proyecto tiene DIA 142

Tabla 73 Voz del cliente 142

Tabla 74 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores Tecnológicos y sociales 147

Tabla 75 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores de Riesgo 147

Tabla 76 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores de Recurso y Mercado 147

Tabla 77 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores Económicos 148

Tabla 78 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores Ambientales 148

Tabla 79 Generación de energía eléctrica - CSP SRC. Indicadores Tecnológicos y sociales 149

Tabla 80 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores de Riesgo 150

Tabla 81 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores de Recurso y Mercado 150

Tabla 82 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores Económicos 150

Tabla 83 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores Ambientales 151

Tabla 84 Generación de energía eléctrica - Carbón CSP. Indicadores Tecnológicos y sociales 152

Tabla 85 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores de Riesgo 152

Tabla 86 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores de Recurso y Mercado 153

Tabla 87 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores Económicos 153

Tabla 88 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores Ambientales 153

Tabla 89 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores de Riesgo 155

Tabla 90 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores de Recurso y Mercado 156

Tabla 91 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores Económicos 156

Tabla 92 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores Ambientales 156

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Tabla 93 Bombeo de agua - CSP. Indicadores Tecnológicos y Sociales 158

Tabla 94 Bombeo de agua - CSP. Indicadores de Riesgo 158

Tabla 95 Bombeo de agua - CSP. Indicadores de Recurso y Mercado 158

Tabla 96 Bombeo de agua - CSP. Indicadores Económicos 159

Tabla 97 Bombeo de agua - CSP. Indicadores Ambientales 159

Tabla 98 Bombeo de agua - FV. Indicadores Tecnológicos y Sociales 160

Tabla 99 Bombeo de agua - FV. Indicadores de Riesgo 161

Tabla 100 Bombeo de agua - FV. Indicadores de Recurso y Mercado 161

Tabla 101 Bombeo de agua - FV. Indicadores Económicos 161

Tabla 102 Bombeo de agua - FV. Indicadores Ambientales 162

Tabla 103 Desalinización - CSP. Indicadores Tecnológicos y Sociales 163

Tabla 104 Desalinización - CSP. Indicadores de Riesgo 163

Tabla 105 Desalinización - CSP. Indicadores de Recurso y Mercado 164

Tabla 106 Desalinización - CSP. Indicadores Económicos 164

Tabla 107 Desalinización - CSP. Indicadores Ambientales 164

Tabla 108 Desalinización - FV. Indicadores Tecnológicos y Sociales 166

Tabla 109 Desalinización - FV. Indicadores de Riesgo 166

Tabla 110 Desalinización - FV. Indicadores de Recurso y Mercado 166

Tabla 111 Desalinización - FV. Indicadores Económicos 167

Tabla 112 Desalinización - FV. Indicadores Ambientales 167

Tabla 113 Calor de proceso para minería. Indicadores Tecnológicos y Sociales 169

Tabla 114 Calor de proceso para minería. Indicadores de Riesgo 169

Tabla 115 Calor de proceso para minería. Indicadores de Recurso y Mercado 169

Tabla 116 Calor de proceso para minería. Indicadores Económicos 170

Tabla 117 Calor de proceso para minería. Indicadores Ambientales 170

Tabla 118 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores Tecnológicos y Sociales 171

Tabla 119 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores de Riesgo 172

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Tabla 120 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores de Recurso y Mercado 172

Tabla 121 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores Económicos 172

Tabla 122 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores Ambientales 173

Tabla 123 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores Tecnológicos y Sociales 174

Tabla 124 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores de Riesgo 174

Tabla 125 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores de Recurso y Mercado 175

Tabla 126 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores Económicos 175

Tabla 127 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores Ambientales 175

Tabla 128 Caso de estudio del test F para la demostración de hipótesis de reagrupamiento 182

Tabla 129 Proyectos de FV en el Norte de Chile - Aprobados por el DIA 186

Tabla 130 Proyectos de FV en el Norte de Chile - En calificación por el DIA 187

Tabla 131 Proyectos de CSP en el Norte de Chile 187

Tabla 132 Descripción de la necesidad energética y posibilidad de usar esta respecto al recurso solar disponible por zona. 188

Tabla 133 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante CSP CCP 193

Tabla 134 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante CSP SRC 195

Tabla 135 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante Carbón hibridado con CSP CCP 198

Tabla 136 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante FV 199

Tabla 137 Parámetros de diseño – Bombeo de agua mediante CSP CCP 200

Tabla 138 Parámetros de diseño – Bombeo de agua mediante FV 201

Tabla 139 Parámetros de diseño – Desalinización Multi-Efecto (MED) mediante CSP CCP 202

Tabla 140 Parámetros de diseño – Desalinización por RO mediante FV 203

Tabla 141 Parámetros de diseño – Generación de calor de proceso mediante CSP CCP 204

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Tabla 142 Parámetros de diseño – Cogeneración de calor y electricidad mediante CSP CCP 206

Tabla 143 Parámetros de diseño – Cogeneración de calor y electricidad mediante CSP CCP 207

Tabla 144. Respuesta de compañías contactadas 209

Tabla 145 Indicadores para la selección de proyectos – Calor minería CSP CCP 210

Tabla 146 Indicadores para la selección de proyectos – Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 211

Tabla 147 Indicadores para la selección de proyectos – Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 212

Tabla 148 Indicadores para la selección de proyectos – Desalinización RO PV 213

Tabla 149 Indicadores para la selección de proyectos – Desalinización MED CSP CCP 214

Tabla 150 Indicadores para la selección de proyectos – Generación de electricidad carbón hibr. CSP CCP 215

Tabla 151 Indicadores para la selección de proyectos – Bombeo de Agua (PV) 216

Tabla 152 Implantación internacional de proyectos analizados 219

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REFERENCIAS

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1 INTRODUCCIÓN

1.1 ANTECEDENTES

El crecimiento alcanzado por Chile en los últimos años 2010 a 2012 (Crecimiento del PIB en términos reales igual al 5,3% y 5,9% respectivamente (1)) demuestra que los estragos causados como consecuencia de la crisis financiera y económica internacional, así como los efectos del terremoto y maremoto que asolaron el país el 27 de febrero de 2010 han sido, en gran parte, superados. El crecimiento del país se explica fundamentalmente por el alza en la demanda interna debido al incremento de la inversión en la minería del cobre, maquinaria y equipos, y por el incremento en la construcción y otras obras. Otro factor importante se enfoca al crecimiento del consumo privado liderado por el aumento en la demanda de bienes duraderos, especialmente automóviles y electrodomésticos de alta tecnología. No obstante lo anterior, la minería sigue siendo la industria más relevante de Chile (12% en 2012 ver Figura 1) y se ha consolidado como uno de los principales motores de crecimiento de su economía debido a la calidad y cantidad de los recursos de cobre existentes en el país y al marco legal favorable a la inversión de Chile. El territorio chileno produjo el 32 % del cobre mundial en los tres primeros trimestres de 2012 (2), lo que le situó como primer país productor del mundo. En Noviembre de 2012, el 63% de las exportaciones chilenas estuvieron asociadas al sector de la minería (3).

Figura 1 Participación de cada sector en el producto interno bruto– anual. Fuente: Elaboración propia a partir de datos de (2)1

La energía, tanto la electricidad como los combustibles, es más cara en Chile que en sus principales competidores; se deben importar las fuentes primarias puesto que Chile no dispone de suficientes reservas. Por esta razón, encontrar una alternativa energética, sostenible con precios estables, es de vital importancia para el futuro de esta industria. Además, dicha fuente energética

1 Los datos del año 2012 sólo tienen en cuenta los tres primeros trimestres del año.

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Pesca Derechos de Importación Otras actividades mineras Electricidad, gas y agua

Comunicaciones Agropecuario-silvícola Administración pública Transporte

Servicios de vivienda Construcción Impuesto al valor agregado Comercio, restaurantes y hoteles

Industria Manufacturera Servicios personales Minería del cobre Servicios financieros y empresariales

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debe generar niveles de emisiones reducidos, para evitar sobre impuestos o aranceles que pueden aplicarse al cobre exportado. El suministro energético en Chile, está regido por la Ley General de Servicios Eléctricos desde el año 1982, fecha en la cual se estructuró el mercado eléctrico chileno en 3 segmentos: generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Este último está sometido a regulación de precios, dadas sus características de monopolio natural. Actualmente, las actividades son desarrolladas por empresas controladas en su totalidad por capitales privados, donde el Estado sólo asume funciones de regulación, fiscalización y planificación indicativa de inversiones en generación y transmisión. El sistema eléctrico Chileno está compuesto por cuatro sistemas eléctricos independientes entre sí: Sistema Interconectado Norte Grande (SING), Sistema Interconectado Central (SIC), Sistema de Aysén y Sistema de Magallanes. En estos cuatro sistemas eléctricos donde participan aproximadamente 70 empresas, de las cuales 28 son generadoras, 5 transmisoras y 37 son distribuidoras (4). En diciembre de 2012, la capacidad instalada en el país era igual a 16.939 MW, de los cuales un 72% corresponden al Sistema Interconectado Central (SIC) y un 27% al Sistema Interconectado Norte Grande (SING) (4), y el 1% corresponde a los restantes sistemas (Sistema de Aysén y Sistema de Magallanes). El SING, es el sistema eléctrico que genera, transmite y distribuye energía a la zona norte de Chile, compuesta por las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, donde se concentran la mayoría de las inversiones mineras de Chile. La capacidad instalada es igual a 4.574 MW (diciembre de 2012). El parque generador es eminentemente termoeléctrico, constituido en un 99% por centrales térmicas a carbón, fuel, Diésel y de ciclo combinado a gas natural. Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por grandes clientes, mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes libres o no sometidos a regulación de precios. El resto del consumo, está concentrado en las empresas de distribución que abastecen a clientes sometidos a regulación de precios. La generación en el año 2011 en el SING casi alcanzo 16 TWh/año (4). Los costes para el usuario final, dependen de acuerdos bilaterales pero se puede estimar un coste unitario del orden de USD 100/MWh, por tanto un coste total de 1,6 mil M USD. En el caso del sector de la minería, implica un coste del orden de 1,4 mil M USD. Si se compara con la contribución de la minería al PIB (2011) del orden de 26 mil M USD (2), aproximadamente, el 5% de los costes de la minería se asocian a la energía eléctrica. En el SING operan un total de 11 empresas de generación, de las cuales el mayor porcentaje está concentrado en 4: Aes Gener, Angamos, EC-L y Gas Atacama. Estas empresas de generación, que, junto a dos empresas de transmisión, conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING) que es el responsable de gestionar el sistema eléctrico (5). Actualmente, en el norte de Chile, tanto para consumo humano como para su aplicación en la minería existe una demanda de bombeo y desalación de agua del orden de los 12 m3/s. Con las características particulares de la orografía chilena (grandes desniveles) lo que equivale a una demanda de potencia eléctrica equivalente del orden de las centenas de MW (6). El presente informe presenta la selección de tecnologías previa a la “Definición de una cartera de

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proyectos solares”, Componente 3 de la consultoría técnica “ATACAMATEC - Apoyo a proyectos solares a gran escala en el norte de Chile”; ATN/OC-13087-CH, financiada por el Banco Inter Americano de Desarrollo.

1.2 ALCANCE DEL INFORME

A partir de los antecedentes e información recopilada por el consultor, se ha identificado y evaluado una cartera amplia de potenciales proyectos solares, factibles de implementar. Estos proyectos solares utilizan las siguientes tecnologías: solar fotovoltaica (FV), solar concentrada para generación de potencia (CSP) y solar térmica. Con estas tres tecnologías, se han identificado proyectos orientados a satisfacer las siguientes necesidades:

- Generación de electricidad - Bombeo de agua - Desalinización - Generación de calor de proceso - Cogeneración

o Calor de proceso y electricidad o Agua desalinizada y electricidad

Se han realizado las siguientes actividades:

- Recopilación de información - Análisis preliminar, tecnología, demanda y tipología proyectos - Modelado de plantas - Evaluación de impactos - Producto 3: Cartera de proyectos solares

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2 RESUMEN EJECUTIVO

2.1 ANTECEDENTES

La generación en el año 2011 en el SING casi alcanzo 16 TWh/año (4). Los costes para el usuario final, dependen de acuerdos bilaterales, pero se puede estimar un coste unitario del orden de USD 100/MWh, por lo que se tiene un coste total anual de 1,6 mil M USD. En el caso del sector de la minería, implica un coste del orden de 1,4 mil M USD. Si se compara con la contribución de la minería al PIB (2011) del orden de 26 mil M USD (2), aproximadamente, el 5% de los costes de la minería se asocian a la energía eléctrica. El mayor cliente (Minera Escondida) consumió en 2011 2,8 TWh, con una demanda de punta de más de 400 MW. Como se puede observar en la Figura 2 existen siete clientes cuya demanda punta es superior a 100 MW.

Figura 2 Principales Clientes del SING, a diciembre del 2011. Fuente: (CDEC-SING 2012)

En la Figura 3, se puede apreciar la previsión de aumento de demanda de energía eléctrica del SING, en donde se observa que se duplicará hacia el año 2025.

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Demanda Máxima [MW] Consumo Anual [GWh]

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Figura 3 Proyecciones de demanda de electricidad en el SING. Fuente CNE (4)

Actualmente, tanto para consumo humano como para su aplicación en la minería existe una demanda de bombeo y desalación de agua en el orden de magnitud de un m3 cada segundo. Con las características particulares de la orografía chilena (grandes desniveles) lo que equivale a una demanda de potencia eléctrica equivalente en el rango de las centenas de MW (6). La demanda total del recurso hídrico durante el año 2011 (7) (consumo medio) fue de 12,6 m3/s. De dicho consumo total, la producción de concentrados demanda el 71%, mientras que la operación de beneficio de minerales oxidados y mixtos por lixiviación para producir cátodos SX-EW sólo representa el 14% de las extracciones totales. El resto corresponde a aguas de mina, servicios varios y agua potable. El incremento de la demanda de agua para usos mineros y la sobreexplotación de los acuíferos hace necesario el uso de agua marina. Independientemente de que se desale o no, será preciso bombear caudales entre 0,5 m3/s y 1 m3/s (para una minera tipo) a alturas superiores a 1.500 m.s.n.m. El uso de energía solar para bombeo es especialmente atractivo en alturas intermedias, dado que, habitualmente, existe un punto de conexión en la costa y en la mina. Para nuevos proyectos es necesario proyectar nuevas líneas de transmisión que puedan suministrar energía para los puntos intermedios de bombeo y almacenamiento. Los procesos mineros demandan calor tanto para secado de concentrado y fundición en el proceso de sulfuros y calentamiento de soluciones, electro-obtención y lavado de ánodos en el proceso de óxidos (8).

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Proyección CNE Proyección CDEC-SING Base Proyección CDEC-SING Alta

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Figura 4 Demanda de calor en empresas con producción de cátodos SX-EW

La Comisión Nacional de Energía ha identificado un potencial de unos 100 MW para cogenerar (electricidad y calor) en el sector de la minería (70 MW en la zona norte). Está aprobada la Declaración de impacto ambiental de una planta de Cogeneración de Energía Eléctrica de 44 MW. (9), Sector Ujina, perteneciente a la cía. Minera Doña Inés de Collahuasi. Este tipo de proyectos se someten a Evaluación de Impacto Ambiental al SEIA por la aplicación del artículo 3º), letras b) y c) del Reglamento asociado, “Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones” y “Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”. En su mayoría, la empresa titular del proyecto da cumplimiento a sus normas mediante la presentación del proyecto al SEIA, bajo la forma de una Declaración de Impacto Ambiental DIA, conforme lo dispone el artículo 14 del citado Reglamento. Cabe señalar que más del 90% de los proyectos ingresados al SEIA son proyectos fotovoltaicos. Además, se ha terminado de evaluar recientemente, en formato de DIA con la aprobación ambiental favorable, el proyecto Pedro de Valdivia que es una planta CSP de 360 MW ubicada en la Comuna de María Elena, muy cerca de la subestación Crucero, Región de Antofagasta. Los aspectos sociales están remitidos a dos variables centrales. Por una parte que este tipo de proyectos se localice próximo a población protegida de acuerdo a la Ley Indígena y que aplica para las comunidades que han sido reconocidas de forma oficial por la autoridad competente en (este caso la Comisión Nacional de Desarrollo indígena CONADI), en tanto el artículo 11 de la Ley 19.300 en su literal D lo consigna como una de las causales de que los proyectos deben ser presentados en formato de Estudio de Impacto Ambiental. Adicionalmente, si la población indígena se encuentra ubicada en el territorio llamado Área de Desarrollo Indígena (ADI) esta situación se puede complejizar pues aplica la doble condición de población protegida y Territorio

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priorizado por el Estado. Cabe señalar que en la II región el ADI existente se ubica en la zona de la Cordillera de los Andes y se llama Alto El Loa, estando ubicado cercano a la ciudad de Calama, por lo que no se avizoran conflictos en tanto específicamente para el terreno de Bienes Nacionales que se ha dispuesto para el presente concurso se encuentra muy lejano de este sector. En segundo lugar existe la posibilidad de generar un clima de adhesión o un rechazo social hacia un proyecto, que en una situación de conflicto ambiental puede aplicar a cualquier tipo de proyectos. Esta posibilidad cobra importancia en aquellos proyectos en que la comunidad perciba que genera altos costos ambientales, siendo relevante la percepción que tenga la comunidad respecto del perfil ambiental del proyecto.

2.2 PROYECTOS ANALIZADOS

A partir de los antecedentes e información recopilada por el consultor, se ha identificado y evaluado una cartera amplia de potenciales proyectos solares, factibles de implementar, que utilizan las siguientes tecnologías: solar fotovoltaica (FV), solar concentrada para generación de potencia (CSP) y solar térmica. Se han evaluado las siguientes tipologías de proyectos tipo, representativos. Finalidad Tecnología Descripción

Generación electricidad

CSP CCP Planta tipo de 50 MW con 7,5 h de almacenamiento CSP SRC Planta tipo de 50 MW con 10 h de almacenamiento FV Planta tipo de 25 MW fija de silicio monocristalino2

Hibridación Central de carbón de 150 MW hibridada con CSP CCP

Bombeo de agua CSP CCP Bombeo, caudal igual a 0,5 m3/s y altura de

bombeo igual a la zona intermedia (1.000 m – 2.500 m)

FV

Desalinización CSP CCP

Desalinización de 0,5 m3/s FV

Calor para minería CSP CCP3 Generación de 30 MWth Cogeneración (electricidad y calor)

CSP CCP Generación 30 MWth y 8,5 MWe

Cogeneración (electricidad y agua)

CSP CCP Generación de 0,5 m3/s de agua desalinizada y electricidad

Tabla 1 Tipología de proyectos analizados

Y tres localizaciones: - Localización 1: Zona Costera - Localización 2: Zona Intermedia situada entre 1.000 m - 2.500 m de altitud

2 Se ha analizado esta opción, si bien en una fase de estudio más detallada se consideraría también policristalino y capa delgada, así como seguimiento a uno y dos ejes para aumentar el factor de planta. 3 Si bien es posible realizar estas instalaciones sin concentración solar (típicamente colectores planos), se ha optado por la alternativa CCP para un primer análisis, en una fase de estudio más detallado se consideraría también generación de calor sin concentración.

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- Localización 3: Zona Altiplánica situada a más de 2.500 m de altitud

Tabla 2 Descripción de la necesidad energética y posibilidad de usar esta respecto al recurso solar disponible por zona.

En base a reuniones establecidas con diversas compañías mineras y por la experiencia del consultor en los procesos y necesidades mineras, se excluyeron aquellos proyectos que no son viables o que no tienen sentido comercial:

- Bombeo de agua a 3.000 m, dado que el futuro de la gran minería se focaliza en el uso de agua de mar, salada o desalinizada, donde el bombeo se realizará desde el nivel del mar. Además, se considera que la extracción de pozos a niveles mayor a 3.000 m está vigente, aunque limitada por las normativas ambientales actuales,

- Calor para minería a nivel del mar, quedó descartado debido a que las compañías mineras se encuentran entre la cota de los 1.000 a 3.000 m.s.n.m y

- Cogeneración para minería a nivel del mar, justificado por el punto anterior.

Analizándose, por tanto, 30 tipologías posibles. De entre las opciones tecnológicas, se optó por la que presenta una opción tecnológica más sostenible y madura, aunque en el análisis se reseñaron aquellas otras que pudieran ser de interés en el caso de ser seleccionado el proyecto. Finalmente, se seleccionó el mejor resultado de cada tipología para la comparación entre los proyectos propuestos. La siguiente tabla presenta los posibles proyectos recopilados que han dado lugar a la definición de tipologías.

Descripción Zona Costera Zona Intermedia Zona Altiplánica Altura Estimada

0 – 1.000 m.s.n.m 1.000 – 2.500 m.s.n.m > 2.500 m.s.n.m

Uso Principalmente Urbana y pequeñas mineras

Principalmente Minera Principalmente Minera y urbana y pueblos autóctonos

Aplicación Proyectos Solares

� Desalación Solar � Desalación

Osmosis Reversa � Bombeo PV � Generación PV

� Generación Electricidad CCP SRC.

� Generación Electricidad Hibrida

� Calor de Procesos � Bombeo PV � Cogeneración




Proceso Minero de Sulfuros

Agua de Mar Agua Desalada Bombeo

Bombeo Uso en Flotación Electricidad


Proceso Minero de Óxidos

Agua Desalada Bombeo Calor de Procesos Electricidad

Bombeo Calor de Procesos Electricidad

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Finalidad Tecnología Localización Proyectos Estado Generación electricidad

CSP CCP

Nivel mar No existe Inviable - Nubosidad

Intermedia 1. S/E Crucero 2. Planta Termosolar Pedro de

Valdivia (Ibereólica) 3. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas)

1. Concurso 2. En desarrollo

3. En valoración

Altiplano No existe A Estudiar (Vientos e Invierno Boliviano)

CSP SRC

Nivel mar No existe Inviable - Nubosidad

Intermedia 1. El Crucero 2. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas)

1. Concurso 2. En valoración

Altiplano No existe A Estudiar (Vientos e Invierno altiplánico)

FV Nivel mar Ver Tabla 129 y Tabla 130 En Estudio (Generación Distribuida)

Intermedia Ver Tabla 129 y Tabla 130 En proyecto

Altiplano 1. SolarPack (1 MW) (Afta) 2. Juwi (1 MW) (Afta) 3. La Huayca (1,4 MW) (Iquique) 4. Solarpack (25 MW) (Iquique) 5. EC-L (2 MW) (Arica) 6. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas) Ver Tabla 129 y Tabla 130

1. En operación 2. En construcción 3. En construcción 4. Adjudicado 5. Adjudicado 6. En valoración

Hibridación Nivel mar E-CL (Mejillones) En desarrollo (piloto)

Bombeo de agua

CSP CCP Nivel mar No existe Minera Escondida

Inviable - Nubosidad En proyecto (usando energía convencional)

Intermedia 1. Soquimich 2. Proyectos Rurales 3. Minera Escondida 4. Collahuasi 5. Soquimich 6. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas)

1. En valoración 2. En operación 3. En proyecto (usando

energía convencional) 4. En valoración 5. En valoración 6. En valoración

FV Nivel mar 1. Soquimich 2. Minera Escondida 3. Aguas Antofagasta

1. En valoración 2. En proyecto (usando

energía convencional) 3. En proyecto (usando

energía convencional)

Intermedia 1. Soquimich 2. Proyectos Rurales 3. Minera Escondida 4. Collahuasi 5. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas)

1. En valoración 2. En operación 3. En proyecto (usando

energía convencional) 4. En valoración 5. En valoración

Altiplano Codelco En operación (Bombeo Diésel agua en altiplano)

Producto 3 - Final


Finalidad Tecnología Localización Proyectos Estado Desalinización CSP CCP Nivel mar No existe Nubosidad

Intermedia 1. Collahuasi 2. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas)

1. En valoración 2. En valoración

Altiplano Collahuasi En valoración

FV Nivel mar 1. Xstrata Lomas Bayas(fases nuevas)

2. Collahuasi

3. Minera Escondida

4. Aguas Antofagasta

1. En valoración

2. En proyecto RO (usando energía convencional)



Intermedia No existe A Estudiar

Altiplano No existe Inviable

Calor para minería

CSP CCP4 Intermedia 1. Gaby (colector plano) 2. El Tesoro (CCP pequeño) 3. Xstrata Lomas Bayas (fases

nuevas) 4. Codelco Norte 5. Radomiro Tomic

1. Adjudicado 2. En operación 3. En valoración

4. En valoración 5. En valoración

Altiplano Proyectos Pilotos A Estudiar

Cogeneración (electricidad y calor)

CSP CCP Intermedia No existe A Estudiar

Altiplano No existe A Estudiar


CSP CCP Intermedia No existe A Estudiar

Altiplano No existe A Estudiar

Tabla 3 Clasificación de proyectos por tipologías5

Empresa Proceso Necesidad Tecnología Proyecto El Tesoro Electro-

obtención - Agua desmineralizada - Calor de procesos

CCP Operando

Minera Esperanza

Chancado - Bombeo Agua Tradicional Operando

Gaby Electro-obtención

- Agua desmineralizada - Calor de Procesos

Panel Plano En construcción

Xstrata Lomas Bayas

Electro-obtención

- Agua desmineralizada - Calor de Procesos - Energía Eléctrica

No especificada por el momento

En estudio

Chancado - Bombeo - Energía Eléctrica

PV CCP

En estudio

4 Si bien es posible realizar este tipo de instalaciones sin concentración solar, se ha optado por la alternativa CCP para un primer análisis, en una fase de estudio más detallado se consideraría también generación de calor sin concentración. 5 Para este tabla, no se encuentran consideradas todas las compañías mineras de la zona norte, pero las mencionadas representan el estándar de necesidades energéticas de la minería del norte de Chile, las cuales se concentran en agua y energía.

Producto 3 - Final


Empresa Proceso Necesidad Tecnología Proyecto Minera Escondida

Chancado - Agua desalada - Bombeo - Energía

Osmosis Líneas de Transmisión

En construcción

Aguas Antofagasta

Agua Potable - Agua desalada - Energía

Osmosis reversa Líneas de Distribución

En construcción

Collahuasi Electro-obtención

- Agua desmineralizada - Calor de Procesos - Energía

FV Adjudicada

EC-L Generación Electricidad

Disminuir consumo combustible

Fresnel En estudio

SQM Calentamiento de soluciones

- Agua salada - Calor de proceso

Líneas eléctricas Petróleo

En estudio

Tabla 4 Necesidades de empresas mineras y eléctricas que han analizado la posibilidad de utilizar energía solar. Fuente: Entrevistas

2.3 METODOLOGÍA

Para seleccionar los proyectos más convenientes, se ha utilizado la metodología Quality Function Deployment (QFD) (10). Una de las etapas que considera esta metodología es definir prioridades (criterios de selección) mediante entrevistas con los clientes (voz del cliente). Seguidamente, se presentan los criterios de selección y en la Tabla 5 las ponderaciones para cada uno de ellos:

- Seguridad energética6 - Eficiencia económica - Efecto catalizador del estudio de viabilidad - Novedad - Efecto arrastre, posibilidad de replicar el proyecto, mercado potencial - Desarrollo de industria local - Amigable con el medio ambiente - Amigable con la sociedad - Contribución al desarrollo del I+D+i nacional

Estas prioridades se correlacionan con indicadores que se han agrupado en los siguientes grupos: - Tecnológicos - Sociales - Riesgo - Recurso - Mercado - Económicos - Ambientales

Adicionalmente, se ha analizado el recurso solar (ANEXO I: Recurso solar), la oferta actual existente y su proyección (ANEXO III: Oferta actual y potencial de la energía solar), la demanda y

6 Se entiende como seguridad energética la reducción del riesgo en el suministro y la variación del precio de la energía.

Producto 3 - Final


su proyección (ANEXO II: Demanda actual y proyección de los segmentos analizados ) y los aspectos sociales y ambientales asociados a los proyectos (ANEXO IV: Aspectos ambientales y ANEXO V: Aspectos sociales). Se modelaron también la producción e insumos necesarios, lo que se describe en el ANEXO VII: Somera descripción de los proyectos analizados; así mismo, se realizó una ficha correspondiente a los proyectos en desarrollo en el Norte de Chile (ANEXO IX: Recopilación de proyectos en desarrollo en el norte de Chile).

2.4 PRIORIZACIÓN DE ALTERNATIVAS

En la Figura 5, se puede apreciar el resultado final del análisis. Las tres alternativas que obtienen consistentemente la mejor puntuación y orden son las asociadas a la generación de electricidad utilizando CSP (Cilindro parabólico y torre central) y FV. Tras ellas, se puede apreciar que existe un amplio grupo con puntuaciones similares: calor para la minería, desalinización solar mediante calor, cogeneración (electricidad y agua), hibridación carbón-CSP para la generación de electricidad, cogeneración (electricidad y calor), desalinización mediante FV y bombeo de agua mediante FV, mientras que el bombeo de agua mediante CSP se puede descartar7. Este resultado concuerda con la necesidades actuales de las compañías mineras: energía eléctrica y calor de procesos. Todas las compañías mineras están interesadas en la producción de electricidad, necesaria para sus procesos. Además, aquéllas que producen cobre fino requieren calor para las etapas del proceso de producción (ver ANEXO III: Oferta actual para mayor detalle). Puesto que la generación de electricidad mediante tecnología CSP es objeto del “Componente 1. Revisión de bases de licitación para una planta CSP” de la presente asistencia técnica y que las plantas fotovoltaicas están siendo desarrolladas privadamente, se descartan las tres tipologías mejor puntuadas para el análisis posterior. Por ello, se realizó un análisis más detallado del grupo de proyectos con puntuación intermedia y se obtuvo la clasificación que se puede apreciar en Figura 6 y en la Tabla 20:

1. Calor minería 2. Cogeneración (electricidad y agua) mediante CSP CCP 3. Cogeneración (electricidad y calor) mediante CSP CCP 4. Desalinización RO mediante FV 5. Desalinización MED mediante CSP CCP 6. Hibridación carbón-CSP CCP para la generación de electricidad 7. Bombeo de agua FV

7 En 13.3.1 Reagrupamiento de proyectos, se verifica que es estadísticamente significativa la hipótesis anterior.

Producto 3 - Final


Figura 5 Comparación de orden y puntuación para las diferentes alternativas analizadas, valor medio y rango (máximo y mínimo)

Figura 6 Puntuación obtenida por las diferentes tipologías (grupo intermedio) para diferentes normalizaciones.

1

2

3

4

5

6

7Calor minería

CSP CCPCogeneración(electricidad y

agua) CSP CCP

DesalinizaciónRO PV

Cogeneración(electricidad y

calor) CSP CCP

Generaciónelectricidad

carbón hibr. CSPCCP

DesalinizaciónMED CSP CCP

Bombeo de aguaPV

Ord

en fi

nal o

bten

ido

(1-7

)

Normalizacion 1 Normalizacion 2 Normalizacion 3 Media

Producto 3 - Final


Tabla 20 Reordenación de los proyectos con los tres métodos de normalización con ponderación

Figura 7 Puntuación para los proyectos con los tres métodos de normalización

Las opciones cuya media en el orden es inferior o igual a tres son: 1. Calor para minería 2. Cogeneración (electricidad y agua) CSP 3. Desalinización RO FV

Sin embargo puede observarse una alta variación entre las diferentes formas de normalización: todos los proyectos salvo Bombeo PV se encuentran en alguna de las normalizaciones al menos entre los cuatro primeros. Hay que resaltar que aunque el bombeo mediante fotovoltaica haya obtenido bajas puntuaciones, sería el proyecto de más fácil implementación. El proyecto de hibridación de central de carbón con CSP CCP se encuentra en estudio por algunas compañías chilenas.

1 2 3 Max Media MinCalor minería CSP CCP 1 1 2 1 1.3 2 1Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 3 5 1 1 3.0 5 4Desalinización RO PV 2 2 5 2 3.0 5 3Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 4 3 4 3 3.7 4 1Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 5 4 6 4 5.0 6 2Desalinización MED CSP CCP 6 7 3 3 5.3 7 4Bombeo de agua PV 7 6 7 6 6.7 7 1

VariaciónNormalización Rango

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Calor minería CSP CCP Cogeneración(electricidad y agua) CSP

CCP

Desalinización RO PV Cogeneración(electricidad y calor) CSP

CCP

Generación electricidadcarbón hibr. CSP CCP

Desalinización MED CSPCCP

Bombeo de agua PV

Res

ulta

do n

orm

aliz

ado

(0-1

)

Normalización 1 Normalización 2 Normalización 3 Media

Producto 3 - Final


2.5 PROYECTOS PROPUESTOS

Por todo lo anterior, se propone seleccionar entre la siguiente tipología de proyectos los estudios de pre-factibilidad que se realizarán en el “Componente 4: Realización de estudios de pre-factibilidad”:

- Calor para minería - Cogeneración de electricidad y agua o calor - Desalinización - Hibridación carbón-CSP para la generación de electricidad - Bombeo mediante PV

Para estas tipologías, se ha evaluado la posibilidad de 115 proyectos concretos según los siguientes criterios:

- Interés del cliente final - Interés del desarrollador - Compatible con créditos concesionales - Bancabilidad del proyecto - Solvencia del cliente y el promotor

Descritos en el ANEXO XII: Reuniones con empresas. Tras las que se ha comprobado que la hibridación carbón-CSP para generación de electricidad no resulta una opción factible debido al reducido interés, a los plazos de desarrollo, a la complejidad tecnológica del proceso y la baja replicabilidad de éste. Es por ello que se ha descartado esta tipología de cara al desarrollo del “Componente 4: Realización de estudios de pre-factibilidad”: Se preseleccionan los siguientes proyectos:

Tipología Proyectos posibles Comentarios

Calor para minería - Codelco - Radomiro Tomic - SQM

- Tipología de gran interés para varios proyectos adicionales.

Cogeneración (electricidad y agua desalinizada) CSP CCP

- Proyecto genérico - Se desarrollará un estudio preliminar

para valorar el impacto de esta tecnología

Desalinización - XStrata Lomas Bayas - Se analizarán dos alternativas

a. Mediante RO alimentada por PV b. Mediante MED alimentado por CSP

Bombeo de agua PV - XStrata Lomas Bayas - Minera Esperanza - SQM

- Fácil implantación - Existen más proyectos que podrían ser

aplicables. Tabla 22 Estudios de pre-factibilidad propuestos

Producto 3 - Final


3 PRIORIZACIÓN DE PROYECTOS

3.1 PROYECTOS ANALIZADOS

Tras analizar los diferentes proyectos viables en el Sistema del Norte Grande (SING) de Chile, se formuló una cartera amplia de proyectos tipo que se pueden desarrollar en esta región del norte de Chile. A este fin, se seleccionaron once tipologías de proyectos (ver el ANEXO VII: Somera descripción de los proyectos analizados para mayor detalle):

- Generación de electricidad con CSP, de las tecnologías: o Colector Cilindro-Parabólico (CCP) o Sistema de Receptor Central (SRC)

- Generación de electricidad con FV - Generación de electricidad con central de carbón hibridada con CSP CCP - Bombeo de agua mediante CSP CCP - Bombeo de agua mediante FV - Desalinización por CSP CCP - Desalinización por FV - Calor de proceso para minería con CSP CCP - Cogeneración con CSP CCP

o De calor y electricidad o De agua desalinizada y electricidad

Y tres localizaciones:

- Localización 1: Zona Costera - Localización 2: Zona Intermedia situada entre 1.000 m -2.500 m de altitud - Localización 3: Zona Altiplánica situada a más de 2.500 m de altitud

Se excluyeron aquellos proyectos que no son viables o que no tienen sentido comercial: Bombeo de agua a 3.000 m, calor para minería a nivel del mar y cogeneración para minería a nivel del mar. Analizándose por tanto 30 posibles tipologías. De entre las opciones tecnológicas, se optó por la más madura, aunque en el análisis se reseñaron aquellas otras que pudieran ser de interés en el caso de ser seleccionado el proyecto.

3.2 RESUMEN DE LA METODOLOGÍA Y CRITERIOS DE SELECCIÓN DE LOS PROYECTOS

Para seleccionar los proyectos más adecuados se utilizó la metodología Quality Function Deployment (QFD) (10). Se identificaron los criterios de priorización de los proyectos con los principales actores involucrados y el Ministerio de Energía y se ordenaron en función de su relevancia (Voz del cliente) (Ver el ANEXO VI: Descripción de la metodología de selección, criterios y método para más detalle).

Producto 3 - Final


Orden Ponderación Necesidad - Criterios 4 0,138 Seguridad energética 4 0,138 Eficiencia económica 4 0,138 Efecto catalizador del estudio de viabilidad 4 0,138 Novedad 4 0,138 Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial 3 0,103 Desarrollo de industria local 3 0,103 Amigable con el medio ambiente 2 0,069 Amigable con la sociedad 1 0,034 Contribución al desarrollo del I+D+i nacional

Tabla 5 Voz del cliente para Análisis QFD – Ponderaciones de los criterios de selección

Se analizaron cada uno de los proyectos evaluándolos, a través de sus aspectos de:

- Tecnología: o Energía específica por terreno ocupado o Energía específica por consumo de agua o Tamaño de planta o No necesidad refuerzo infraestructuras o Factor de planta

- Social: o Presta un servicio directo sociedad o Mano de obra local

- Recurso: o Recurso solar acumulado anual

- Riesgo: o Ausencia de riesgo percibido actores chilenos o Ausencia de riesgo percibido expertos o Plantas similares en mundo o Plantas similares en Chile o No se ha descartado el proyecto en el pasado o Simplicidad tecnología o Compatible con la normativa chilena

- Mercado: o Mercado potencial en otros países o Posible uso de la tecnología en otros mercados o Mercado abierto de componentes o Existencia de potenciales desarrolladores del proyecto

- Economía: o Mercado potencial o Inversión total o Producción relativa a la Inversión o Importe de componentes locales

Producto 3 - Final


o Importe de componentes locales relativo a la potencia o Energía específica por costes de O&M o Uso de combustible fósil o LCOE, LCOW & LCOH

- Medio Ambiente: o Ausencia de riesgos ambientales o CO2 evitado o Proyecto en Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) o Proyecto tiene Declaración de Impacto Ambiental (DIA)

Se normalizaron las citadas características P��, donde i representa el parámetro y j el proyecto mediante tres métodos:

1. Normalización max-min �1��: El valor menos el mínimo dividido por el máximo menos el mínimo de todos los proyectos.

2. Normalización normal �2��: El valor menos la media de todos los proyectos dividido por la desviación típica de todos los proyectos pare ese parámetro.

3. Normalización max �3��: El valor dividido por el máximo valor de todos los proyectos.

�1�� = �� ; �2�� = ��

�� ; �3�� = ��

Tras ello se correlacionó la Voz del cliente con las características de los proyectos a partir de juicio de expertos como muestran la Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8, Tabla 9 y Tabla 10. Estas tablas presentan la correlación entre las características usadas para cuantificar cada proyecto y los criterios de selección. Dichas correlaciones se establecen en una escala de +3 a -3, indicando 3 una alta correlación positiva y -3 una alta correlación negativa, 0 implica que no existe relación. Las ponderaciones muestran la importancia relativa de cada factor.

Producto 3 - Final


Prestaciones

Voz del cliente

Tecnología Social

Energía específica por terreno

ocupado (MWheeq/h

a)

Energía específica

por consumo de agua

(MWheeq./ m3 agua)

Tamaño de

planta (MW)

No necesidad refuerzo

infraestruc-turas

Factor de

planta

Presta un servicio directo

sociedad

Mano de

obra local

Seguridad energética 1 3 2 2 3 1 2

Eficiencia económica 1 2 2 2 2 1 1

Efecto catalizador del estudio de viabilidad 0 0 1 0 1 0 1

Novedad 0 0 1 0 2 0 2 Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial 1 3 -1 2 1 0 2

Desarrollo de industria local 0 1 0 0 0 1 2

Amigable con el medio ambiente 2 3 0 1 0 0 0

Amigable con la sociedad 2 3 0 1 0 3 3

Contribución al desarrollo del I+D+i nacional 0 -1 1 -2 2 1 2

Peso 0,25 0,56 0,24 0,31 0,44 0,21 0,53

Tabla 6 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Tecnología y Social

Prestaciones

Voz del cliente

Riesgo

Ausencia de riesgo percibido actores chilenos

Ausencia de riesgo percibido expertos

Plantas similares

en mundo

Plantas similares en Chile

No se ha descar-tado el

proyecto en el

pasado

Simplici-dad

tecnología

Compa-tible con

la normativa

chilena

Seguridad energética 1 1 2 1 1 1 2

Eficiencia económica 1 1 1 1 0 0 1

Efecto catalizador del estudio de viabilidad -3 -3 0 0 3 3 2

Novedad -1 -1 -2 -2 0 1 0 Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial 1 2 2 1 -1 -1 2

Desarrollo de industria local 1 2 1 2 -1 1 2

Amigable con el medio ambiente 1 1 1 1 0 1 3

Amigable con la sociedad 2 2 2 1 0 -1 3

Contribución al desarrollo del I+D+i nacional -1 -1 2 2 1 1 0

Peso 0,06 0,14 0,28 0,20 0,11 0,24 0,56

Tabla 7 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Riesgo

Producto 3 - Final


Prestaciones

Voz del cliente

Recurso Mercado

Recurso solar

(acumulado de DNI o GHI

anual) normalizado

Mercado potencial en otros países

Posible uso de la

tecnología en otros

mercados

Mercado abierto de componen

-tes

Existencia de

potenciales desarro-

lladores del proyecto

Seguridad energética 2 1 1 1 1

Eficiencia económica 3 1 1 1 1

Efecto catalizador del estudio de viabilidad 1 2 2 -2 3

Novedad 0 0 1 1 0

Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial 1 2 3 1 3

Desarrollo de industria local 0 3 3 1 2

Amigable con el medio ambiente 0 0 1 0 1

Amigable con la sociedad 0 1 2 1 1

Contribución al desarrollo del I+D+i nacional 0 2 3 0 2

Peso 0,32 0,43 0,59 0,15 0,52

Tabla 8 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Recurso y Mercado

Prestaciones

Voz del cliente

Economía

Mercado potencial

Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la

Inversión (MWheeq./

M USD Inversión)

Importe componen

-tes locales

Importe componen-tes locales relativo a la

potencia

Coste O&M

(MWheeq/ M USD

O&M año)

Uso de combusti-ble fósil

(% energía primaria)

LCOE, LCOW &

LCOH

Seguridad energética 3 -1 2 1 1 2 -3 -3

Eficiencia económica 2 0 2 0 1 3 0 -3

Efecto catalizador del estudio de viabilidad 3 2 0 2 0 0 1 3

Novedad 0 0 0 0 2 0 0 0 Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial 3 -1 1 2 2 1 -1 -3

Desarrollo de industria local 3 -1 0 3 3 -1 0 0

Amigable con el medio ambiente 1 0 0 0 0 0 -3 0

Amigable con la sociedad 2 0 0 3 2 -2 -2 -2

Contribución al desarrollo del I+D+i nacional 2 2 -2 2 2 -2 2 2

Peso 0,71 -0,01 0,21 0,43 0,45 0,17 -0,26 -0,30

Tabla 9 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos de Economía

Producto 3 - Final


Prestaciones

Voz del cliente

Ambiental

Ausencia de Riesgos ambientales

CO2 evitado

(Tm/año/ Inversión)

Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

Seguridad energética 2 1 0 1

Eficiencia económica 2 1 0 1

Efecto catalizador del estudio de viabilidad -2 2 0 0

Novedad 0 1 0 0 Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial -1 1 0 0

Desarrollo de industria local 1 0 0 0

Amigable con el medio ambiente 3 3 1 2

Amigable con la sociedad 3 2 1 2

Contribución al desarrollo del I+D+i nacional -2 1 0 0

Peso 0,23 0,44 0,06 0,21

Tabla 10 Correlación de Prestaciones y Voz del Cliente para Análisis QFD – Aspectos Ambientales

Finalmente se ponderó el peso de cada parámetro normalizado �� con las correlaciones definidas en la Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8, Tabla 9 y Tabla 10 (��,�), para obtener el valor para cada

proyecto de cada criterio k-ésimo de selección (�� ) (Tabla 5) que a su vez se normalizó con el máximo valor para su agregación ponderada posterior.

�� = � ��

��,�; �� = ��!"#�(��)

Para agregarlos se utilizaron los pesos de ponderación definidos en la Tabla 5 ($�) que se obtiene dividiendo el orden por la suma de los órdenes para que la suma de los pesos esté normalizada a la unidad, así, la valoración de cada proyecto (%&�) es igual a:

%&� = � ��$�; � $� = 1��

Para verificar la robustez del modelo, se equiponderaron todas los criterios, es decir el mismo valor para todos los coeficientes de ponderación β( y se observó que no variaba el orden de selección de los proyectos.

Producto 3 - Final


3.3 PROYECTOS PRIORIZADOS

Se evaluaron siguiendo la metodología descrita en el ANEXO VI: Descripción de la metodología de selección, criterios y método y resumida en el epígrafe 3.2, los 30 proyectos preseleccionados. Para cada tipología de proyecto se seleccionó el que obtuvo una mayor puntuación en el análisis QFD y se comparó el resultado entre los proyectos para los diferentes métodos de normalización y de agregación (ponderada y sin ponderar). El resultado se puede apreciar en la Figura 8 Orden de puntuación de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización, en la que el que tiene la máxima puntuación es la generación de electricidad mediante CSP.

Figura 8 Orden de puntuación de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización

El mismo resultado se obtiene si se comparan los valores obtenidos por cada proyecto para los diferentes criterios de normalización. Para homogeneizarlos, se han dividido por el valor obtenido por el mejor proyecto en cada clase de agregación.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12GeneraciónelectricidadCSP CCP

GeneraciónelectricidadCSP SRC

Generaciónelectricidad PV

Calor mineríaCSP CCP


agua) CSPCCP


calor) CSPCCP



Generaciónelectricidadcarbón hibr.CSP CCP

Bombeo deagua PV

Bombeo deagua CSP

Ord

en fi

nal o

bten

ido

(1-1

1)


Producto 3 - Final


Figura 9 Puntuación final normalizada de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización

Como se aprecia en la Tabla 11, no existe una importante dispersión según el método de agregación en el orden final obtenido, no obstante. De forma consistente, las primeras opciones son:

- Generación electricidad CSP CCP - Generación de electricidad CSP SRC - Generación de electricidad FV

Tabla 11 Orden obtenido con los tres métodos de normalización con ponderación.

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

GeneraciónelectricidadCSP CCP





agua) CSP CCP


calor) CSP CCP




Bombeo deagua PV

Bombeo deagua CSP

Res

ulta

do n

orm

aliz

ado

(0-1

)

Normalización 1 Normalización 2 Normalización 3 Media

1 2 3 Max Media Min

Generación electricidad CSP CCP 1 2 2 1 1.7 2 1

Generación electricidad CSP SRC 2 3 1 1 2.0 3 2

Generación electricidad PV 3 1 3 1 2.3 3 2

Calor minería CSP CCP 4 4 5 4 4.3 5 1

Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 5 6 4 4 5.0 6 2

Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 6 5 6 5 5.7 6 1

Desalinización RO PV 7 7 8 7 7.3 8 1

Desalinización MED CSP CCP 8 8 7 7 7.7 8 1

Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 9 10 9 9 9.3 10 1

Bombeo de agua PV 10 9 10 9 9.7 10 1

Bombeo de agua CSP 11 11 11 11 11.0 11 0

ErrorNormalización Rango

Producto 3 - Final


El calor para minería, la desalinización por CSP y ambas cogeneraciones siguen a estos con valores muy parejos como se puede apreciar en la tabla siguiente.

Tabla 12 Puntuación final normalizada de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización

En la Tabla 13 se puede apreciar cómo el efecto de la ponderación $�es despreciable, puesto que no varía sensiblemente el orden en los mejores proyectos para las diferentes estrategias de normalización si se ponderan los criterios o no.

Tabla 13 Comparación de la variación del orden para las tres estrategias de normalización frente a ponderar o no

1 2 3 Min Media MaxGeneración electricidad CSP CCP 1.00 0.97 0.99 0.97 0.98 1.00 0.03Generación electricidad CSP SRC 0.94 0.85 1.00 0.85 0.93 1.00 0.15Generación electricidad PV 0.92 1.00 0.77 0.77 0.90 1.00 0.23Calor minería CSP CCP 0.66 0.77 0.52 0.52 0.65 0.77 0.26Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 0.56 0.58 0.55 0.55 0.57 0.58 0.03Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 0.56 0.66 0.48 0.48 0.57 0.66 0.18Desalinización RO PV 0.54 0.57 0.47 0.47 0.53 0.57 0.10Desalinización MED CSP CCP 0.52 0.54 0.47 0.47 0.51 0.54 0.07Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 0.51 0.49 0.39 0.39 0.46 0.51 0.11Bombeo de agua PV 0.44 0.52 0.35 0.35 0.44 0.52 0.18Bombeo de agua CSP 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Rango Error

Normalización

1 2 3

Generación electricidad CSP CCP 0 0 0Generación electricidad CSP SRC 0 0 0Generación electricidad PV 0 0 0Calor minería CSP CCP 0 0 0Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP -1 -1 0Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP -3 0 -2Desalinización RO PV 2 1 2Desalinización MED CSP CCP 1 0 0Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 1 0 0Bombeo de agua PV 0 0 0Bombeo de agua CSP 0 0 0

Normalización

Producto 3 - Final


3.3.1 Valoración de los proyectos para los diferentes criterios.

En la Figura 10, se muestran resultados obtenidos por cada proyecto para cada criterio en comparación con los otros proyectos.

Figura 10 Comparación de los resultados de los proyectos para los diferentes criterios

-0.4-0.20.00.20.40.60.81.0

Seguridad energética

Eficiencia económica

Efecto catalizador del estudiode viabilidad

Novedad

Efecto arrastre, replicabilidad,mercado potencial

Desarrollo de industria local

Amigable con el medioambiente

Amigable con la sociedad

Contribución al desarrollo delI+D+i nacional

Generación electricidad CSP CCP Generación electricidad CSP SRCGeneración electricidad carbón hibr. CSP CCP Generación electricidad PVBombeo de agua CSP Bombeo de agua PVDesalinización RO PV Desalinización MED CSP CCPCalor minería CSP CCP Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCPCogeneración (electricidad y agua) CSP CCP

-0.1

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9





PV

Bombeo deagua CSP

Bombeo deagua PV

DesalinizaciónMED CSP

CCP




calor) CSPCCP

Contribución al desarrollo del I+D+i nacional Amigable con la sociedadAmigable con el medio ambiente Desarrollo de industria localEfecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial NovedadEfecto catalizador del estudio de viabilidad Eficiencia económica

Producto 3 - Final


Las bajas puntuaciones indican aquellos aspectos que será necesario mejorar o cuidar especialmente si ese tipo de proyecto se desea desarrollar. La puntuación global se muestra en la siguiente figura para las tres técnicas de normalización.

Figura 11 Resultados del análisis QFD para las tres técnicas de agregación

En las siguientes figuras, se detallan los resultados agregados con la normalización max-min, agrupados según finalidades análogas y se comparan con los del proyecto que ha obtenido la máxima puntuación (sombreado). Los proyectos se han agrupado en:

- Generación de electricidad

0.77 0.740.50

0.73

0.230.47 0.51 0.52 0.59 0.53 0.54

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

Generaciónelectricidad CSP

CCP


SRC



Bombeo deagua CSP

Bombeo deagua PV





calor) CSP CCP


agua) CSP CCP

Punt

uaci

ón fi

nal

Normalización max - min

0.470.30

-0.20

0.51

-0.88

-0.15 -0.12 -0.09

0.19 0.04

-0.07

-1.00

-0.80

-0.60

-0.40

-0.20

0.00

0.20

0.40

0.60


CCP


SRC



Bombeo deagua CSP

Bombeo deagua PV





calor) CSP CCP


agua) CSP CCP

Punt

uaci

ón fi

nal

Normalización normal

0.88 0.88

0.650.79

0.490.63 0.68 0.67 0.69 0.68 0.71

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0


CCP


SRC



Bombeo deagua CSP

Bombeo deagua PV





calor) CSP CCP


agua) CSP CCP

Res

ulta

do fi

nal

Normalización max

Producto 3 - Final


- Calor para la minería - Desalinización - Bombeo de agua

Figura 12 Resultados del análisis QFD según finalidad - Generación de electricidad

Figura 13 Resultados del análisis QFD según finalidad - Calor para minería

-0.4-0.20.00.20.40.60.81.0



Efecto catalizador delestudio de viabilidad

Novedad

Efecto arrastre,replicabilidad, mercado

potencialDesarrollo de industria local



Contribución al desarrollodel I+D+i nacional

Máximo Generación electricidad CSP CCP

Generación electricidad CSP SRC Generación electricidad carbón hibr. CSP CCPGeneración electricidad PV

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0Seguridad energética



Novedad






Máximo Calor minería CSP CCP Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP

Producto 3 - Final


Figura 14 Resultados del análisis QFD según finalidad – Desalinización

Figura 15 Resultados de los proyectos en cada criterio – Bombeo de agua

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8



Efecto catalizador delestudio de viabilidad

Novedad

Efecto arrastre,replicabilidad, mercado

potencial

Desarrollo de industrialocal


Amigable con lasociedad

Contribución aldesarrollo del I+D+i

nacional

Máximo Desalinización MED CSP CCP

-0.4-0.20.00.20.40.60.81.0




Novedad






Máximo Bombeo de agua CSP Bombeo de agua PV

Producto 3 - Final


4 DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS ANALIZADOS Los proyectos tipo analizados son: Finalidad Tecnología Descripción


CSP CCP Planta tipo de 50 MW con 7,5 h de almacenamiento CSP SRC Planta tipo de 50 MW con 10 h de almacenamiento FV Planta tipo de 25 MW fija de silicio monocristalino

Hibridación Central de carbón de 150 MW hibridada con CSP CCP

Bombeo de agua CSP CCP

Bombeo de 0,5 m3/s a 1.000 m FV



Calor para minería CSP CCP Generación de 30 MWth Cogeneración (electricidad y calor)



CSP CCP Generación de 0,5 m3/s de agua y electricidad


En el presente apartado se presenta la evaluación de los diferentes criterios dados por el cliente. La valoración global de los resultados obtenidos se realiza en el Apartado 5.Conclusiones, aunque a continuación se adelantan los resultados.

En la Figura 16, se puede apreciar el resultado del análisis, agregado para los diferentes grupos en los que se han agrupado las características definidas en 3.2 para los diferentes proyectos considerados.

Producto 3 - Final


Figura 16 Características agregadas para cada proyecto

4.1 INDICADORES DE TECNOLOGÍA Y ASPECTOS SOCIALES

Seguidamente, se presenta el resultado obtenido por cada proyecto en cada una de las características. Se describe en mayor detalle en el ANEXO VII: Somera descripción de los proyectos analizados. Tecnología Social

Proyecto tipo Localización


por terreno

ocupado (MWhe eq./ha)


por consumo de agua (MWhe eq./m3 agua)

Tamaño de

planta (MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta

Presta un

servicio directo

sociedad

Mano de

obra local

Generación de electricidad CSP CCP

1 807 3,5 50 3 26 3 340 2 1086 4,2 50 3 35 3 340 3 1357 4,6 50 3 43 3 340

Generación de electricidad CSP SRC

1 421 3,2 50 3 28 3 350 2 605 4,1 50 3 40 3 350

-0.2

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0Tecnología

Social

Riesgo

RecursoMercado

Económica

Ambiental

Generación electricidad CSP CCP Generación electricidad CSP SRCGeneración electricidad carbón hibr. CSP CCP Generación electricidad PVBombeo de agua CSP Bombeo de agua PVDesalinización MED CSP CCP Desalinización RO PVCalor minería CSP CCP Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCPCogeneración (electricidad y agua) CSP CCP

Producto 3 - Final


Tecnología Social



por terreno

ocupado (MWhe eq./ha)


por consumo de agua (MWhe eq./m3 agua)

Tamaño de

planta (MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta

Presta un

servicio directo

sociedad

Mano de

obra local

3 784 4,8 50 3 52 3 350 Generación

electricidad carbón hibr. CSP CCP

1 748 4,3 9 4 21 3 62 2 986 5,0 9 4 27 3 62 3 1228 5,6 9 4 34 3 62

Generación electricidad PV

1 1223 218,0 25 3 20 3 108 2 1360 243,0 25 3 22 3 108 3 1542 275,0 25 3 25 3 108

Bombeo de agua CSP 1 606 3,3 11 4 27 3 75 2 808 4,0 11 4 36 3 75 3 NA8 NA NA NA NA NA NA

Bombeo de agua PV 1 1318 220,0 10 4 20 3 43 2 1464 244,0 10 4 22 3 43 3 NA NA NA NA NA NA NA

Desalinización solar calor

1 661 3,7 25 4 33 3 173 2 872 4,3 25 4 43 3 173 3 1088 4,8 25 4 54 3 173

Desalinización PV 1 1246 220,0 9 4 20 3 42 2 1383 245,0 9 4 22 3 42 3 1569 277,0 9 4 25 3 42

Calor minería 1 NA NA NA NA NA NA NA 2 934 4,7 10,5 4 42 3 71 3 1163 5,2 10,5 4 52 3 71


CSP

1 NA NA NA NA NA NA NA 2 1111 5,5 19 4 45 3 107 3 1407 6,2 19 4 56 3 107


CSP

1 795 4,4 37 4 33 3 262 2 1055 5,2 37 4 43 3 262 3 1322 5,7 37 4 54 3 262

Tabla 15 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos Tecnológicos y Sociales

En cuanto al efecto sobre la sociedad, todos los proyectos generan impactos similares, no obstante los proyectos asociados a CSP crean un mayor número de puestos de trabajo. En las Figura 17 y Figura 18, se muestran gráficamente los resultados en aspectos de Tecnología para los proyectos tipo normalizados mediante max-min. En la Figura 18, se dan los resultados

8 NA quiere decir No Aplica. Se debe a la falta de sentido de algunos proyectos tipo en ciertas localizaciones.

Producto 3 - Final


ponderados siguiendo las prioridades presentadas como Voz del cliente, mientras que en la Figura 17 se muestran agregados sin ponderación. Como se puede observar, los mejores valores de Tecnología se obtienen para ambas cogeneraciones, la desalinización mediante CSP y FV y el calor de proceso para minería. Se observa también que los resultados varían ligeramente con la ponderación aumentando la calificación de la desalinización por FV.

Figura 17 Aspectos de Tecnología – Normalización max-min sin ponderación

Figura 18 Aspectos de Tecnología – Normalización max-min con ponderación

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0


CCP


SRC



Bombeo deagua CSP

Bombeo deagua PV

Desalinizaciónsolar calor

DesalinizaciónPV

Calor minería Cogeneración(electricidad y

calor) CSP


agua) CSP

Punt

uaci

ón s

in p

onde

raci

ón

Factor de planta No necesidad refuerzo infraestruc-turas

Tamaño de planta (MW) Energía específica por consumo de agua (MWhe eq./m3 agua)

Energía específica por terreno ocupado (MWhe eq./ha)

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4


CCP


SRC



Bombeo deagua CSP

Bombeo deagua PV

Desalinizaciónsolar calor

DesalinizaciónPV

Calor minería Cogeneración(electricidad y

calor) CSP


agua) CSP

Punt

uaci

ón c

on p

onde

raci

ón

Factor de planta No necesidad refuerzo infraestruc-turas

Tamaño de planta (MW) Energía específica por consumo de agua (MWhe eq./m3 agua)


Producto 3 - Final


4.2 INDICADORES DE RIESGO

Se presentan a continuación las características de Riesgo de los proyectos analizados. Riesgo




Plantas similares

en mundo


No se ha

descar-tado el

proyecto en el

pasado

Simplici-dad

tecnología

Compa-tible con

la normativa

chilena

Generación electricidad CSP CCP

1 2 3 4 1 4 3 5 2 2 3 4 1 4 3 5 3 2 3 4 1 4 3 5

Generación electricidad CSP SRC

1 3 3 2 1 4 2 5 2 3 3 2 1 4 2 5 3 3 3 2 1 4 2 5

Generación electricidad carbón

hibr. CSP CCP

1 3 3 2 2 4 2 5 2 3 3 2 2 4 2 5 3 3 3 2 2 4 2 5


1 4 5 4 3 4 4 5 2 4 5 4 3 4 4 5 3 4 5 4 3 4 4 5

Bombeo de agua CSP 1 2 3 4 1 4 3 3 2 2 3 4 1 4 3 3 3 NA NA NA NA NA NA NA

Bombeo de agua PV 1 3 4 4 3 4 4 3 2 3 4 4 3 4 4 3 3 NA NA NA NA NA NA NA


1 2 3 3 3 4 2 3 2 2 3 3 3 4 2 3 3 2 3 3 3 4 2 3

Desalinización PV 1 3 3 3 2 4 3 3 2 3 3 3 2 4 3 3 3 3 3 3 2 4 3 3

Calor minería 1 NA NA NA NA NA NA NA 2 4 4 2 3 4 4 3 3 4 4 2 3 4 4 3


CSP

1 NA NA NA NA NA NA NA 2 2 3 2 1 4 2 3 3 2 3 2 1 4 2 3


CSP

1 2 3 2 1 4 2 3 2 2 3 2 1 4 2 3 3 2 3 2 1 4 2 3

Tabla 16 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos de Riesgo

Producto 3 - Final


Como se aprecia, la energía fotovoltaica, calor de minería, CSP para generar electricidad y el bombeo de agua utilizando fotovoltaica son las que presentan un menor riesgo. El uso de fotovoltaica para sistemas de bombeo en altitudes medias, 1.500 m.s.n.m, podría reducir la construcción de líneas de transmisión, para abastecer estos puntos medios de consumo, entre la costa y la compañía minera.

4.3 INDICADORES DE RECURSO Y MERCADO

Se presentan a continuación las características de Recurso y Mercado de los proyectos. Recurso Mercado


Recurso solar (acumulado

de DNI o GHI anual)

normalizado


Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componen-tes

Existencia de potenciales

desarrolladores del proyecto


1 0,67 3 1 1 3 2 0,90 3 1 1 3 3 1,13 3 1 1 3


1 0,67 3 1 2 1 2 0,90 3 1 2 1 3 1,13 3 1 2 1

Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP

1 0,67 3 1 1 2 2 0,90 3 1 1 2 3 1,13 3 1 1 2

Generación electricidad PV 1 0,94 3 2 3 4 2 1,05 3 2 3 4 3 1,20 3 2 3 4

Bombeo de agua CSP 1 0,67 1 2 1 1 2 0,90 1 2 1 1 3 NA NA NA NA NA

Bombeo de agua PV 1 0,94 2 2 3 2 2 1,05 2 2 3 2 3 NA NA NA NA NA

Desalinización solar calor 1 0,67 3 2 1 1 2 0,90 3 2 1 1 3 1,13 3 2 1 1

Desalinización PV 1 0,94 3 2 2 2 2 1,05 3 2 2 2 3 1,13 3 2 2 2

Calor minería 1 NA NA NA NA NA 2 0,90 3 3 1 3 3 1,13 3 3 1 3

Cogeneración (electricidad y calor) CSP

1 NA NA NA NA NA 2 0,90 2 2 1 1 3 1,13 2 2 1 1

Producto 3 - Final


Recurso Mercado


Recurso solar (acumulado

de DNI o GHI anual)

normalizado


Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componen-tes



Cogeneración (electricidad y agua) CSP

1 0,67 2 2 1 1 2 0,90 2 2 1 1 3 1,13 2 2 1 1

Tabla 17 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos de Recurso y de Mercado

En cuanto al recurso, como era de esperar éste mejora con la altura, pero debe considerarse la penalización que la altura introduce en los equipamientos mecánicos y electrónicos, que disminuyen la potencia generable.

4.4 INDICADORES ECONÓMICOS

Se presentan seguidamente las características de Economía de los proyectos. Económica

Proyecto tipo Localización Mercado potencial

Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la

Inversión (MWhe eq./ M USD

Inversión)

Importe componen-tes locales

Importe componen-tes locales relativo a

la potencia

Coste O&M

(MWhe eq./M USD O&M año)


(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH


1 35000 250 452 60 1,20 28000 2 1,8 2 35000 250 608 60 1,20 38000 2 1,3 3 35000 250 760 60 1,20 48000 2 1,1


1 35000 450 271 120 2,40 24000 0,00 2,9 2 35000 450 390 120 2,40 35000 0 2,0 3 35000 450 505 120 2,40 45000 0 1,5


1 35000 40 411 7,5 1,20 24000 99 0,4 2 35000 40 542 7,5 1,20 31000 98 0,4

3 35000 40 675 7,5 1,20 39000 98 0,4


1 3500 48 892 20 0,80 32000 0 1,4 2 3500 48 992 20 0,80 34000 0 1,3 3 3500 48 1124 20 0,80 37000 0 1,2

Bombeo de agua CSP

1 900 55 473 9 0,80 30000 0,04 1,7 2 900 55 632 9 0,80 40000 0,01 1,3 3 NA NA NA NA NA NA NA NA

Bombeo de agua PV

1 900 19 902 8 0,83 62000 0 1,2 2 900 19 1002 8 0,83 66000 0 1,1 3 NA NA NA NA NA NA NA NA

Producto 3 - Final


Económica

Proyecto tipo Localización Mercado potencial

Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH


1 550 147 445 50 2,00 25000 0,02 1,9 2 500 147 587 50 2,00 33000 0,01 1,5 3 500 147 733 50 2,00 41000 0 1,2

Desalinización PV

1 550 46 335 20 2,20 25000 0 0,9 2 500 46 372 20 2,20 27000 0 0,8 3 500 46 422 20 2,20 29000 0 0,7

Calor minería 1 NA NA NA NA NA NA NA NA 2 980 47 815 13 1,20 48000 0,01 0,4 3 980 47 1014 13 1,20 60000 0 0,5

Cogeneración (electricidad y

calor) CSP

1 NA NA NA NA NA NA NA NA 2 980 79 858 19 1,18 52000 2 0,5 3 980 79 1086 19 1,18 66000 2 0,4

Cogeneración (electricidad y

agua) CSP

1 550 217 524 64 1,70 32000 2 2,3 2 500 217 695 64 1,70 42000 2 1,6 3 500 217 871 64 1,70 52000 2 1,2

Tabla 18 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos Económicos

4.5 INDICADORES AMBIENTALES

En último lugar se presentan los aspectos Ambientales. Además de la presencia en el SEA o si el proyecto tiene o no DIA, la mayor diferencia se encuentra en referencia al CO2 evitado. Ambiental

Proyecto tipo Localización Ausencia de

Riesgos ambientales

CO2 evitado (Tm/año/ Inversión)

Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

Generación electricidad CSP CCP 1 2 400 3 3 2 2 535 3 3 3 2 670 3 3

Generación electricidad CSP SRC 1 2 239 2 2 2 2 343 2 2 3 2 444 2 2


1 2 420 1 1 2 2 533 1 1 3 2 689 1 1

Generación electricidad PV 1 2 785 4 4 2 2 873 4 4

Producto 3 - Final


Ambiental

Proyecto tipo Localización Ausencia de

Riesgos ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

3 2 989 4 4

Bombeo de agua CSP 1 1 417 1 1 2 1 637 1 1 3 NA NA NA NA

Bombeo de agua PV 1 1 793 1 1 2 1 881 1 1 3 NA NA NA NA

Desalinización solar calor 1 1 305 1 1 2 1 402 1 1 3 1 502 1 1

Desalinización PV 1 1 295 2 2 2 1 328 2 2 3 1 372 2 2

Calor minería 1 NA NA NA NA 2 1 619 1 1 3 1 771 1 1

Cogeneración (electricidad y calor) CSP 1 NA NA NA NA 2 1 1433 2 2 3 1 1793 2 2

Cogeneración (electricidad y agua) CSP 1 1 394 1 1

2 1 523 1 1

3 1 655 1 1

Tabla 19 Valoración de las características de los proyectos analizados, aspectos Ambientales

Producto 3 - Final


5 CONCLUSIONES

5.1 DEFINICIÓN DE UNA CARTERA DE PROYECTOS

5.1.1 Proyectos y localizaciones evaluadas

Se han evaluado las siguientes tipologías de proyectos tipo, representativos. Finalidad Tecnología Descripción


CSP CCP Planta tipo de 50 MW con 7,5 h de almacenamiento CSP SRC Planta tipo de 50 MW con 10 h de almacenamiento FV Planta tipo de 25 MW fija de silicio monocristalino9 Hibridación Central de carbón de 150 MW hibridada con CSP CCP

Bombeo de agua CSP CCP Bombeo, caudal igual a 0,5 m3/s y altura de bombeo

igual a 1.000 m FV



Calor para minería CSP CCP10 Generación de 30 MWth Cogeneración (electricidad y calor)



CSP CCP Generación de 0,5 m3/s de agua y electricidad


Y tres localizaciones: - Localización 1: Zona Costera - Localización 2: Zona Intermedia situada entre 1.000 m -2.500 m de altitud - Localización 3: Zona Altiplánica situada a más de 2.500 m de altitud

Se excluyeron aquellos proyectos que no son viables o que no tienen sentido comercial: Bombeo de agua a 3.000 m, calor para minería a nivel del mar y cogeneración para minería a nivel del mar. Analizándose por tanto 30 posibles tipologías. De entre las opciones tecnológicas, se optó por la más madura, aunque en el análisis se reseñaron aquellas otras que pudieran ser de interés en el caso de ser seleccionado el proyecto. Finalmente, se seleccionó el mejor resultado de cada tipología para la comparación entre proyectos.

5.1.2 Metodología QFD y resultados

Para la selección de tecnologías se ha utilizado la metodología Quality Function Deployment (QFD) en la que las prioridades (voz del cliente) (Tabla 5) son:

- Seguridad energética - Eficiencia económica - Efecto catalizador del estudio de viabilidad

9 Se ha analizado esta opción, si bien en una fase de estudio más detallada se consideraría también poli-cristalino y capa delgada, así como seguimiento a uno y dos ejes para aumentar el factor de planta. 10 Si bien es posible realizar este tipo de instalaciones sin concentración solar, se ha optado por la alternativa CCP para un primer análisis, en una fase de estudio más detallado se consideraría también generación de calor sin concentración.

Producto 3 - Final


- Novedad - Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial - Desarrollo de industria local - Amigable con el medio ambiente - Amigable con la sociedad - Contribución al desarrollo del I+D+i nacional

Estas prioridades se cruzaron con indicadores agrupados en los siguientes grupos (ver el epígrafe 11.1 Descripción de criterios), que cubren aspectos:

- Tecnológicos - Sociales - Riesgo - Recurso - Mercado - Económicos - Ambientales

Como resultado, se ha obtenido la siguiente ordenación de proyectos para diferentes metodologías de normalización (Tabla 10, Figura 8 y Figura 5)


1 2 3 Max Media Min





Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 5 6 4 4 5.0 6 2

Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 6 5 6 5 5.7 6 1

Desalinización RO PV 7 7 8 7 7.3 8 1



Bombeo de agua PV 10 9 10 9 9.7 10 1


ErrorNormalización Rango

Producto 3 - Final


Figura 8 Orden de puntuación de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización

Como se puede apreciar, los proyectos de generación de electricidad mediante CSP, ya sea con la tecnología CCP o SRC, y mediante FV son los que obtienen una mejor puntuación global. Teniendo en cuenta que en Chile la generación de electricidad mediante fotovoltaica está implantada a nivel comercial, que para CSP existen proyectos en su fase preliminar y que el Bombeo de agua mediante CSP obtiene el menor ranking para las tres normalizaciones usadas, se ha realizado un nuevo análisis QFD eliminando estos 4 proyectos.

5.1.3 Segundo análisis QFD sobre proyectos específicos

El nuevo análisis mencionado al final de la sección anterior se realiza para aumentar la resolución en la valoración de las tecnologías cuyas puntuaciones han resultado más igualadas. De esta forma, se elimina la dispersión asociada a los proyectos mejor puntuados y el peor puntuado, aumentándose las diferencias entre la puntuación de los analizados. Los proyectos estudiados en este segundo análisis son entonces:

- Calor minería - Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP - Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP - Desalinización RO por FV - Desalinización MED por CSP CCP - Generación electricidad carbón hibridada con CSP CCP - Bombeo de agua FV

Y en este nuevo análisis los resultados han sido (Tabla 20):

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11






agua) CSPCCP


calor) CSPCCP




Bombeo deagua PV

Bombeo deagua CSP

Ord

en fi

nal o

bten

ido

(1-1

1)


Producto 3 - Final



Tabla 21 Trade-off de los proyectos con los criterios de la Voz del cliente

Las opciones mejor clasificadas en este análisis de sensibilidad son: 1. Calor para minería 2. Cogeneración (electricidad y agua) CSP 3. Desalinización RO FV

Sin embargo puede observarse una alta variación entre las diferentes formas de normalización: todos los proyectos salvo Bombeo PV se encuentran en alguna de las normalizaciones al menos entre los cuatro primeros. El bombeo mediante fotovoltaica a pesar de haber obtenido bajas puntuaciones, sería el proyecto de más fácil implementación. El proyecto de hibridación de central de carbón con CSP CCP se encuentra en estudio por algunas compañías chilenas.

1 2 3 Max Media Min


Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 3 5 1 1 3.0 5 4Desalinización RO PV 2 2 5 2 3.0 5 3

Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 4 3 4 3 3.7 4 1Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 5 4 6 4 5.0 6 2


Bombeo de agua PV 7 6 7 6 6.7 7 1

Normalización Rango Variación

Proyectos

Voz del cliente

Calor minería

Cogen. (electr. y agua)

Cogen. (electr. y

calor)

Desaliniz. RO PV

Hibr. con

carbón

Desaliniz. MED CSP

CCP

Bombeo PV

Mejor

Seguridad energética 0.55 -0.33 0.30 -0.03 -0.11 -0.45 0.06 Calor mineríaEficiencia económica 0.51 -0.31 0.43 -0.17 0.22 -0.49 -0.19 Calor mineríaEfecto catalizador -0.03 0.44 -0.12 -0.14 0.03 0.39 -0.56 Cogen. (electr. y agua)Novedad -0.14 0.49 0.19 -0.11 -0.22 0.29 -0.51 Cogen. (electr. y agua)Efecto arrastre, replicabilidad 0.52 -0.48 -0.19 0.29 0.01 -0.28 0.13 Calor minería CSDesarrollo de industria local 0.40 -0.28 -0.60 0.28 0.20 0.01 0.00 Calor mineríaAmigable con el medio ambiente 0.04 -0.49 0.16 0.44 0.00 -0.56 0.41 Desalinización PVAmigable con la sociedad -0.10 -0.30 -0.13 0.70 0.15 -0.30 -0.01 Desalinización PVContribución al I+D+i nacional 0.04 0.35 -0.41 0.14 -0.19 0.54 -0.46 Desalinización CSP

Producto 3 - Final


5.1.4 Estudios de pre-factibilidad propuestos

Por todo lo anterior, se propone seleccionar entre la siguiente tipología de proyectos los estudios de pre-factibilidad que se realizarán en el “Componente 4: Realización de estudios de pre-factibilidad”:

- Calor para minería - Cogeneración de electricidad y agua o calor - Desalinización - Hibridación carbón-CSP para la generación de electricidad - Bombeo mediante PV

Para estas tipologías, se ha evaluado la posibilidad de 115 proyectos concretos según los siguientes criterios:

- Interés del cliente final - Interés del desarrollador - Compatible con créditos concesionales - Bancabilidad del proyecto - Solvencia del cliente y el promotor

Según se puede comprobar en el ANEXO XII: Reuniones con empresas. Tras las reuniones con empresas, se ha comprobado que la hibridación carbón-CSP para generación de electricidad no resulta una opción factible debido al reducido interés, a los plazos de desarrollo y a la complejidad tecnológica del proceso. Es por ello que se ha descartado esta tipología de cara al desarrollo del “Componente 4: Realización de estudios de pre-factibilidad”: Entre ellos se seleccionan los siguientes proyectos:

Tipología Proyectos posibles Comentarios

Calor para minería - Codelco - Radomiro Tomic - SQM

- Tipología de gran interés para varios proyectos adicionales.

Cogeneración (electricidad y agua) CSP-CCP

- Proyecto genérico - Se desarrollará un estudio preliminar

para valorar el impacto de esta tecnología

Desalinización - XStrata Lomas Bayas - Se analizarán dos alternativas

a. Mediante RO alimentada por PV b. Mediante MED alimentado por CSP

Bombeo de agua PV - XStrata Lomas Bayas - Minera Esperanza - SQM

- Fácil implantación - Existen más proyectos que podrían ser

aplicables.

Tabla 22 Estudios de pre-factibilidad propuestos

Producto 3 - Final


5.2 POTENCIAL DE LA ENERGÍA SOLAR

El potencial de la energía solar en los segmentos analizados en el informe se detalla en el ANEXO III: Oferta actual y potencial de la energía solar. Se incluyen a continuación las conclusiones del análisis realizado a este respecto.

5.2.1 En la generación de calor de proceso

La industria minera tiene unas grandes necesidades de aporte calor a baja-media temperatura lo que se encuentra en el rango de aplicación de diferentes tecnologías solares. Necesidades de calor Proceso Tipología de calor Tecnologías solares Secado de concentrado Sulfuros Media temperatura Tubos de vacío, CPC, Colectores planos,

Fresnel, CCP Calentamiento de soluciones Sulfuros Baja temperatura Tubo de vacío, CPC, Colectores planos,

Fresnel, CCP, Placa plana Calentamiento de soluciones Óxidos Baja temperatura Tubo de vacío, CPC, Colectores

planos, Fresnel, CCP, Placa plana Lavado de ánodos Óxidos Baja temperatura Colectores planos, Fresnel, CPC, CCP

Tabla 53 Potenciales aplicaciones solares en la generación de calor de proceso

En este caso pueden presentarse como ejemplos de potencial aplicación solar los proyectos que se encuentran en curso en el norte de Chile (ambos en la minería del cobre):

- Colectores Cilindro Parabólicos para para Minera El Tesoro - Colectores planos para Minera Gaby (Codelco)

En el caso de El Tesoro, la energía térmica producida por la planta solar proveerá parte de la energía requerida para el calentado de electrolito rico y despegado de cátodos en el proceso SX-EW. En el caso de la Minera Gaby, se empleará para calentamiento de soluciones cubriendo alrededor de un 80% de las necesidades de calor de la planta de electro obtención. Se concluye que la energía solar (aplicaciones termosolares) es capaz de proveer el calor requerido por los procesos mineros en sus rangos de potencia máxima y temperatura. Su capacidad de penetración dependerá de su competencia económica con los precios de los combustibles fósiles (típicamente diésel y gas natural) y del efecto arrastre de estos dos proyectos.

5.2.1.1 Para la minería del cobre

Para dar una referencia del potencial en este segmento, se ha estudiado el proceso de óxidos (hidrometalurgia) y sulfuros (producción de concentrado) en la minería del cobre. Tomando en cuenta las proyecciones de producción de cobre fino proveniente de este proceso (11) y el consumo de calor por TMF (ver 7.3), se ha realizado una proyección de los requerimientos de calor de este proceso hasta 2020. Con este análisis, es factible visualizar la cantidad de energía producida por un combustible fósil (Diésel en este caso), que sería posible de reemplazar por medio de la generación de calor a través de energía solar.

Producto 3 - Final


La proyección para el proceso de óxidos presentada en la Tabla 54, se incluye también a continuación.

Año Producción total nacional (kTMF)

Por proceso de hidrometalurgia (kTMF)

Proyección coeficiente unitario (MJ/TMF)

Proyección necesidades de calor (GWth)

2012 5.618 2.062 3.314 1.898

2013 6.098 2.076 3.397 1.958

2014 6.171 1.988 3.479 1.921

2015 6.450 2.019 3.561 1.996

2016 6.651 1.998 3.644 2.022

2017 7.273 1.904 3.726 1.970

2018 7.799 1.812 3.808 1.917

2019 8.101 1.552 3.891 1.677

2020 8.444 1.592 3.973 1.756 Tabla 54 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de óxidos hasta el año 2020

La sustitución del uso de combustibles fósiles (se ha supuesto Diésel) por plantas solares térmicas en la provisión de estas necesidades de calor a partir del año 2013, supondría (en valores medios):

- un ahorro de combustible de 163 k Ton/ año, - unas emisiones evitadas de 519 k Ton CO2/ año, y - una potencia instalada de 300 MWt.

Por otra parte se tiene la proyección del proceso de sulfuro, que se presenta en la Tabla 55, y que también se incluye en este apartado


Por proceso de concentrado (kTMF)



2012 5.618 3.556 225 222

2013 6.098 4.022 229 255

2014 6.171 4.183 232 270

2015 6.450 4.431 235 290

2016 6.651 4.653 239 309

2017 7.273 5.369 242 361

2018 7.799 5.987 245 408

2019 8.101 6.549 249 453

2020 8.444 6.852 252 480 Tabla 55 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de sulfuros hasta el año 2020 para aplicación de secado

Producto 3 - Final


La sustitución del uso de combustibles fósiles (se ha supuesto Diésel) por plantas solares térmicas en la provisión de estas necesidades de calor a partir del año 2013, supondría (en valores medios):

- un ahorro de combustible de 28 k Ton/ año, - unas emisiones evitadas de 90 k Ton CO2/ año, y - una potencia instalada de 55 MWt.

5.2.1.2 En la minería no metálica Los resultados presentados en el ANEXO III: Oferta actual y potencial de la energía solar (ver 7.3.2 Minería no metálica), muestran que el consumo de calor de origen fósil aumentaría para 2018 en 1.300 GWth/año. Conociendo tecnología probada y experiencia de plantas en operación se tiene que éste aumento en la demanda podría cubrirse por energía termosolar. Eliminando el proceso de fundición por su imposibilidad tecnológica se ha obtenido un potencial para la energía termosolar de aproximadamente 100 MWt, para aplicaciones de calentamiento de soluciones y secado.

5.2.2 En la hibridación de plantas termoeléctricas

A pesar de ser las plantas termoeléctricas la base de la generación eléctrica en el norte de Chile, la hibridación no es aplicable en todos los casos ya sea por razones geográficas o tecnológicas. Considerando el parque proyectado al año 2021 y eliminando las opciones inviables se ha obtenido un conjunto reducido de centrales que se recogen en la Tabla 41.

Propietario Central Unidad Potencia Neta [MW]

Puesta en Servicio

Tipo de Combustible

EC-L Termoeléctrica Mejillones CTM1 154,9 1995 Carbón

EC-L Termoeléctrica Mejillones CTM2 164,0 1998 Carbón

ANDINA Central Térmica Andina CTA 152,6 2011 Carbón

HORNITOS Central Térmica Hornitos CTH 153,9 2011 Carbón

ANGAMOS Angamos ANGAMOS I 244 2000 Carbón

ANGAMOS Angamos ANGAMOS II 244 2011 Carbón

PLAN OBRAS - MEJILLONES I 200 may-17 Carbón

PLAN OBRAS - MEJILLONES II 200 ago-18 Carbón

PLAN OBRAS - MEJILLONES III 200 jul-19 Carbón

PLAN OBRAS - MEJILLONES IV 200 jul-21 Carbón

EC-L Termoeléctrica Mejillones CTM3 GNL 243,2 1995 Gas Natural

GAS ATACAMA Atacama CC1 GNL 325,6 1999 Gas Natural

GAS ATACAMA Atacama CC2 GNL 325,6 2002 Gas Natural

Producto 3 - Final


Tabla 52 Identificación de potenciales plantas termoeléctricas para hibridación solar. Fuente: Plan de obras centrales para el SING

Se tiene entonces que el potencial de hibridación carbón-CSP es del orden de 300 MW y en CC GNL-CSP de 134 MW. Ha de tenerse un cuenta en todo caso que la integración solar-fósil puede resultar costosa y en algunos casos inviable en centrales en operación, siendo preferente su implementación en proyectos nuevos. En este caso, la capacidad explotable de nuevas centrales a carbón es igual a 800 MW, la expectativa de Carbón-CSP sería igual a 120 MW.

5.2.3 En la desalinización

Conocidas las necesidades crecientes de agua desalinizada en el norte de Chile que tienen como consecuencia un gran número de proyectos en estudio y/o en construcción de plantas desalinizadoras (ver Tabla 50). Se considera el potencial de la energía solar en este segmento como la sustitución de las energías convencionales por las energías solares (o la combinación de ambas) en la provisión de algunos de los citados proyectos en estado de estudio o pre-factibilidad. Región Operador Operación Nombre Planta Estado I Doña Inés de

Collahuasi Collahuasi

Planta Desalinizadora Collahuasi

Pre-Factibilidad

II Codelco Radomiro Tomic - En Estudio III

SCM Santo Domingo Proyecto Santo Domingo Planta Desalinizadora Santo Domingo

Factibilidad en desarrollo

II Xstrata Lomas Bayas III - Pre-Factibilidad II Antofagasta Minerals Centinela - Pre-Factibilidad I

Teck Quebrada Blanca Fase II

- Factibilidad en desarrollo

Tabla 56 Potenciales plantas desalinizadoras existentes y futuras

Producto 3 - Final


6 ANEXO I: RECURSO SOLAR

6.1 INTRODUCCIÓN

En el norte de Chile, el potencial de la radiación solar es uno de los más altos a nivel mundial. Especialmente las zonas desérticas de las Regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá, Antofagasta y Atacama, ubicadas entre la zona interior de la costa y la cordillera a una altura típica entre 1.000 – 3.000 m.s.n.m. se caracterizan por cielos despejados durante casi todo el año y poca nubosidad y por lo tanto, presentan condiciones muy favorables para aplicaciones de energía solar de gran escala.

Figura 19 Mapas de radiación del Norte de Chile (GHI y DNI respectivamente, en W/m2). Fuente: 3Tier

Una adecuada estimación del recurso es necesaria para que los resultados de las simulaciones de producción sean confiables. Sin embargo, al tratarse esta fase de la Asistencia Técnica de un análisis comparativo de los diferentes proyectos, éste se puede considerar neutro a la fuente de los datos meteorológicos siempre que ésta se ajuste a la realidad del Norte de Chile. Será a tenor del Componente 4, “Realización de tres estudios de pre-factibilidad”, cuando una estimación más fina del recurso en relación con cada proyecto y localización será necesaria.

6.2 DATOS DISPONIBLES

6.2.1 Mediciones sobre el terreno: Campaña del Ministerio de Energía

La Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) en conjunto con el Ministerio de Energía instaló a partir del año 2008 un total de 9 estaciones de medición de la radiación solar. Los datos medidos y procesados están disponibles en: http://www.minenergia.cl - Energías renovables - Campaña de Medición Solar.

Producto 3 - Final


Un listado de las diferentes estaciones de medida, el período de medición y su situación geográfica pueden observarse en las siguientes tabla y figura. Estación Región Extensión de las mediciones Pozo Almonte Tarapacá 4 años San Pedro de Atacama Antofagasta 3 años Crucero Antofagasta 3 años Pampa Camarones Arica y Parinacota 3 años Inca de Oro Atacama 3 años Puerto Angamos Antofagasta 3 años Salar Antofagasta 3 años Salvador Atacama 3 años Cerro Armazones Antofagasta 2 años Tabla 23 Listado de las estaciones de medición instaladas por el Ministerio de Energía

Figura 20 Distribución geográfica de las estaciones de medición

Cada estación mide y registra los siguientes parámetros: - Radiación solar global con sistema de seguimiento - Radiación solar difusa con sistema de seguimiento - Radiación solar global en superficie horizontal - Radiación solar directa en canal de cálculo (diferencia global – difusa) - Temperatura ambiental - Velocidad del viento - Humedad relativa

Producto 3 - Final


A partir de los datos medidos, se calcula después la radiación directa normal (DNI). Este procesamiento lo realiza ISE en Freiburg-Alemania.

6.2.2 Datos satelitales: NASA

La estimación de radiación por satélite es una práctica extendida que usan diferentes entes públicos y privados. En este caso se hace referencia a un programa de la NASA (la agencia espacial de EE.UU) que, dentro del programa Surface meteorology and solar energy data, pone a libre disposición en internet (bajo registro en eosweb.larc.nasa.gov) una amplia selección de parámetros meteorológicos. Entre ellos se pueden extraer datos de radiación de cualquier lugar del mundo en un rectángulo con una resolución de 1º de latitud y 1º de longitud geográfica. La resolución temporal de los mismos es mensual y el período de medición se extiende durante más de 15 años. Cabe destacar que la comparación de datos medidos sobre el terreno con datos satelitales muestra en general diferencias. Puede considerarse una regla general que la radiación es subestimada cuando se obtiene de datos satelitales en comparación con lo que se mide sobre el terreno. Se puede observar esto en la figura siguiente.

Figura 21 Datos medidos y datos satelitales de la radiación global diaria horizontal. Estación de Pozo Almonte

6.2.3 Datos obtenidos de software específico: Meteonorm

Por último se considera una fuente de datos de radiación alternativa que es la utilización de software específico de estimación de parámetros meteorológicos. Concretamente se considera Meteonorm. Meteonorm es un programa informático que contiene una base de datos que comprende una gran variedad de parámetros meteorológicos. La estimación de radiación está basada en mediciones sobre el terreno a lo largo de 20 años y datos satelitales. Sus resultados han sido sometidos a

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

kWh

/m2d

ía

Pozo 2009 Pozo 2010 Pozo 2011 Datos satelitales

Producto 3 - Final


numerosos estudios, resultando un error en la interpolación de la radiación mensual del 9 %. Esta base de datos está disponible al adquirir la licencia del software y la resolución temporal de los datos entregados es horaria.

6.2.4 Otros datos

6.2.4.1 Explorador solar El Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile en conjunto con el Ministerio de Energía y la GIZ ha desarrollado un Explorador Solar que genera, a través de modelos atmosféricos y datos satelitales una base de datos sobre la radiación solar en superficie horizontal con una resolución espacial de 1 km. Para el lugar seleccionado en pantalla se presenta datos promedios de la radiación global diaria y datos de radiación solar. En una futura etapa y ampliación del Explorador está planificado también determinar los datos de DNI. El Explorador Solar está disponible en: www.minenergía.cl - Energías renovables

6.2.4.2 Estudios previos En el marco del proyecto GEF-CNE-PNUD CHI/00/G32 se publicó un libro sobre datos medidos de la radiación solar y cálculos de una gran cantidad de lugares a lo largo del país. Los datos medidos se originaron en el Laboratorio de Energía y Evaluación Solar de la Universidad Técnica Federico Santa María en los años ‘60 – ‘80 y fueron publicados en un texto anterior en al año 1995 “Energía Solar, Aplicaciones e Ingeniería”, de Ediciones Universitarias de Valparaíso, 3ª Edición en 1995. Estos datos medidos presentan un primer catastro de datos sobre la radiación solar en el país con un esfuerzo enorme de trabajos en terreno y en laboratorio. Las estaciones de mediciones en esta época utilizaron actinógrafos como sensores de radiación. Los datos están disponibles en: “Irradiancia solar en territorios de la República de Chile” NE / PNUD / UTFSM, 2008 ISBN: 978-956-279-005-5.

6.2.5 Comparación de datos de las diversas fuentes

Disponer de las mediciones realizadas por el Ministerio de Energía permite comprobar la confiabilidad de las diferentes fuentes de datos de radiación. Para ello se han obtenido las medias mensuales de GHI para la localización de la estación de Pozo Almonte mediante Meteonorm y NASA y se han comparado con las mediciones para el año 2010 para la citada estación.

Producto 3 - Final


Figura 22 Comparación de los datos de radiación – Estación de Pozo Almonte

Como se puede ver en la figura, los datos de la estación tienden a sobreestimar el recurso, mientras que los provenientes de Meteonorm y NASA lo subestiman, fenómeno esperable como se ha comentado previamente.

6.3 DESARROLLO DE AÑOS MODELO

6.3.1 Introducción

Como se ha comentado previamente, el objetivo de la estimación del recurso es ser dato de entrada para las simulaciones de producción cuyos resultados han sido usados en el análisis QFD y en la evaluación de los proyectos solares. Sin embargo, al ser el objetivo de las simulaciones de producción la obtención de resultados esperables tipo, las mediciones reales no son un input adecuado para estos cálculos. Es necesario disponer de unos datos que se correspondan con lo que se conoce como años modelo: años considerados como tipo o esperables en el largo plazo. Para ello se ha de acudir a una base de datos meteorológica cuya medición se extienda a lo largo de al menos 10 años y que realice correcciones estadísticas sobre los datos para generar estos años modelo. Por este motivo la fuente de datos utilizada ha sido Meteonorm, ya que es la única fuente disponible que es capaz de generar años modelo. Además, ésta es la única fuente que genera datos con una resolución horaria, lo que es el óptimo para ser empleado como dato de entrada de las simulaciones de producción.

320

301

281

233

201186

194

219

259

301

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Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec

Irrad

ianc

ia m

edia

(W/m

2)

Rango Media Meteonorm NASA Estación

Producto 3 - Final


Respecto a la calidad de las estimaciones, podemos observar en la Figura 22 que la forma de la curva correspondiente a la variación interanual es muy parecida entre ambas fuentes, lo que para un análisis comparativo como el que se realiza en este componente es suficiente y avalaría Meteonorm como fuente de datos de radiación.

6.3.2 Datos obtenidos

Se han elegido 3 localizaciones, situadas en la zona central de Norte de Chile, cuyos datos de radiación se han obtenido por medio de Meteonorm para ser utilizados en las simulaciones de producción. Dichas localizaciones representan:

- Localización 1: Zona Costera - Localización 2: Zona Intermedia, situada entre 1.000 m -2.500 m de altitud - Localización 3: Zona Altiplánica, situada a más de 2.500 m de altitud

Figura 23 Situación de las localizaciones elegidas. Fuente: Google earth

6.3.2.1 Localización 1: Zona Costera Esta localización sería adecuada para instalaciones de bombeo, desalinización y cogeneración para desalinización. Acumulado GHI (kWh/m2�año)

Acumulado DNI (kWh/m2� año)

Máximo GHI (W/m2)

Máximo DNI (W/m2)

Horas de sol al año

1.948 1.739 1.161 1.068 4.548 Tabla 24 Parámetros característicos de la Localización 1

Producto 3 - Final


Se incluyen los perfiles típicos de radiación directa normal y global horizontal para esta localización. En ellos se puede observar las diferencias asociadas al cambio estacional. Esto se traduce generalmente en un recurso más variable y de menor intensidad en los meses de invierno frente a la radiación en verano, que se observa de gran calidad por el buen recurso en esta zona del planeta.

Figura 24 Perfiles típicos de DNI en la Localización 1

Figura 25 Perfiles típicos de GHI en la Localización 1

6.3.2.2 Localización 2: Zona Intermedia (entre 1.000 m -2.500 m) Esta localización sería adecuada para una etapa intermedia en el proceso de bombeo de agua de mar hasta las instalaciones mineras a gran altura o la etapa final en una minera a mediana altura.

0

200

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Rad

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Hora del día

Día de verano

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Rad

iaci

ón g

loba

l hor

izon

tall

(GH

I, W

/m2)

Hora del día

Día de verano

Día de invierno

Producto 3 - Final


Acumulado GHI (kWh/m2�año)


Máximo GHI (W/m2)

Máximo DNI (W/m2)



Se incluyen también en este caso los perfiles típicos de radiación directa normal y global horizontal para esta localización.



0

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

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I, W

/m2)

Hora del día

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Rad

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l hor

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tall

(GH

I, W

/m2)

Hora del día

Día de verano

Día de invierno

Producto 3 - Final


6.3.2.3 Localización 3: Zona Altiplánica (a más de 2.500 m) Esta localización podría estar cerca de una instalación minera, siendo adecuada para instalaciones de calor de proceso y cogeneración para calor de proceso. Acumulado GHI (kWh/m2�año)


Máximo GHI (W/m2)

Máximo DNI (W/m2)



Se incluyen de nuevo los perfiles típicos de radiación para esta localización.



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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Rad

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ón d

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a no

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I, W

/m2)

Hora del día

Día de verano

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

Rad

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ón g

loba

l hor

izon

tall

(GH

I, W

/m2)

Hora del día

Día de verano

Día de invierno

Producto 3 - Final


6.4 RECOPILACIÓN DE DATOS LOCALES

Como se ha comentado previamente, en el norte de Chile, el potencial de la radiación solar es uno de los más altos a nivel mundial. Especialmente en las zonas desérticas de las Regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá, Antofagasta y Atacama, ubicadas entre la zona interior de la costa y la cordillera a una altura típica entre 1.000 – 3.000 m.s.n.m. El valor promedio de la radiación global diaria horizontal en esta zona es de aproximadamente: Gd = 7 kWh/m2día ó 2.500 kWh/m2año11 Los valores máximos de la radiación global varían normalmente entre 1.180 W/m2 en el verano y 780 W/m2 en los meses del invierno, como muestra la figura siguiente. La radiación global diaria en superficie horizontal varía típicamente entre 8,5 kWh/m2día en el verano y 5 kWh/m2día en el invierno.

Figura 30 Perfiles típicos de GHI en verano e invierno. Estación de Pozo Almonte

La franja costera (una zona entre la costa y aprox. 50 km hacía al interior) se caracteriza por la presencia de neblinas especialmente en la mañana durante los meses del invierno, es decir, más radiación difusa en las horas de la mañana y cielos despejados en las horas de la tarde, ver ejemplo de la figura.

11Cabe mencionar que los valore de radiación directa alcanzan, y en algunos casos, superan los 3000 kWh/m2 - año

0

200

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Wat

t/m

2

25.06.11 06.12.11

Producto 3 - Final


Figura 31 Perfil típico de GHI, zona costera en el invierno. Estación de Pampa Camarones

La zona desértica destaca por la falta de lluvias, casi todo el año; durante los meses de diciembre hasta marzo se registran lluvias en la zona altiplánica (invierno altiplánico) con intensidades que pueden variar significativamente de un año al otro. Durante inviernos altiplánicos fuertes se registra también más días nublados en la zona desértica incluyendo también posibles lluvias. La figura siguiente muestra un ejemplo de un perfil diario de la radiación global durante esta época.

Figura 32 Perfil típico de GHI, zona altiplánica en invierno. Estación de Pozo Almonte

Destaca también la poca variación de datos entre diferentes años. La tabla y figura siguientes muestran datos de la radiación global horizontal, medidos en la estación de medición en Pozo Almonte, durante los años 2008 – 2012. Los valores de la radiación global anual son casi iguales; la radiación global horizontal en los mismos meses de los años medidos varia típicamente entre 2-5%; se observa una diferencia máxima de la radiación global en el mes de octubre con un valor de un 8%.

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400

600

800

1000

1200

6:0

0

7:0

0

8:0

0

9:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

W/m

2

Producto 3 - Final


Tabla 27 Radiación global horizontal, Pozo Almonte, años 2008-2012

Figura 33 Radiación global horizontal, Pozo Almonte, años 2008-2012

Radiación global horizontal en kWh/m2día

Mes 2008 2009 2010 2011 2012

ene 8,37 8,31 8,15 8,22feb 7,60 7,40 7,35 7,27mar 7,16 7,25 7,62 7,28abr 6,26 5,94 6,42 6,09may 5,31 5,11 5,38 5,60jun 5,07 4,96 4,88jul 5,13 5,20 4,89

ago 6,15 6,16 6,05 6,14sep 7,14 6,94 6,99 7,32oct 8,11 8,16 7,59 8,29nov 8,41 8,31 8,52 8,69dic 8,26 8,12 8,52 7,98

Promedio, kWh/m2día 6,88 6,82 6,93Valor anual, kWh/m2año 2.512 2.489 2.528

Pozo Almonte

4

5

6

7

8

9

10

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

kW

h/m

2 día

2009 2010 2011 2008 2012

Producto 3 - Final


7 ANEXO II: DEMANDA ACTUAL Y PROYECCIÓN DE LOS SEGMENTOS

ANALIZADOS Con el objetivo de evaluar una cartera amplia de proyectos solares se analiza en el presente informe la provisión mediante energías solares de los siguientes segmentos:

- Energía eléctrica - Agua

o Fresca o Marina

- Calor de proceso para minería Este anexo, presenta la demanda actual y proyección futura de dichos segmentos en el norte de Chile, principalmente asociada a los consumos la industria minera de mediano y gran tamaño.

7.1 ENERGÍA ELÉCTRICA

La demanda eléctrica en la región del norte de Chile, se focaliza en el consumo industrial, principalmente en las compañías mineras. El sistema eléctrico que cubre esta zona es el SING. La Tabla 28 presenta un listado de los principales clientes del SING, ordenando desde el de mayor consumo, donde destacan los consumos de energía eléctrica de Minera Escondida Ltda. (grupo BHP Billiton), Codelco Chuquicamata (Codelco Norte) y la Compañía minera Collahuasi. Cabe destacar que dos de estas compañías mineras se encuentran en la Región de Antofagasta y la tercera en la Región de Tarapacá. El mayor cliente (Minera Escondida) demanda en punta más de 400 MW con un consumo anual superior a los 2,8 TWh/año. Existen siete clientes con un consumo superior a 100 MW.

Cliente Demanda Máxima12 (MW)

Consumo Anual (GWh)

Suministrador Región Barra de Suministro

Minera Escondida

424 2.858 Norgener - Gasatacama

Antofagasta

Mejillones 220 kV - Zaldívar 220 kV - Crucero 220 kV - Atacama 220 kV

Codelco - Chuquicamata

288 2.140 E-CL Antofagasta

Crucero 220 kV - Chuquicamata 220 kV - Salar 220 kV - Salar 100 kV - S/E A 100 kV

Collahuasi 184 1.272 Celta - Gasatacama

Tarapacá Collahuasi 220 kV

12 La energía solar puede aportar del orden de un 15 % de la potencia de la parte térmica si se hibrida con plantas convencionales (ANEXO XIII: Implantación internacional de los proyectos analizados) y el 100% en plantas PV y del orden del 95% en plantas CSP. La hibridación con CSP o las plantas CSP son gestionables.

Producto 3 - Final


Cliente Demanda Máxima12 (MW)

Consumo Anual (GWh)

Suministrador Región Barra de Suministro

Codelco - Radomiro Tomic

120 884 E-CL Antofagasta Crucero 220 kV

El Abra 99 632 E-CL Antofagasta Crucero 220 kV Spence 118 551 E-CL Antofagasta Encuentro 220 kV Minera Esperanza

119 538 E-CL Antofagasta El Cobre 220 kV - Chacaya 110 kV

Zaldívar 75 531 E-CL Antofagasta Zaldivar 220 kV Gaby 73 384 E-CL Antofagasta El Cobre 220 kV Xstrata Copper - Altonorte

44 334 E-CL Antofagasta Alto Norte 110 kV

El Tesoro 41 300 Gasatacama Antofagasta Encuentro 220 kV Cerro Colorado 44 283 E-CL Tarapacá Pozo Almonte 220 kV Lomas Bayas 36 268 E-CL Antofagasta Laberinto 220 kV Mantos Blancos

34 231 E-CL Antofagasta Mantos Blancos 220 kV

SQM El Loa 31 218 E-CL Antofagasta El Loa 220 kV Michilla 22 151 E-CL Antofagasta Mejillones 110 kV SQM Minsal 25 135 Norgener Antofagasta Oeste 220 kV Minera Meridian

18 119 Gasatacama Antofagasta C. Atacama 220 kV

Tabla 28 Principales Clientes del SING, a diciembre del 2011 (5)

Se incluye también esta información de forma gráfica.

Figura 34 Principales Clientes del SING, a diciembre del 2011. Fuente: CDEC-SING 2012.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Min

era

Mer

idia

n

SQM

Min

sal

Mic

hilla

SQM

El L

oa

Man

tos

Blan

cos

Lom

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Gab

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Spen

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bra

Cod

elco

-…

Col

lahu

asi

Cod

elco

-…

Min

era

Esco

ndid

a

Con

sum

o A

nual

GW

h

Dem

anda

Máx

iam

(MW

)

Demanda Máxima [MW] Consumo Anual [GWh]

Producto 3 - Final


La tendencia actual en el norte de Chile es una actividad minera en creciente progresión, que demandará en el futuro próximo de mayores necesidades de energía eléctrica. Por tanto, el SING deberá necesariamente aumentar la generación en los próximos años. Se incluyen a continuación las proyecciones de demanda eléctrica realizadas tanto por la CNE en la fijación de precios de nudos de abril de 2012 y por el CDEC-SING. En primer lugar de forma gráfica, observándose una demanda que crece sensiblemente en los próximos años, duplicándose hacia el año 2025.

Figura 35 Proyecciones de demanda de electricidad en el SING. Fuente CNE (4)

Adicionalmente, en la Tabla 29 se muestran los valores de estas proyecciones.


Año Demanda [GWh] Tasa Demanda [GWh] Tasa Demanda

[GWh] Tasa

2012 15.437 7,72% 16.156 7,51% 15.895 7,22%

2013 16.408 6,29% 17.062 5,61% 16.775 5,54%

2014 17.289 5,36% 18.136 6,29% 18.241 8,74%

2015 18.417 6,53% 19.128 5,47% 19.474 6,76%

2016 20.094 9,10% 21.493 12,37% 21.878 12,35%

2017 21.350 6,25% 22.062 2,65% 27.261 24,61%

2018 22.491 5,34% 23.000 4,25% 30.830 13,09%

2019 23.841 6,01% 23.657 2,86% 32.857 6,57%

2020 25.238 5,86% 24.673 4,30% 33.839 2,99%

2021 26.718 5,86% 24.897 0,91% 34.042 0,60%

2022 27.920 4,50% 26.018 4,50% 35.574 4,50%

2023 29.176 4,50% 27.188 4,50% 37.175 4,50%

2024 30.489 4,50% 28.412 4,50% 38.848 4,50%

0

10

20

30

40

50

60

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Dem

anda

anu

al S

ING

(TW

h)


Producto 3 - Final



Año Demanda [GWh] Tasa Demanda [GWh] Tasa Demanda

[GWh] Tasa

2025 31.861 4,50% 29.690 4,50% 40.596 4,50%

2026 33.295 4,50% 31.026 4,50% 42.423 4,50%

2027 34.460 3,50% 32.112 3,50% 43.908 3,50%

2028 35.667 3,50% 33.236 3,50% 45.445 3,50%

2029 36.915 3,50% 34.400 3,50% 47.035 3,50%

2030 38.207 3,50% 35.604 3,50% 48.681 3,50%

2031 39.544 3,50% 36.850 3,50% 50.385 3,50% Tabla 29 Proyección de demanda de energía eléctrica del SING.

7.2 AGUA

Uno de los factores más significativos de cualquier proyecto minero es la disponibilidad del recurso hídrico, tanto en las operaciones como en la ejecución de futuros proyectos. Dentro del ciclo productivo del cobre, este recurso es imprescindible tanto en los procesos de concentración por flotación, como en la lixiviación, la extracción por solventes y la electro-obtención. La demanda total nacional del sector minería el recurso hídrico durante el año 2011 (7) (consumo medio) fue de 12,6 m3/s. De este consumo, el 41,8% (5,25 m3/s) correspondió a la región de Antofagasta, mientras que un 10,3% (1,29 m3/s) a la región de Tarapacá. Por otra parte se tiene que del consumo total, la producción de concentrados de cobre demanda el 71%, mientras que la operación de beneficio de minerales oxidados y mixtos por lixiviación para producir cátodos SX-EW (hidrometalurgia) representa el 14% de las extracciones totales. El resto, 15%, corresponde a agua mina, servicios varios y agua potable. La Tabla 30 presenta los consumos de agua para las seis regiones mineras del país considerando los procesos de producción de concentrados e hidrometalurgia.

Consumo total por material procesado

Consumo según proceso

Descripción [%] [m3/s] Concentrado

[m3/s] Hidrometalurgia

[m3/s] Otros procesos minería [m3/s]

I y XV Región. Tarapacá 10,3 1,29 0,87 0,14 0,29

II Región. Antofagasta 41,8 5,25 2,98 1,32 0,94

III Región. Atacama 13,0 1,64 1,07 0,15 0,42

IV Región. Coquimbo 7,6 0,96 0,93 0,02 0,01

V Región. Valparaíso 8,8 1,11 1,03 - 0,08

VI Región. O'Higgins 13,8 1,74 1,43 - 0,31

Región Metropolitana 4,7 0,59 0,42 0,11 0,06

Totales 2011 100,0 12,56 8,73 1,73 2,10 Tabla 30 Consumo de agua por material procesado en minería del cobre

Producto 3 - Final


Se incluye también esta información de forma gráfica para las tres primeras regiones del país.

Figura 36 Demanda de agua fresca por proceso productivo año 2011 (l/s) (7)

La figura siguiente muestra la demanda de agua para una empresa del sector de los años 2009 a 2011. En esta gráfica puede observarse la contraposición de dos efectos en la evolución del consumo: por un lado el incremento de la demanda y por otro la mejora de procedimientos.

Figura 37 Demanda de agua en la minería del cobre (l/s)

Respecto a la mejora de procedimientos, las compañías han desarrollado iniciativas que incorporan nuevas tecnologías para reducir su uso de agua. Entre 2009 y 2011, estos esfuerzos permitieron bajar el consumo unitario en la etapa de concentración a 0,65 m3/ton (7) mineral tratado y mantener el consumo en el procesamiento por vía hidrometalúrgica en 0,12 m3/ton mineral, a pesar de la disminución en las leyes del mineral. La Tabla 31 muestra los consumos unitarios por tonelada de material procesado para el año 2011.

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

I y XV Región. Tarapacá II Región. Antofagasta III Región. Atacama

Con

sum

o de

agu

a se

gún

proc

eso

(m3/

s)

Concentrado [m3/s] Hidrometalurgia [m3/s] Otros procesos minería [m3/s]

65 66 62

180131 161

2009 2010 2011

Lts/

seg

Agua directa de mar Agua desalinizada

Producto 3 - Final


Material procesado en Minería del

Cobre Consumos unitarios

Descripción Concentrado [MM Ton/año]

Hidrometalurgia [MM Ton/año]

Concentrado [m3/Ton]

Hidrometalurgia [m3/Ton]

I y XV Región. Tarapacá 49,0 58,0 0,56 0,07

II Región. Antofagasta 133,0 353,0 0,71 0,12

III Región. Atacama 49,0 29,0 0,69 0,16

IV Región. Coquimbo 82,0 2,0 0,36 0,25

V Región. Valparaíso 39,0 2,0 0,84 -

VI Región. O'Higgins 64,0 0,0 0,70 Región Metropolitana 24,0 31,0 0,55 0,11

Totales 2011 440,0 475,0 0,63 0,11 Tabla 31 Coeficientes unitarios de consumo de agua por tonelada de material procesado en la minería del cobre año 2011.

La Figura 38 muestra esta información de forma gráfica para las tres primeras regiones del país.

Figura 38 Coeficientes unitarios por tonelada procesada según proceso año 2011 (7)

Finalmente, para propósitos de proyecciones es más conveniente conocer los coeficientes unitarios de consumo de agua fresca en relación a la producción de toneladas de cobre fino (TMF). Es en este sentido que se presenta la Tabla 32.

Producción cobre fino Consumo unitario

Producción cobre fino

Consumo Unitario

Descripción Concentrado [kTMF/año]

Hidrometalurgia [kTMF/año]

Concentrado [m3/TMF]

Hidrometalurgia [m3/TMF]

Producción Total [kTMF]

[m3/TMF]

I y XV Región. Tarapacá 341,8 256,0 79,82 16,88 597,03 65,00

II Región. Antofagasta 1.154,3 1.563,4 81,50 26,65 2.721,20 60,00

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

I y XV Región. Tarapacá II Región. Antofagasta III Región. Atacama

Coe

f. un

itario

de

cons

umo

de a

gua

(m3/

TMF)

Concentrado [m3/TMF] Hidrometalurgia [m3/TMF]

Producto 3 - Final


Producción cobre fino Consumo unitario

Producción cobre fino

Consumo Unitario

Descripción Concentrado [kTMF/año]

Hidrometalurgia [kTMF/año]

Concentrado [m3/TMF]

Hidrometalurgia [m3/TMF]

Producción Total [kTMF]

[m3/TMF]

III Región. Atacama 303,5 125,7 111,30 37,37 427,50 117,00

IV Región. Coquimbo 562,4 10,7 52,26 46,97 570,44 58,00

V Región. Valparaíso 310,0 12,5 105,18 - 322,68 121,00

VI Región. O'Higgins 420,2 0,1 107,26 - 420,22 127,00

Región Metropolitana 108,9 88,3 120,72 38,56 198,12 84,00

Totales 2011 3.201,0 2.056,7 86,02 26,54 5.257,2 74,99 Tabla 32 Coeficientes unitarios de consumo de agua por tonelada de cobre fino en la minería del cobre año 2011.

Con los datos de coeficientes unitarios para producción de cobre fino por m3/s presentados en la Tabla 32, más las predicciones de producción de cobre fino para los próximos 20 años (11), se ha realizado una proyección de la demanda de agua para procesos mineros de Chile. La Tabla 33 presenta las proyecciones para las necesidades totales de la minería en Chile hasta el año 2020. Mientras que la Tabla 34 presenta las mismas proyecciones pero desagregadas por tipo de proceso minero, esto es, concentrado e hidrometalurgia.

Año Producción total nacional [kTMF]

Por proceso de concentrado [kTMF]

Por proceso de hidrometalurgia [kTMF]

Total consumo agua fresca [M m3/año] [m3/s]

2011 5.257 3.200 2.057 394 12,50

2012 5.618 3.556 2.062 421 13,36

2013 6.098 4.022 2.076 457 14,50

2014 6.171 4.183 1.988 463 14,67

2015 6.450 4.431 2.019 484 15,34

2016 6.651 4.653 1.998 499 15,82

2017 7.273 5.369 1.904 545 17,29

2018 7.799 5.987 1.812 585 18,55

2019 8.101 6.549 1.552 607 19,26

2020 8.444 6.852 1.592 633 20,08 Tabla 33 Proyección de la necesidad de agua fresca para la minería en Chile

Año Proceso de concentrado Proceso de hidrometalurgia Otros procesos mineros

[M m3/año] [m3/s] [M m3/año] [m3/s] [M m3/año] [m3/s]

2011 275 8,73 54,6 1,73 64,4 2,04

2012 306 9,70 54,7 1,74 60,7 1,92

2013 346 10,97 55,1 1,75 56,2 1,78

2014 360 11,41 52,8 1,67 50,2 1,59

2015 381 12,09 53,6 1,70 49,0 1,55

2016 400 12,69 53,0 1,68 45,5 1,44

Producto 3 - Final


Año Proceso de concentrado Proceso de hidrometalurgia Otros procesos mineros

[M m3/año] [m3/s] [M m3/año] [m3/s] [M m3/año] [m3/s]

2017 462 14,64 50,5 1,60 33,0 1,05

2018 515 16,33 48,1 1,53 21,8 0,69

2019 563 17,86 41,2 1,31 3,0 0,09

2020 589 18,69 42,3 1,34 1,6 0,05 Tabla 34 Proyección de la necesidad de agua fresca para la minería en Chile desagregada por tipo de proceso productivo

Las tablas muestran que la demanda de agua fresca pasará de 12,6 m3/s a inicios del año 2011 a 20,1 m3/s al año 2020, es decir, la demanda crecerá en un 60%.

7.3 CALOR DE PROCESO

La demanda de calor de proceso en el norte de Chile está asociada casi exclusivamente a la actividad minera. Ésta tiene diferentes necesidades según el tipo de minería y los procesos empleados en la extracción y el tratamiento del mineral. Por esta razón se tratan separadamente en este epígrafe la minería del cobre y la minería no metálica.

7.3.1 Minería del cobre

7.3.1.1 Proceso de óxidos Se ha recopilado información del consumo de calor unitario en el proceso de óxidos (producción de cátodos o SX-EW), con esta información y la producción de cada compañía de cobre electro-obtenido se ha obtenido el calor requerido anualmente en dicho proceso por cada compañía. La Tabla 35 presenta la producción de cobre fino para dicho proceso en miles de toneladas para el año 2011 (k TMF). Se incluyen además los coeficientes unitarios de calor y la energía térmica necesaria asociada. Esta información no está disponible en informes, por lo que fue proporcionada directamente por COCHILCO. La Figura 39 presenta estos resultados de forma gráfica.

Compañía Región Producción Cobre Fino [k TMF/ año]

Coef. unit. [MJ/ TMF]

Energía Calórica Requerida [GJ/ año]

Energía Calórica Requerida [GWth/ año]

Codelco Antofagasta 610 2.975 1.814.811 504 Escondida Antofagasta 284 2.975 844.928 235 Spence Antofagasta 181 2.975 538.493 150 Zaldívar Antofagasta 132 2.975 392.713 109 El Abra Antofagasta 123 2.975 365.937 102 El Tesoro Antofagasta 97 2.975 288.585 80 Anglo American Norte Antofagasta 95 2.975 282.635 79

Producto 3 - Final


Compañía Región Producción Cobre Fino [k TMF/ año]

Coef. unit. [MJ/ TMF]

Energía Calórica Requerida [GJ/ año]

Energía Calórica Requerida [GWth/ año]

Cerro Colorado Tarapacá 94 2.975 279.659 78 Lomas Bayas Antofagasta 74 2.975 220.157 61 Quebrada Blanca Antofagasta 63 2.975 187.431 52 Anglo American Sur Antofagasta 43 2.975 127.929 36 Michilla Antofagasta 42 2.975 124.954 35 Collahuasi Tarapacá 36 2.975 107.104 30 ENAMI Antofagasta 27 2.975 80.328 22 Manto de la Luna Antofagasta 20 2.975 59.502 17 Haldeman Antofagasta 15 2.975 44.627 12 Franke Antofagasta 15 2.975 44.627 12 Cia.Minera Amalia Antofagasta 14 2.975 41.651 12 Sierra Miranda Antofagasta 12 2.975 35.701 10 Otros Antofagasta 11 2.975 32.726 9 Cia. Explotadora de Minas Antofagasta 9 2.975 26.776 7

Tres Valles Antofagasta 9 2.975 26.776 7 Punta del Cobre Antofagasta 6 2.975 17.851 5 Andacollo Antofagasta 6 2.975 17.851 5 Rayrock Antofagasta 4 2.975 11.900 3 Santa Margarita Antofagasta 3 2.975 8.925 2

Total 2.025 2.975 6.024.578 1.673 Tabla 35 Demanda de calor en el proceso de óxidos

Figura 39 Demanda de calor en el proceso de óxidos en el año 2011

020040060080010001200140016001800

0

100

200

300

400

500

600

Cod

elco

Esco

ndid

aSp

ence

Zald

ívar

El A

bra

El T

esor

oAn

glo

Amer

ican

Nor

teC

erro

Col

orad

oLo

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ada

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caAn

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Amer

ican

Sur

Mic

hilla

Col

lahu

asi

ENAM

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rock

Sant

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rita

Acum

ulad

o (G

Wth

/año

)

Dem

anda

de

calo

r (G

Wth

/año

)

Demanda calor (GWth/año) Acumulado (GWth/año)

Producto 3 - Final


Otra información de interés son los coeficientes unitarios de calor: consumo de calor relativo a las toneladas de cobre fino producidas. La Tabla 36 presenta los coeficientes unitarios históricos para el proceso de óxidos: desde el año 2001 al 2011.

Año Coeficiente Unitario de Calor Óxidos [MJ/ TMF]

Producción Cu Fino Óxidos [k TMF/ año]

Consumo calor en proceso de Óxidos [GWth/año]

2001 2.278 1.538 973

2002 2.329 1.602 1.036

2003 2.620 1.653 1.203

2004 2.669 1.636 1.213

2005 2.905 1.584 1.278

2006 2.893 1.691 1.359

2007 3.094 1.832 1.574

2008 3.080 1.973 1.688

2009 3.003 2.112 1.762

2010 3.185 2.088 1.847

2011 2.975 2.024 1.673 Tabla 36 Históricos del coeficiente unitario de consumo de calor en el proceso de óxidos (12).

Añadiendo una representación gráfica de los datos puede observarse una tendencia creciente de la demanda de calor de proceso por unidad de producción. Esto se puede interpretar por el hecho de que las leyes de los minerales decrecen en la medida que la mina se explota.

Figura 40 Evolución del coeficiente unitario de consumo de calor en el proceso de óxidos

2,000

2,200

2,400

2,600

2,800

3,000

3,200

3,400

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Con

sum

o de

com

bust

ible

(MJ/

ton

cobr

e fin

o)

Demanda previa Evolución esperable

Producto 3 - Final


Tomando en consideración los valores históricos de coeficientes de calor es posible realizar una proyección de este coeficientes para los próximos 10 años Para esto se realiza un ajuste lineal obteniéndose la tendencia de este coeficiente. La Tabla 37 muestra esta proyección. Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Coef. unit. (MJ/ TMF) 3.314 3.397 3.479 3.561 3.644 3.726 3.808 3.891 3.973

Tabla 37 Proyección de los coeficientes de calor unitarios en el proceso de óxidos

A partir de la estimación de los coeficientes de consumo de calor y la proyección de toneladas a producir, se han estimado los consumos de energía para los próximos 10 años. Dicha proyección se presenta en la Tabla 38.





2012 5.618 2.062 3.314 1.898

2013 6.098 2.076 3.397 1.958

2014 6.171 1.988 3.479 1.921

2015 6.450 2.019 3.561 1.996

2016 6.651 1.998 3.644 2.022

2017 7.273 1.904 3.726 1.970

2018 7.799 1.812 3.808 1.917

2019 8.101 1.552 3.891 1.677

2020 8.444 1.592 3.973 1.756 Tabla 38 Proyección de la demanda de calor en el proceso de óxidos

7.3.1.2 Proceso de sulfuros Otro proceso en expansión en la minería es el de sulfuros. Al igual que en el proceso de óxidos, las necesidades de calor están asociadas en parte al secado de concentrado. En la Tabla 39 se presentan los coeficientes de calor requeridos, la producción de cobre asociada y la demanda de calor para los años 2001 a 2011.

Año Coeficiente Unitario

[MJ/ TMF] Producción Cu Fino

[k TMF/ año] Consumo calor

[GWth/ año] 2001 200,4 3.295 183,4 2002 188,8 3.040 159,4 2003 203,4 3.304 186,6 2004 176,2 3.829 187,4 2005 215,8 3.791 227,2 2006 185,4 3.726 191,8

Producto 3 - Final


Año Coeficiente Unitario

[MJ/ TMF] Producción Cu Fino

[k TMF/ año] Consumo calor

[GWth/ año] 2007 188,6 3.766 197,2 2008 233,4 3.399 220,3 2009 238,6 3.325 220,3 2010 206,4 3.338 191,3 2011 222,2 3.301 203,7

Tabla 39 Histórico de la demanda de calor en el proceso de sulfuros

Se puede observar que los coeficientes unitarios en el proceso de sulfuros son menores que en el de óxidos, hasta un orden de magnitud menor. Esto se debe a la menor demanda del primero para secado de concentrado: 203 GWth/ año frente a 1.670 GWth/ año. Respecto a la producción, la cantidad de cobre fino producido en el proceso de óxidos ha crecido en los últimos 10 años. Por su parte, la producción de concentrados por el proceso de sulfuros se mantuvo medianamente constante en torno a los 3.300 k TMF/año. De manera similar al proceso de óxidos, tomando en consideración los valores históricos de coeficientes de calor, se puede realizar una proyección para los próximos 10 años. Para esto se realiza un ajuste lineal obteniéndose la tendencia de este coeficiente. La Tabla 40 muestra esta proyección. Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Coef. unit. (MJ/ TMF) 225,6 229,0 232,4 235,8 239,1 242,5 245,9 249,3 252,7

Tabla 40 Proyección de los coeficientes unitarios de calor en el proceso de sulfuros

A partir de la proyección de los coeficientes unitarios de consumo de calor y la de toneladas a producir se han estimado los consumos de energía para los próximos 10 años. Dicha proyección se presenta en la Tabla 41.

Año Producción total nacional (k TMF)

Por proceso de concentrado (k TMF)

Proyección coeficiente unitario (MJ/ TMF)


2012 5.618 3.556 225 222

2013 6.098 4.022 229 255

2014 6.171 4.183 232 270

2015 6.450 4.431 235 290

2016 6.651 4.653 239 309

2017 7.273 5.369 242 361

2018 7.799 5.987 245 408

2019 8.101 6.549 249 453

2020 8.444 6.852 252 480 Tabla 41 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de sulfuros

Producto 3 - Final


7.3.2 Minería no metálica

Otra industria en la que Chile es líder mundial de producción es la minería no metálica, en particular en la producción de sales de nitrato y litio. En este contexto, la empresa más importante en el país es SQM. A partir de los minerales del caliche y la salmuera presente en las regiones del norte de Chile (I y II Región), SQM desarrolla cinco líneas de negocio (13):

- Nutrición vegetal de especialidad, - Yodo y derivados, - Litio y derivados, - Químicos Industriales y - Potasio.

En las siguientes figuras se muestran los diagramas de proceso de producción de cada uno de los citados productos.

Figura 41 Proceso de producción de nitratos (13)

Producto 3 - Final


Figura 42 Proceso de producción de yodo (13)

Figura 43 Proceso de producción de boro (13)

Figura 44 Proceso de producción de litio (13)

Producto 3 - Final


En la Tabla 42 se presentan los niveles de producción en miles de toneladas año para cada uno de los productos desde el año 2009 al 2012 (13) (14).

Producto Uds. 2012 2011 2010 2009 Nutrición vegetal de especialidad Nitrato de sodio (NaNO3) k Ton 24,4 22,2 16,8 16,5 Nitrato de Potasio (KNO3) y Nitrato sódico potásico k Ton 469,3 551,1 534,7 392,1 Mezclas de especialidad k Ton 197,5 189,3 176,3 174,6 Otros fertilizantes de especialidad no SQM k Ton 89,0 86,7 87,6 82,3 Volúmenes de yodo y derivados Yodo y derivados k Ton 11,0 12,2 11,9 7,2 Volúmenes de litio y derivados Litio y derivados k Ton 45,7 40,7 32,4 21,3 Volúmenes de Químicos Industriales Nitratos industriales k Ton 277,7 181,2 198,9 149,2 Ácido bórico k Ton 1,8 2,4 2,6 3,4 Volúmenes de potasio Cloruro de potasio y Sulfato de potasio k Ton 1.209,5 1.103,4 1.273,0 690,0

Producción Total k Ton 2.326 2.189 2.334 1.537 Tabla 42 Evolución de la producción de SQM (minería no metálica) durante los últimos 4 años

Como es propio de todo proceso de producción, se requiere energía de diferentes tipos para generar el producto final. La Tabla 43 presenta las cantidades de energía de diferentes fuentes utilizadas en los procesos productivos de SQM en los últimos 4 años, valores expresados en Giga Joule/año. La Tabla 44 muestra los consumos de energía expresados en Mega Watts hora/ año (14), (13). Fuente de Energía 2012 2011 2010 2009 Sol 68.790.595 70.454.870 55.000.970 44.638.916 Electricidad 1.887.830 1.559.328 1.396.832 1.462.123 Diésel 2.357.361 2.390.340 2.203.837 2.687.205 Gas natural 1.526.793 308.087 567.544 532.253 Gas licuado 6.277 162.483 148.427 78.313 Búnker 1.009.807 1.631.690 963.287 1.244.598 Gasolina 1.332 8.661 10.723 17.058 Total (GJ/ año) 75.579.995 76.515.459 60.291.620 50.660.466 Tabla 43 Consumos de energía SQM

La Tabla 44 muestra que la SQM basa su estrategia productiva en el uso de la energía solar. Esta se usa fundamentalmente para procesos de evaporación. En los diagramas mostrados en Figura 41, Figura 42, Figura 43 y Figura 44 se mostró que una etapa del proceso productivo son las pozas de evaporación solar.

Producto 3 - Final


Sin embargo, existen procesos que requieren uso de energías provenientes combustibles fósiles, siendo la energía anual requerida por este concepto del orden de 4,9 M GJ/año lo que es equivalente a 1.360 GWth/ año. Esta energía se usa en calentamiento de soluciones, secado y fundición de sales. Fuente de Energía 2012 2011 2010 2009 Sol 19.108,5 19.570,8 15.278,0 12.399,7 Electricidad 524,4 433,1 388,0 406,1 Diésel 654,8 664,0 612,2 746,4 Gas natural 424,1 85,6 157,7 147,8 Gas licuado 1,7 45,1 41,2 21,8 Búnker 280,5 453,2 267,6 345,7 Gasolina 0,4 2,4 3,0 4,7 Total (GWth/ año) 20.994 21.254 16.748 14.072 Tabla 44 Consumos de energía SQM expresada en GWth/año

Finalmente, considerando las Tabla 42, Tabla 43 y Tabla 44 se han calculado coeficientes unitarios de consumo calor. Dado que se desconocen los consumos de calor de cada uno de los procesos, se ha optado por determinar un coeficiente único para todos los procesos. La Tabla 45 muestra los coeficientes calculados para los últimos 4 años. Producto Uds. 2012 2011 2010 2009 Nutrición vegetal de especialidad Nitrato de sodio (NaNO3) MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Nitrato de Potasio (KNO3) y Nitrato sódico potásico

MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1

Mezclas de especialidad MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Otros fertilizantes de especialidad no SQM MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Volúmenes de yodo y derivados Yodo y derivados MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Volúmenes de litio y derivados Litio y derivados MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Volúmenes de Químicos Industriales Nitratos industriales MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Ácido bórico MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Volúmenes de potasio Cloruro de potasio & Sulfato de potasio MJ/ Ton 2.106,8 2.052,2 1.663,6 2.956,1 Tabla 45 Coeficientes unitarios de la demanda de calor fósil en procesos de SQM

Las proyecciones de demanda en la minería no metálica se han asociado a la ampliación del proyecto SQM Pampa Blanca. En éste se tiene contemplado aumentar la producción de yodo de 2.000 a 10.000 toneladas por año. Asimismo, se proyecta aumentar la capacidad de producción de sales de nitrato a 3,43 M Ton/año, lo que se traduciría en un aumento de un 300 % de los productos derivados de las mismas.

Producto 3 - Final


Por esto, para obtener la proyección deseada, se ha tomado como base la producción de 2012 de la Tabla 42 y se ha aumentado (manteniendo lo demás constante):

- la producción de “Yodo y derivados” en 8 k Ton/ año, y - los derivados de nitratos (NaNO3, KNO3, Mezclas de especialidad, Otros fertilizantes y

Nitratos industriales) en un 300%. La ejecución de obras de este proyecto se extenderá por 5 años desde la aprobación el Estudio de Impacto Ambiental (EIA). El EIA se ingresó en febrero de 2012 y aún se encuentra en tramitación, por lo que se considera que este proyecto entraría en fase de producción plena el año 2018 (15). La Tabla 46 presenta la proyección de producción con la de demanda de energía asociada. Lo que se correspondería a un horizonte en el año 2018, una vez materializada la ampliación del proyecto SQM Pampa Blanca.

Producto Producción Consumo de calor

k Ton/año MJ/Ton GJ/año GWth/año Nutrición vegetal de especialidad Nitrato de sodio (NaNO3) 73,2 2.107 154.219 42,8

Nitrato de Potasio (KNO3) y Nitrato sódico potásico

1.407,9 2.107 2.966.183 823,9

Mezclas de especialidad 592,5 2.107 1.248.287 346,7 Otros fertilizantes de especialidad no SQM 267,0 2.107 562.519 156,3 Volúmenes de yodo y derivados Yodo y derivados 19,0 2.107 40.029 11,1 Volúmenes de litio y derivados Litio y derivados 45,7 2.107 96.281 26,7 Volúmenes de Químicos Industriales Nitratos industriales 833,1 2.107 1.755.186 487,6 Ácido bórico 1,8 2.107 3.792 1,1 Volúmenes de potasio Cloruro de potasio & Sulfato de potasio 1.209,5 2.107 2.548.191 707,8

Total 4.450 - 9.374.689 2.604 Tabla 46 Estimaciones de consumo de calor en minería no metálica tras Pampa Blanca

En la estimación futura del consumo energético de la Tabla 46 se ha utilizado el coeficiente unitario de calor del año 2012. Los resultados obtenidos muestran que el consumo de calor de aumentaría hasta 2.604 GWth/año, desde los 1.360 GWth/ año actuales.

Producto 3 - Final


8 ANEXO III: OFERTA ACTUAL Y POTENCIAL DE LA ENERGÍA SOLAR Con el fin de poder estimar el potencial de la energía solar para cubrir la demanda de los segmentos analizados (energía eléctrica, calor de proceso, etc.), se presenta en el este anexo la oferta actual para la provisión de estas necesidades en la zona del norte de Chile. El objetivo de este anexo es mostrar la situación actual de la generación de estos productos en la región y el potencial que la energía solar tiene para competir con ellas. Se han estudiado para ello las instalaciones existentes y aquéllas que tienen posibilidades de ser concretadas en el corto o mediano plazo, es decir, en estado de proyecto o con estudios de impacto ambiental aprobado. Cabe destacar que la capacidad por parte de la energía solar para competir con los métodos de generación actuales dependerá fuertemente de las condiciones del mercado, específicamente del coste de los combustibles. En todo caso, este anexo incluye un último punto en el que se detalla el potencial que podrían cubrir estas tecnologías considerando la oferta existente y la demanda actual y futura.

8.1 OFERTA ACTUAL DE LOS SEGMENTOS ANALIZADOS

8.1.1 Energía eléctrica

La industria eléctrica en Chile está conformada por 40 empresas de generación, 10 empresas de transmisión y 31 de distribución. Como sucede en la mayoría de los sistemas a nivel internacional, el sector eléctrico chileno posee un alto nivel de concentración de mercado. Como ejemplo, sólo cuatro empresas concentran el 59% de la capacidad conjunta del SIC y SING en 2010 (4). En Chile, los sistemas eléctricos, se clasifican según su tamaño. Los sistemas mayores son aquellos con una capacidad instalada de generación igual o superior a 200 MW, los medianos poseen una capacidad instalada superior a 1,5 MW e inferior a 200 MW, y los pequeños corresponden a aquellos que poseen una capacidad instalada igual o inferior a 1,5 MW (4). La capacidad instalada de generación eléctrica se encuentra distribuida territorialmente en cuatro sistemas a lo largo del país, prácticamente autónomos, debido a que las grandes distancias hacen difícil la integración entre ellos. A continuación se describe, brevemente, cada uno de los sistemas:

- Sistema Interconectado del Norte Grande (SING): Sistema mayor que abastece la zona norte del país, desde Arica y Parinacota por el norte hasta la localidad de Coloso en el límite sur de Antofagasta, con una distancia aproximada de 800 km. En diciembre de 2012, constituía el 27% de la capacidad instalada total en el país (4), atendiendo el 7,5% de la población nacional (16). Su generación es principalmente térmica y orientada a satisfacer el consumo de la industria minera (5).

- Sistema Interconectado Central (SIC): Sistema mayor que abastece a la zona central del país, desde Taltal por el norte hasta Quellón, ubicado en la isla de Chiloé, por el sur. La distancia entre ambas localidades es aproximadamente de 2.100 km. Constituye el 73%

Producto 3 - Final


de la capacidad instalada total en el país, y atendió el 92% de la población del país en 2012.

- Sistema Eléctrico de Aysén: En la práctica corresponde a cinco sistemas medianos

ubicados en la zona sur del país: Palena, Hornopirén, Carrera, Cochamó y Aysén. Su capacidad conjunta corresponde a sólo 0,25% de la capacidad instalada nacional.

- Sistema Eléctrico de Magallanes: Corresponde a cuatro subsistemas medianos: Punta

Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto Williams, que abastecen a las ciudades del mismo nombre. Se localiza en el extremo más austral del país. Su capacidad instalada corresponde al 0,62% del total nacional.

Sistema Térmico Hidráulico ERNC

Total (MW) CARBÓN PETRÓLEO GAS OTROS PASADA EMBALSE EÓLICA

SING 1.216 359 2.112 0 13 0 0 3.700 SIC 1.480 2.266 2.772 107 1.631 3.725 166 12.147 AISÉN 0 21 0 0 7 0 0 28 MAGALLANES 0 14 85 0 0 0 0 99

Total potencia instalada Chile (MW) 15.974 Tabla 47 Sistemas eléctricos chilenos - Potencia instalada (en MW) según tipo de generación

La siguiente figura (17) presenta la distribución de ventas de energía de acuerdo al tipo de cliente, en los 4 subsistemas de Chile.

Figura 45 Distribución de venta de energía, según tipo de cliente. Fuente : Estadísticas de Operación 2001-2010 CDEC-SIC

Producto 3 - Final


Figura 46 Sistema Eléctrico Chileno (17).

Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)Potencia Instalada : 3698,7 MWGeneración Anual : 15.100 GWh/añoDemanda Máxima : 1998 MWCobertura : Arica y Parinacota hasta AntofagastaPoblación : 6,22 %

Sistema Interconectado Central (SIC)Potencia Instalada : 12.147,1 MWGeneración Anual : 43.254,8 GWh/añoDemanda Máxima : 6.482,1 MWCobertura : Antofagasta a Los LagosPoblación : 92,23 %

Sistema Eléctrico de AisénPotencia Instalada : 40,2 MWGeneración Anual : 121,7 GWh/añoDemanda Máxima : 20,4 MWCobertura : AisénPoblación : 0,61 %

Sistema Eléctrico de MagallanesPotencia Instalada : 98,8 MWGeneración Anual : 268,9 GWh/añoDemanda Máxima : 49,3 MWCobertura : MagallanesPoblación : 0,93 %

Producto 3 - Final


El foco de este anexo, se concentra en el SING, dado que el mayor potencial solar se focaliza en este sistema. En la matriz de generación SING la principal fuente es térmica y utiliza como energía primaria: GNL, Diesel y Carbón. La Tabla 48 presenta las generadoras instaladas, indicando sus capacidades de generación y tipos de combustibles empleados. Se ha excluido la central Salta, por encontrarse indisponible debido a ausencia de gas desde Argentina.

Propietario Central Unidad Potencia [MW]

Puesta en Servicio

Tipo de Combustible

Costos Variables [USD/MWh]

EECSA CAVANCHA CAVA 2,6 1995 Hidro -

ENERNUEVAS MINIHIDRO ALTO HOSPICIO (PMGD) MHAH 1,1 2010 Hidro -

ENERNUEVAS MINIHIDRO EL TORO Nº2 (PMGD) MHT2 1,1 2010 Hidro -

E-CL CHAPIQUIÑA CHAP 10,1 1967 Hidro -

E-CL DIÉSEL ARICA GMAR 8,4 1973 Diésel 287,14

E-CL DIÉSEL ARICA M1AR 2,9 1953 Diésel 293,58

E-CL DIÉSEL ARICA M2AR 2,8 1965 Diésel 292,69

E-CL DIÉSEL IQUIQUE MIIQ 2,8 1964 Diésel 288,53

E-CL DIÉSEL IQUIQUE SUIQ 4,1 1957 Diésel 311,14

E-CL DIÉSEL IQUIQUE TGIQ 23,6 1978 Diésel 353,49

E-CL DIÉSEL IQUIQUE MAIQ 5,6 1972 Diésel 220,04

E-CL DIÉSEL IQUIQUE MSIQ 5,9 1985 Diésel 191,93

E-CL TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154,9 1995 Carbón 45,39

E-CL TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM2 164,0 1998 Carbón 43,93

E-CL TERMOELÉCTRICA MEJILLONES

CTM3 GNL 243,2 1995 Gas Natural 37,28

E-CL DIÉSEL MANTOS BLANCOS MIMB 27,9 2000 Diésel 193,80

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U12 79,6 1983 Carbón 62,57




E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA TG1 24,6 1970 Diésel 373,50

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA TG2 24,8 1970 Diésel 373,50

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U10 36,0 1993 Fuel Oil No. 6 236,31

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U11 36,0 2001 Fuel Oil No. 6 236,31

Producto 3 - Final


Propietario Central Unidad Potencia [MW]

Puesta en Servicio

Tipo de Combustible

Costos Variables [USD/MWh]

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA

TG3 GNL 37,2 1987 Gas Natural 57,82

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA U16 GNL 343,0 1990 Gas Natural 37,14

E-CL TERMOELÉCTRICA TOCOPILLA TAMAYA 100,0 2009 Fuel Oil No. 6 192,37

ANDINA CENTRAL TÉRMICA ANDINA CTA 152,6 2011 Carbón 45,62

HORNITOS CENTRAL TÉRMICA HORNITOS CTH 153,9 2011 Carbón 48,15

NORGENER TERMOELÉCTRICA NORGENER NTO1 127,4 1995 Carbón 38,37

Tabla 48 Unidades Generadoras del SING a Diciembre del 2011 (18)

La generación bruta del 2011 del SING es del orden de 16 TWh /año, de los cuales 1 TWh /año, fueron empleados en consumos propios del sistema, logrando una generación neta del sistema de 15 TWh/año. Las siguientes figuras presentan la generación bruta del SING durante el año 2011, en primer lugar clasificada por empresas y en segundo por tipo de combustible.

Figura 47 Distribución de generación bruta del SING, 2011

Producto 3 - Final


Figura 48 Distribución de generación por tipo de combustible del SING, 2011. Fuente : Anuario y Estadísticas de Operación CDEC-SING 2012

Se puede comprobar la fuerte componente térmica de generación del SING, empleando principalmente carbón y gas natural. Actualmente, estos insumos son importados, por lo cual se genera una fuerte dependencia energética.

8.1.2 Agua

En la actualidad la oferta de agua industrial está directamente relacionada con la extracción de agua de napas subterráneas, en la alta cordillera, agua empleada en agricultura, consumo humano y mayormente en procesos mineros. Según resoluciones de la Dirección General de Aguas, se poseen autorizaciones de extracción de agua de los acuíferos de las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta (6). En la región de Arica y Parinacota principalmente las extracciones de agua se concentran en agricultura y consumo poblacional, llegando a autorizaciones de 1,8 m3/s (6). En la región de Tarapacá existen derechos de usos de aguas por 6,4 m3/s, los cuales se distribuye entre agricultura, consumo poblacional y Minería; siendo los principales propietarios de estos derechos, la Cía. Minera Doña Inés de Collahuasi 1.272 m3/s, Cía. Minera Quebrada Blanca S.A 0,27 m3/s, Soquimich 0,65 m3/s, Cerro Colorado 0,3 m3/s y la empresa de Aguas ESSAT S.A 2,09 m3/s. En la región de Antofagasta las extracciones de agua autorizadas ascienden a 9,4 m3/s y están concentradas principalmente en las compañías mineras de la región (6). Los derechos principalmente están concentrados en Codelco 2,5 m3/s, Minera Escondida Ltda. 3,5 m3/s, Sociedad Contractual Minera el Abra 0,6 m3/s, Cía. Minera Zaldívar 1,0 m3/s. Entre otros consumos menores se encuentra Soquimich, Sociedad Minera Salar de Atacama Ltda., privados y otras compañías menores.

Producto 3 - Final


En resumen se puede determinar que las autorizaciones de agua de las I, II y XV regiones ascienden 15,8 m3/s. Por otra parte, de la Tabla 30 se obtuvo que el consumo de agua para la minería para las regiones I, II y XV fue el año 2011 de 6,8 m3/s, si a esto se le suman los consumos de las 5 ciudades y otras industrias el consumo llega a los 12 m3/s, valor cercano a los recursos autorizados. De esta manera se tiene que el agua fresca es un recurso escaso. Esta es la razón de que los nuevos proyectos mineros contemplen el uso de agua de mar y su desalinización cuando sea requerida para sus procesos.

8.1.2.1 Agua de mar

En la actualidad ya existen empresas que están utilizando agua de mar en sus procesos, entre las que destaca el holding Antofagasta Minerals. Esta empresa ha estado impulsado el uso de agua de mar en procesos mineros de sulfuros (concentrado), evitando la desalación de ésta. Este tipo de aplicaciones está generando demanda de bombeo costero de agua salada. Entre las empresas de este Holding están Michilla y Esperanza (Bombeo de 0,7 m3/s). Otras empresas que también emplean agua salada en sus procesos son Lipesed, Las Luces y Mantos de la Luna. Cabe mencionar, que técnicamente se abordan los procesos de sulfuros, con la alternativa directa de emplear agua salada. En los procesos de óxidos (hidrometalurgia) aún no se baraja como una solución, necesitándose agua desmineralizada para su proceso. A continuación, en la Tabla 49 se muestran algunas de las empresas que han comenzado a utilizar agua salada (agua de mar/ agua salobre) directamente en sus operaciones. Región Operador Operación II Antofagasta Minerals Minera Esperanza II Antofagasta Minerals Minera Michilla II Compañía minera de Tocopilla Planta Lipesed II SLM Las Cenizas Minera Las Luces II Compañía Minera de Tocopilla Minera Mantos de la Luna Tabla 49 Empresas con uso de agua de mar directamente en los procesos. Fuente: Cochilco

El caso de Minera Esperanza ha sido el proyecto más atractivo desde el punto de vista de la utilización del recurso hídrico debido a su capacidad de aproximadamente 635 litros por segundo. El agua de mar es bombeada a través de un acueducto de 145 kilómetros de longitud hasta su faena ubicada a 2.200 m.s.n.m, la potencia instalada es igual a 32 MW. El agua salada es utilizada principalmente en la planta concentradora.

8.1.2.2 Agua desalinizada Debido al elevado consumo de agua, ya sea para procesos industriales o residenciales de la zona norte de Chile, y el progresivo agotamiento de las napas subterráneas -la extracción supera la reposición-, la región de Antofagasta ha impulsado proyectos de desalinización, para uso tanto industrial como residencial.

Producto 3 - Final


En la actualidad, existen cuatro plantas desalinizadoras, tres son industriales, para procesos mineros, y la cuarta que suministra a la ciudad de Antofagasta. La planta desalinizadora para el consumo de agua potable de la ciudad de Antofagasta se ubica en la Caleta la Chimba de la ciudad de Antofagasta, y con una capacidad de 600 l/s cubre el 60% del consumo de la ciudad. Los procesos de desalación para consumo industrial minero se localizan en la costa de minera Michilla, donde se extrae agua salada para uso en las operaciones de aglomeración y lixiviación acida de minerales de cobre, además del uso de agua desalinizada, a través de agua de mar, en los procesos de extracción por solventes y electro-obtención. La compañía minera Esperanza, también posee un acueducto en la misma zona costera, la cual extrae 720 l/s de agua salada para las operaciones. La compañía posee una planta de ósmosis para desalar 53 l/s distribuidos en 30 l/s en área de mina (óxidos) y 23 l/s en puerto. Con lo cual cerca del 5% se desaliniza para consumo humano y procesos de extracción por solventes y electro-obtención. Minera escondida, también emplea agua desalinizada para consumo industrial, extraída desde la caleta Coloso y elevada a 3.100 m.s.n.m para uso en sus procesos, un porcentaje de esta extracción es purificada para consumo humano. En el 2008 Minera Escondida Ltda, presentó un requerimiento de expansión de la planta desalinizadora por 2.500 l/s adicionales a los ya instalados. Si bien, las compañías mineras evalúan desalar agua para sus procesos, sólo dos proyectos están previstos en el corto plazo. El primer proyecto es de Aguas Antofagasta, ubicado en el sector sur de la ciudad de Antofagasta, que suministrará un flujo de 1 m3/s, lo que permitirá abastecer al 100% de la ciudad de Antofagasta por medio de agua de mar. La tecnología empleada es la ósmosis inversa, requiriendo un aporte de energía del orden de 5 kWh/m3 lo que implica una demanda de potencia del orden de 20 MW. El otro proyecto lo está llevando a cabo Minera Escondida Ltda, como complemento para sus nuevos proyectos. Éste comprende la instalación de una planta desalinizadora con un flujo de generación de 2,5 m3/s. Esta planta estará ubicada en el sector de Coloso, al extremo sur de la ciudad de Antofagasta. La Tabla 50 presenta los proyectos aprobados y/o en fase de construcción, de plantas desalinizadoras para uso minero. Región Operador Operación Nombre Planta Estado II BHP Billiton Escondida Coloso Ampliación RCA Aprobado III

Anglo American Mantoverde Planta Desalinizadora Mantoverde

En Construcción

III Freeport Candelaria - En Construcción III CAP Cerro Negro Norte Punta Totoralillo En Construcción I Doña Inés de



Pre Factibilidad

II Codelco Radomiro Tomic - En Estudio III Goldcorp Proyecto El Morro El Morro RCA Aprobado

Producto 3 - Final


Región Operador Operación Nombre Planta Estado III

SCM Santo Domingo Proyecto Santo Domingo

Planta Desalinizadora Santo Domingo


II Xstrata Lomas Bayas III - Pre Factibilidad II Antofagasta Minerals Centinela - Pre Factibilidad I



Tabla 50 Plantas desalinizadoras en operación y proyectos (7)

8.1.3 Calor de proceso para minería

Las compañías mineras realizan la extracción del mineral tradicionalmente de dos formas, la explotación a rajo abierto o explotación subterránea. La extracción a rajo abierto es utilizada cuando los yacimientos presentan cierta forma rectangular y están ubicados en o cerca de la superficie, de manera que el material estéril que lo cubre pueda ser retirado a un costo tal que pueda ser absorbido por la explotación de la porción mineralizada. La extracción subterránea se realiza cuando el yacimiento presenta una cubierta de material estéril de espesor tal, que su extracción desde la superficie resulta antieconómica. Posterior a la extracción, es necesario transportar el material hacia zonas donde es necesario disminuir su volumen. La disminución del volumen se logra pasando el mineral por varias etapas de molienda donde es fragmentado para ser procesado en una de las dos etapas siguientes: los procesos de sulfuros y los procesos de óxidos de donde se obtiene cátodos de cobre. El proceso de sulfuros requiere pasar por un subproceso de flotación donde al mineral de cobre sulfurado se le agrega agua y reactivos que son selectivos para el cobre. En este proceso el material se lleva a celdas de flotación, donde se genera espuma cuyas burbujas arrastran a la superficie el mineral de cobre, dejando separado el estéril. El producto de este proceso es el concentrado de cobre que se lleva a las fundiciones para obtener ánodos que pasan por un proceso de electro-refinación para convertirse en cátodos de alta pureza o cátodos electrolíticos, de 99,99% de cobre. El proceso de óxidos requiere pasar el material a un subproceso de lixiviación en pilas. En este proceso se dispone el material chancado en pilas de lixiviación regadas con una solución de agua con ácido sulfúrico. Con esto se disuelve el cobre contenido en la roca, obteniendo una solución de cobre que es recogida a través de tuberías ranuradas. Posteriormente, la solución es llevada a otro subproceso llamado extracción por solventes. En este subproceso la solución -con una gran cantidad de impurezas- es purificada a través de reactivos extractantes que capturan los iones de cobre. Finalmente tiene lugar el subproceso de electro-obtención, donde se aplica corriente eléctrica desde un ánodo a una lámina. De esta manera el cobre se deposita sobre dicha superficie formándose laminas metálicas de cobre con una pureza del 99,98%, llamadas cátodos de cobre. Este proceso, requiere principalmente energía eléctrica y térmica dado que es necesario calentar las soluciones. La mayoría de los minerales son obtenidos mediante la acción de microorganismos mesofílicos operando entre 5 y 40°C, con un óptimo desempeño en 30°C (8).

Producto 3 - Final


Estas condiciones se obtienen usualmente sin la necesidad de calentamiento externo, debido a la acción de reacciones exotérmicas de oxidación. Sin embargo, las condiciones climáticas de la planta pueden reducir la temperatura global del proceso, y por tanto, puede requerirse calentamiento externo para alcanzar el óptimo de operación. Por ejemplo en las pilas de lixiviación, si la temperatura de la solución fuera mantenida a unos 30°C, podría extraerse una solución más rica en cobre. También en el proceso de electro-obtención es necesario calentar el electrolito a temperaturas entre los 50°C a 60°C, además de requerir agua a 90°C para lavar los ánodos para su reutilización. Actualmente, la provisión de calor de proceso para minería se realiza con calderas, alimentadas con Diésel, o calentadores eléctricos, según la compañía minera.

8.2 POTENCIAL DE LA ENERGÍA SOLAR

Como se ha comentado previamente, el potencial desarrollo de la energía solar en el norte de Chile dependerá de la competitividad de ésta en términos de mercado con las demás tecnologías de generación de energía, principalmente los combustibles fósiles. Se presenta en todo caso en los puntos siguientes la capacidad potencial de la energía solar para cubrir los segmentos analizados en el informe.

8.2.1 Generación de energía eléctrica

Las proyecciones de consumo de energía eléctrica para el SING publicadas por la CNE y presentadas en el ANEXO II: Demanda actual y proyección de los segmentos analizados son de aproximadamente 24 TWh en 2020, suponiendo un crecimiento significativo desde los 16 TWh/año actuales. Para enfrentar este crecimiento, la autoridad realiza periódicamente (abril y octubre) con motivo de la determinación de los precios de nudo, el ejercicio de determinar un plan de obras indicativo de centrales. La Tabla 51 muestra el plan el plan de obras del SING publicado en la fijación de precio de nudos de abril de 2012 con una proyección al año 2022.

Central Estado Potencia

[MW] Tipo de unidad

Conexión Puesta

en servicio

Inversión USD/kW

Costos variables USD/MWh

NORACID En construcción 17 Calor residual Chacaya 220 abr-12 - 0,00

ESTANDARTES En construcción 1,6 Diésel Mejillones 110 abr-12 - 321,16 PORTADA En construcción 3 Diésel La Portada 110 jun-12 - 181,83 EOLICO SING I Recomendadas 100 Eólica Calama 110 oct-13 2.300 7,70 TARAPACÁ I Recomendadas 200 Carbón Tarapacá 220 abr-16 2.350 41,72 Solar SING I Recomendadas 50 Solar Lagunas 220 abr-16 2.500 6,00 Geotérmica Apacheta 01 Recomendadas 40

Geoter-mia Calama 110 abr-16 3.550 2,00

EOLICO SING II Recomendadas 40 Eólica Crucero 220 ene-17 2.300 7,70

Producto 3 - Final


Central Estado Potencia

[MW] Tipo de unidad

Conexión Puesta

en servicio

Inversión USD/kW

Costos variables USD/MWh

MEJILLONES I Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 may-17 2.350 41,72

Solar SING II Recomendadas 100 Solar Pozo Almonte 220 abr-18 2.500 6,00

MEJILLONES II Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 ago-18 2.350 41,72 EOLICO SING III Recomendadas 50 Eólica Laberinto 220 ene-19 2.300 7,70 EOLICO SING IV Recomendadas 50 Eólica Laberinto 220 feb-19 2.300 7,70

Solar SING III Recomendadas 100 Solar Pozo Almonte 220 abr-19 2.500 6,00

MEJILLONES III Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 jul-19 2.350 41,72 Geotérmica Pampa Lirima 01 Recomendadas 40

Geoter-mia

Cerro Colorado 110 oct-19 3.550 2,00

TARAPACÁ II Recomendadas 200 Carbón Tarapacá 220 jun-20 2.350 41,72 Geotérmica Puchuldiza 01 Recomendadas 40

Geoter-mia

Cerro Colorado 110 oct-20 3.550 2,00

Geotérmica Polloquere 01 Recomendadas 40

Geotermia Chapiquiña 066 feb-21 3.550 2,00

MEJILLONES IV Recomendadas 200 Carbón Chacaya 220 jul-21 2.350 41,72 TARAPACÁ III Recomendadas 200 Carbón Tarapacá 220 oct-21 2.350 41,72 TARAPACÁ IV Recomendadas 200 Carbón Tarapacá 220 feb-22 2.350 41,72 Geotérmica Irruputunco Recomendadas 40

Geoter-mia Collahuasi 220 abr-22 3.550 2,00

Total (MW) 2.311,6

Tabla 51 Plan de obras centrales para el SING, fijación precio de nudos abril 2012

La distribución de este plan de obras por tipo de tecnologías, conforme se presenta en la figura siguiente, muestra que la presencia de energía solar sería del 11% (250 MW). Por otra parte se tiene que el carbón sigue dominando en mercado con una participación de 69% (1.600 MW). Otras energías alternativas consideradas son eólica y geotermia con unos repartos del 10% (240 MW) y el 9% (200 MW) respectivamente. En este caso, la visión del ente regulador arroja una proyección conservadora sobre la capacidad de penetración de la energía solar.

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Figura 49 Participación de diferentes tecnologías en plan de obras del SING al 2021

Considerando las centrales que se encuentran instaladas en el SING actualmente y el citado plan de obras se puede obtener el parque de centrales proyectado al año 2021. En la Figura 46 se muestra la participación de cada tecnología en este parque, cuya capacidad sería de 5.983 MW.

Figura 50 Participación de diferentes tecnologías en la potencia instalada del SING en el 2021 teniendo en cuenta el plan de obras

Como se puede ver en la figura, en el parque proyectado al año 2021 empleando el plan de obras, la participación de la energía solar sería del 4% de la potencia instalada. Al sumar todas las energías renovables (eólica, geotermia y solar) esta participación llegaría al 12% (690 MW). En esta matriz participa también con un 23% (1.375 MW) el Gas Natural, capacidad ya existente al año 2012. La incertidumbre existente en relación a la variación futura de los precios del gas, conllevan que las expectativas de participación en la matriz energética sean que ésta disminuya con el tiempo. Sin embargo, si el precio del gas bajara significativamente en el futuro, la penetración de la energía solar se mostraría más compleja.

Calor residual1%

Carbón 69%Diesel0%

Eólica 10%

Geotermia9%

Solar 11%

Calor Residual0%

Carbón 59%

Diesel3%

Eolica4%

Fuel Oil Nro. 63%

Gas Natural 23%

Geotermia 4%

Hidro0%

Solar4%

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Desde el punto de vista técnico, el CDEC estableció en 2012 (19) que al 2014 la capacidad instalada de energía solar no debía superar los 450 MW, para mantener las condiciones de seguridad del sistema. Se considera que conforme avance la tecnología de control del sistema eléctrico, está capacidad irá aumentando. Por otra parte, no se han emitido opiniones sobre las tecnologías de concentración solar (CSP) con almacenamiento, las cuales aseguran una mayor estabilidad en el suministro que el resto de tecnologías solares. Conocido el buen recurso en el norte de Chile, el punto de vista técnico no supondría entonces una barrera a la penetración de la CSP en la matriz energética, dependiendo únicamente de la competencia económica. Concluyendo, puede establecerse que el nivel de penetración de la energía solar en la potencia instalada en el SING tiene varias aristas: - Para la energía fotovoltaica, existen límites técnicos que son activados por razones de

seguridad o por costos de producción. Esta limitación se debe a que la tecnología no es gestionable: sólo existe generación cuando existe sol y su producción depende de la intensidad recurso solar en el momento. Por ello si durante el día la cantidad de energía solar producida fuera muy alta, se requeriría que en la noche existiera una generación de apoyo mediante otra tecnología. Como ésta no puede ser carbón debido a la baja flexibilidad de operación de las calderas de este tipo (tiempos de parada y puesta en servicios muy largos: 6 – 12 horas), podría utilizarse gas natural o Diesel. Esta condición pondría un techo a la cantidad de energía solar a producir en el día.

- Para el caso de la tecnología CSP, se percibe que para el SING la que tiene mayor viabilidad económica es la de receptor central con capacidades que podrían estar entre 50 y 100 MW y con almacenamiento de 7 horas o más. Tal como se mencionó anteriormente, no parece existir límite técnico para este tipo de tecnología, salvo la económica. Conforme avance el desarrollo tecnológico y esta tecnología se convierta en costo-eficiente, podría convertirse en un sustituto del carbón, esto probablemente podría ocurrir en el decenio 2020 – 2030. Para lo que se perfila para el decenio 2010 – 2020, se debería tener al menos 50 MW, los que deberían instalarse producto del concurso que está llevando adelante el gobierno de Chile. En éste se crean condiciones financieras para viabilizar esta tecnología. Una segunda planta de similares características podría ser instalada en el mismo decenio si los resultados de la primera son satisfactorios.

8.2.2 Hibridación de plantas termoeléctricas

Conocido el estado del arte en la hibridación solar-fósil (ver ANEXO XIII: Implantación internacional de los proyectos analizados) se considera que esta tecnología puede aportar un 15 % de la potencia de las plantas térmicas. En lo que respecta al SING, se tiene que la tecnología de hibridación no es aplicable a todas las centrales del parque. Por ejemplo, por razones geográficas las centrales ubicadas en la ciudad de Tocopilla no tienen espacio físico para la instalación de plantas CSP. Lo mismo ocurre con la centrales térmicas ubicadas en Patache, al sur de Iquique. Por razones tecnológicas también han

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de descartarse ya que la hibridación es factible solo en centrales carboneras y en menor escala en centrales de Ciclo Combinado (CC). Considerando entonces el parque proyectado al año 2021 y extrayendo las centrales a las cuales no se puede aplicar este tipo de tecnología, resultaría un conjunto reducido de centrales (las cuales corresponden a las instaladas en la bahía de Mejillones). La Tabla 52 muestra las centrales candidatas a aplicar este tipo de solución.

Propietario Central Unidad Potencia

Neta [MW]

Puesta en

Servicio

Tipo de Combustible

EC-L TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM1 154,9 1995 Carbón

EC-L TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM2 164,0 1998 Carbón

ANDINA CENTRAL TÉRMICA ANDINA CTA 152,6 2011 Carbón

HORNITOS CENTRAL TÉRMICA HORNITOS CTH 153,9 2011 Carbón

ANGAMOS ANGAMOS ANGAMOS I 244 2000 Carbón

ANGAMOS ANGAMOS ANGAMOS II 244 2011 Carbón

PLAN OBRAS MEJILLONES I 200 may-17 Carbón

PLAN OBRAS MEJILLONES II 200 ago-18 Carbón

PLAN OBRAS MEJILLONES III 200 jul-19 Carbón

PLAN OBRAS MEJILLONES IV 200 jul-21 Carbón

EC-L TERMOELÉCTRICA MEJILLONES CTM3 GNL 243,2 1995 Gas Natural

GAS ATACAMA ATACAMA CC1 GNL 325,6 1999 Gas Natural

GAS ATACAMA ATACAMA CC2 GNL 325,6 2002 Gas Natural Tabla 52 Identificación de potenciales plantas termoeléctricas para hibridación solar. Fuente: Plan de obras centrales para el SING

Considerando la experiencia internacional de un aprovechamiento adicional de 15 %, y que la capacidad explotable de centrales carboneras es de 1.914 MW, se tiene que el aprovechamiento de hibridación carbón-CSP es 287 MW. Asimismo, lo explotable en CC GNL es 894 MW, existiendo un aprovechamiento potencial CC GNL-CSP de 134 MW. Ha de tenerse un cuenta en todo caso que la integración solar-fósil puede resultar costosa y en algunos casos inviable en centrales en operación, siendo preferente su implementación en proyectos nuevos. En este caso, la capacidad explotable de nuevas centrales a carbón es 800 MW, presentando por tanto una expectativa de Carbón-CSP de 120 MW.

8.2.3 Generación de calor de proceso

8.2.3.1 Minería del cobre Como se ha comentado previamente la minería del cobre emplea principalmente dos procesos: el proceso de sulfuros y el de óxidos.

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En el proceso de sulfuros resaltaría como aplicación para el calor de proceso de origen termosolar el secado del concentrado. Mientras que en el proceso de óxidos destacan otras tres aplicaciones del calor de origen termosolar: el calentamiento de soluciones tanto en las pilas de lixiviación como en el proceso de electro-obtención y finalmente el lavado de ánodos. Se incluye también un diagrama que resume las citadas aplicaciones.

Extracción

Transporte

Molienda

Flotación Lixiviación

FundiciónExtracción

por solventes

Electro-obtención

Proceso de sulfuros Proceso de óxidos

Aporte calor solar:Secado de concentrado

Aporte calor solar:- Calentamiento soluciones

- Lavado de ánodos

Aporte calor solar:Calentamiento soluciones

Electro-refinación

Cátodos electroobtenidos Cátodos electrorrefinados

Figura 51 Diagrama de proceso: Posibles usos del calor solar en la minería del cobre

Habrá de considerarse sin embargo la aplicación para el calor de proceso (calor de media o baja temperatura) para conocer la tecnología termosolar potencialmente aplicable en cada caso (ver Tabla 53). Necesidades de calor Proceso Tipología de calor Tecnologías solares Secado de concentrado Sulfuros Media temperatura Tubo de vacío, CPC, Colectores planos,

Fresnel, CCP Calentamiento de soluciones Sulfuros Baja temperatura Tubo de vacío, CPC, Colectores planos,

Fresnel, CCP, Placa plana Calentamiento de soluciones Óxidos Baja temperatura Tubo de vacío, CPC, Colectores

planos, Fresnel, CCP, Placa plana Lavado de ánodos Óxidos Baja temperatura Colectores planos, Fresnel, CPC Tabla 53 Potenciales aplicaciones solares en la generación de calor de proceso

Respecto a la ubicación, la viabilidad de los proyectos solares está directamente relacionada con el recurso, que como se puede ver en ANEXO I: Recurso solar, aumenta considerablemente con la altitud. Se tiene entonces que la ubicación potencial de los proyectos de generación de calor solar es la zona altiplánica, donde la radiación directa (la empleada por las tecnologías termosolares) es sensiblemente mayor. En este caso pueden presentarse como ejemplos de potencial aplicación solar los proyectos que se encuentran en curso en el norte de Chile:

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- Colectores Cilindro Parabólicos para Minera El Tesoro - Colectores planos para Minera Gaby (Codelco)

En el caso de El Tesoro, la energía térmica producida por la planta solar proveerá parte de la energía requerida para el calentado de electrolito rico y despegado de cátodos en el proceso SX-EW. En el caso de la Minera Gaby, se empleará para calentamiento de soluciones cubriendo alrededor de un 80% de las necesidades de calor de la planta de electro obtención. Se tiene entonces que la energía solar (aplicaciones termosolares) es capaz de proveer el calor requerido por los procesos mineros en sus rangos de potencia máxima y temperatura. Su capacidad penetración dependerá de su competencia económica con los precios de los combustibles fósiles (típicamente Diésel y gas natural) y del efecto arrastre de estos dos proyectos referencia. Finalmente, si se tiene en cuenta la información de requerimientos de calor presentada en la Tabla 35, la proyección de producción de cobre fino proveniente de procesos de hidrometalurgia (11) y las proyecciones de coeficientes de consumo de calor por TMF presentadas en la Tabla 37, es posible realizar una proyección del requerimiento de calor en la producción de cobre fino, para el próximo decenio. Con este análisis es factible visualizar la cantidad de energía producida por combustible fósil que sería posible de reemplazar por medio de la generación de calor a través de energía solar. Esta proyección es presentada en la Tabla 54.





2012 5.618 2.062 3.314 1.898

2013 6.098 2.076 3.397 1.958

2014 6.171 1.988 3.479 1.921

2015 6.450 2.019 3.561 1.996

2016 6.651 1.998 3.644 2.022

2017 7.273 1.904 3.726 1.970

2018 7.799 1.812 3.808 1.917

2019 8.101 1.552 3.891 1.677

2020 8.444 1.592 3.973 1.756 Tabla 54 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de óxidos hasta el año 2020

La Tabla 54 estima la cantidad de energía que será demandada por el proceso óxidos, mediante el uso de combustible fósil (Diésel), y es factible de ser reemplazada la fuente de calor por plantas solares térmicas. Esta sustitución a partir del año 2013, supondría: un ahorro de combustible de 163 k Ton Diésel/ año y unas emisiones evitadas de 519 k Ton CO2/ año (valores medios). Desde el punto de vista del potencial de la energía termosolar en este segmento, dicha sustitución representaría hasta 300 MWt de plantas CCP (suponiendo un factor de planta del 70%). Para el caso de sulfuros se puede realizar también una estimación del consumo de calor para el proceso de secado de concentrados. Éste se obtiene de los coeficientes de consumo de calor proyectados en la Tabla 40 y las proyección de toneladas a producir presentadas en la Tabla 39

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se estima los consumos de energía para los próximos 10 años. Dicha proyección se presenta en la Tabla 55.


Por proceso de concentrado (kTMF)



2012 5.618 3.556 225 222

2013 6.098 4.022 229 255

2014 6.171 4.183 232 270

2015 6.450 4.431 235 290

2016 6.651 4.653 239 309

2017 7.273 5.369 242 361

2018 7.799 5.987 245 408

2019 8.101 6.549 249 453

2020 8.444 6.852 252 480 Tabla 55 Proyección de las necesidades de calor en el proceso de sulfuros hasta el año 2020 para aplicación de secado

La Tabla 55 estima la cantidad de energía que será demandada por el proceso sulfuros en la etapa de secado de concentrado, mediante el uso de combustible fósil (Diésel), y es factible de ser reemplazada la fuente de calor por plantas solares térmicas. Esta sustitución a partir del año 2013, supondría: un ahorro de combustible de 28 k Ton Diésel/ año y unas emisiones evitadas de 90 k Ton CO2/ año (valores medios). Desde el punto de vista del potencial de la energía termosolar en este segmento, dicha sustitución representaría hasta 50 MWt de plantas CCP (suponiendo un factor de planta del 70%).

8.2.3.2 Minería no metálica En lo que respecta a la minería no metálica, en las Tabla 43 y Tabla 44 se presentaron los valores actuales de consumos de energía y en la Tabla 45 los coeficientes unitarios. Además en la Tabla 46 se ha presentado la proyección de la demanda de calor en este tipo de minería. Teniendo en cuenta la tecnología probada y los datos de centrales en operación se considera el potencial de la energía solar como la provisión de hasta el 100 % del crecimiento en la demanda: +1.300 GWth/año en el año 2018. En órdenes de potencia, esto representaría aproximadamente 200 MWt de una planta termosolar CCP. Debe contemplarse sin embargo que aproximadamente el 50% de las necesidades de calor están asociadas a la fundición, que debido a sus altas temperaturas se encuentra fuera del alcance de las tecnologías termosolares comerciales. Esta característica reduciría el potencial a 2018 de aproximadamente 100 MWt, para aplicación de calentamiento de soluciones y secado.

8.2.4 Desalinización de agua

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Conocidas las crecientes necesidades de agua en la actividad minera y la sobreexplotación de los acuíferos, las empresas mineras están considerando el uso de agua marina. El uso de agua desalinizada en proyectos mineros ya representa una posibilidad concreta de suministro de agua alternativo a la extracción de agua fresca. (7) Se han considerado en el presente informe dos opciones para la provisión de este segmento mediante energías solares:

- Fotovoltaica para la desalinización por ósmosis inversa (RO) - Termosolar para la desalinización multi-efecto (MED)

En la primera se trataría de emplear energía fotovoltaica para cubrir los consumos eléctricos existentes en el proceso de ósmosis inversa, principalmente asociados al bombeo. Esta idea se ve reforzada por la amenaza de Tsunami existente en la zona norte de Chile, donde existe la posibilidad de quedar sin suministro energético, lo cual redundaría en corte del suministro. En segundo caso se trataría de utilizar la energía termosolar para proveer el calor de proceso necesario en la desalinización multi-efecto. Conocidas las plantas desalinizadoras en proyecto o construcción (ver Tabla 50), se considera el potencial de la energía solar en este segmento como la sustitución (o el apoyo) de las energías convencionales a las energías solares en la provisión de alguno de estos proyectos. Región Operador Operación Nombre Planta Estado I Doña Inés de



Pre-Factibilidad

II Codelco Radomiro Tomic - En Estudio III

SCM Santo Domingo Proyecto Santo Domingo Planta Desalinizadora Santo Domingo


II Xstrata Lomas Bayas III - Pre Factibilidad II Antofagasta Minerals Centinela - Pre Factibilidad I



Tabla 56 Potenciales plantas desalinizadoras existentes y futuras

Habrán de considerarse en todo caso las dificultades asociadas a la discontinuidad de la provisión por solar. Lo que podría solucionarse con el sobredimensionamiento de las instalaciones y el almacenamiento o en modo de energía térmica o en modo de depósitos, permitiendo la generación de agua desalinizada durante el día para su utilización durante la noche.

8.2.5 Cogeneración

En la última década la Comisión Nacional de Energía ha realizado diversos estudios para identificar el potencial de cogeneración existente en Chile. Actualmente en el sector minero se considera en 103 MW a nivel nacional, de los cuales 70 MW estarían focalizados en la zona norte de Chile.

Producto 3 - Final


En la actualidad está aprobada la Declaración de impacto ambiental de una planta de Cogeneración de Energía Eléctrica, Sector Ujina, perteneciente a la cía. Minera Doña Inés de Collahuasi, la cual debe satisfacer los requisitos de generación de energía eléctrica y producción de energía térmica para alimentar el proceso productivo de su Planta de Lixiviación y Extracción por Solventes, por una instalación de potencia nominal de 44 MW. (9) La división Chuquicamata cuenta con un Horno Flash que cuenta con una Caldera recuperadora para enfriar los gases metalúrgico los que posteriormente son limpiados en los Precipitadores Electrostático y enviados a la Plantas de Acido para producir ácido sulfúrico. El vapor saturado generado por la Caldera Recuperadora en el proceso de enfriamiento de gases metalúrgicos es transportado a la Central Térmica Sulfuros (Termoeléctrica), donde se sobrecalienta a 400 °C para alimentar un Turbogenerador y producir energía eléctrica. La central posee una potencia eléctrica de 12 MW, la cual opera, aproximadamente, 8147 horas en un año normal. La energía generada es inyectada al Sistema Eléctrico de las Barras Nº1 y 2 de 13,8 kV de la central Térmica Sulfuros y consumida por los Soladores y Compresores de la Central.13 El potencial de la cogeneración con energía solar dependerá de la demanda de los segmentos finales que dicha instalación provea. Se refiere por tanto a los puntos anteriores.

13 Información suministrada por Personal de Codelco Norte.

Producto 3 - Final


9 ANEXO IV: ASPECTOS AMBIENTALES Este tipo de proyectos se someten a Evaluación de Impacto Ambiental al SEIA por la aplicación del artículo 3º), letras b) y c) del Reglamento asociado, “Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones” y “Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”. En su mayoría, la empresa titular del proyecto da cumplimiento a sus normas mediante la presentación del proyecto al SEIA, bajo la forma de una Declaración de Impacto Ambiental DIA, conforme lo dispone el artículo 14 del citado Reglamento. Cabe señalar que más del 90% de los proyectos ingresados al SEIA son proyectos fotovoltaicos, y recientemente se terminó de evaluar, en formato de DIA con la aprobación ambiental favorable, el proyecto Pedro de Valdivia que es una planta CSP de 360 MW ubicada en la Comuna de María Elena, muy cerca de la subestación Crucero, Región de Antofagasta. Se puede interpretar como una señal técnica que de 20 proyectos fotovoltaicos analizados para este componente la totalidad haya sido en formato de DIA lo que significa que la Autoridad Ambiental reconoce que este tipo de proyectos no generan efectos adversos significativos sobre las personas y los Recursos Naturales. Respecto de los impactos ambientales, que no son significativos de acuerdo al formato de evaluación recurrente como DIA, destacan aquellos relativos a la Calidad del Aire, pues se producen emisiones atmosféricas las cuales corresponden principalmente a material particulado respirable (PM10) generado por movimientos de tierra, excavaciones, carga, descarga y transporte de excedentes durante la etapa de construcción de las plantas, además se liberan gases de combustión (CO, NOx y HC) provenientes del tránsito, propios de la etapa de construcción, de camiones, maquinarias y vehículos de transporte; este tipo de impactos se pueden tratar en el caso del material particulado con la humectación de caminos y sectores de extracción de material con el uso de palas con regadores incorporados. En este sentido es necesario señalar que la zona norte de chile en especial las zonas cercanas a centros mineros, como el caso de Antofagasta, María Elena y Calama en la II región han sido declaradas por la Autoridad Ambiental como Zonas Saturadas por material particulado y gases en general, razón que eleva y obligatoriza el cumplimiento de los estándares de calidad del aire. Por otra parte, la totalidad de los proyectos analizados contemplan edificaciones que requieren cambio de uso de suelo, toda vez que el área de emplazamiento de los mismos corresponde a áreas rurales. Para el cumplimiento del inciso final del artículo 55 de la Ordenanza General de Urbanismo y Construcción OGUC los Titulares de proyectos solicitan la autorización de cambio de uso de suelo contenida en el artículo 96 del Reglamento del SEIA, para la construcción de las Unidades Generadoras y sus elementos, trámite realizado directamente en los Departamentos de Obras DOM los municipios respectivos. Un caso especial es relativo al uso del recurso agua, haciéndose una distinción entre el agua para uso en el proceso de generación y el agua para el consumo humano de los trabajadores. Respecto del agua para consumo humano el D.S. Nº 594 del Ministerio de Salud, Reglamento de las Condiciones Sanitarias y Ambientales Básicas en los Lugares de Trabajo establece que todo lugar de trabajo deberá contar, individual o colectivamente, con agua potable destinada al consumo humano y necesidades básicas de higiene y aseo personal. El artículo 13 establece la obligación de que cualesquiera sea el sistema de abastecimiento de agua potable, éste deberá

Producto 3 - Final


cumplir con los requisitos físicos, químicos, radiactivos y bacteriológicos establecidos en la reglamentación vigente sobre la materia. Por su parte, el artículo 15 señala que en aquellas faenas o campamentos de carácter transitorio donde no existe servicio de agua potable, la empresa deberá mantener un suministro de agua potable igual, tanto en cantidad como en calidad, a lo establecido en este reglamento, por trabajador, de este modo el agua para consumo humano, tanto en la etapa de construcción como de operación de un proyecto deberá cumplir con los requisitos físicos, químicos, radioactivos y bacteriológicos establecidos. Respecto del agua para uso en el proceso de generación de energía es este componente ambiental un factor crítico para el desarrollo de proyectos, de toda índole, pues la zona norte de Chile enfrenta un problema grave de escasez hídrica, lo que ha significado que la autoridad competente, la Dirección General de Aguas (DGA) ha limitado la extracción de aguas subterráneas a la realización de estudios que permitan caracterizar la calidad de esta y su caudal disponible, para lo cual cada proyecto que sea evaluado en el SEIA y que desee ocupar aguas subterráneas deberá realizar este estudio de forma obligatoria en la Región de Antofagasta y comunas como María Elena, lo que no asegura la obtención de un permiso de extracción de agua. Esta escasez hídrica hace que los proyectos utilizan agua de mar ya sea desalinizada o no, lo que puede definir en gran medida donde se localizará una planta de este tipo, pues de utilizar un sistema de bombeo de agua de mar este deberá estar ubicado en zonas de borde costero, en el caso de tener una planta de desalinización las alternativas pueden ser instalar esta planta en la zona de borde costero y después llevar hacia el interior mediante un acueducto o bien llevar el agua sin tratar y realizar el proceso de desalinización en la zona de la planta generadora, en cualquiera de ambos casos esto significa elevar los costos de inversión del proyecto. Comparativamente la tecnología FV utiliza muy poca agua la que básicamente se usa para el lavado de los paneles con una periodicidad promedio de cada tres meses lo que la hace que el perfil ambiental del proyecto sea mejor que la tecnología de plantas CSP donde se usa bastante más agua para el proceso de generación de vapor y enfriamiento. En este sentido los costos ambientales serán mayores para una planta CSP. Finalmente es relevante que la totalidad de los proyectos a evaluar en el marco de la iniciativa Atacamatec estén o bien siendo evaluados en el SEA o bien tengan elaborada la Declaración de impacto ambiental, siendo necesario tener presente que en ambos casos la decisión de la autoridad ambiental no está tomada hasta que finalice el proceso completo y que puede ser meses después así como tampoco se podrá suponer anticipadamente que esta respuesta será favorable y se obtendrá una Resolución de Calificación Ambiental RCA positiva.

Producto 3 - Final


10 ANEXO V: ASPECTOS SOCIALES Los aspectos sociales están remitidos a dos variables centrales, por una parte que este tipo de proyectos se localice próximo a población protegida de acuerdo a la Ley Indígena y que aplica para las comunidades que han sido reconocidas de forma oficial por la autoridad competente en este caso la Comisión Nacional de Desarrollo indígena (CONADI), en tanto el artículo 11 de la Ley 19.300 en su literal D lo consigna como una de las causales de que los proyectos deben ser presentados en formato de Estudio de Impacto Ambiental, adicionalmente si la población indígena se encuentra ubicada en el territorio llamado Área de Desarrollo Indígena (ADI) esta situación se puede complejizar pues aplica la doble condición de población protegida y Territorio priorizado por el Estado. Cabe señalar que en la II región el ADI existente se ubica en la zona de la Cordillera de los Andes y se llama Alto El Loa, estando ubicado cercano a la ciudad de Calama, por lo que no se avizoran conflictos en tanto específicamente para el terreno de Bienes Nacionales que se ha dispuesto para el presente concurso se encuentra muy lejano de este sector. En segundo lugar existe la posibilidad de generar un clima de adhesión o un rechazo social hacia un proyecto, que en una situación de conflicto ambiental puede aplicar a cualquier tipo de proyectos, en específico en aquellos que la comunidad perciba que genera altos costos ambientales, siendo relevante la percepción que tenga la comunidad respecto del perfil ambiental del proyecto. En este contexto que un proyecto preste servicios a la sociedad es de sumo relevante en tanto existe una creciente demanda de beneficios derivados de la instalación de proyectos por parte de las comunidades locales, para que esto ocurra se deben realizar procesos de difusión y participación local que permitan visibilizar aquellos aspectos de beneficio concreto como por ejemplo el establecimiento de compromisos ambientales voluntarios como la entrega periódica a las organizaciones locales y Municipio de información sobre el cumplimiento ambiental del proyecto, la publicación de la carga de compromisos ambientales de forma voluntaria en el sitio de la Superintendencia de Medio Ambiente, o en temas como la creación de nuevas fuentes de trabajo y las mejoras en equipamiento e infraestructura de uso comunitario como el arreglo de caminos secundarios o la dotación de iluminación en sectores de uso públicos como plazas. En este tenor cabe señalar que el Servicio de Evaluación Ambiental SEA está coordinado el proceso de actualización del nuevo reglamento del SEIA y entre sus nuevas indicaciones está el de extender los procesos de Participación Ciudadana formales hacia las Declaraciones de Impacto Ambiental, pues hasta hoy solo es obligatorio realizar este proceso cuando se trata de un Estudio de Impacto Ambiental, lo que significará que una vez entrada en vigencia esta actualización reglamentaria se deberá realizar un proceso de difusión y consulta para ambos formatos de ingreso, lo que se puede avizorar como una oportunidad para el acercamiento y relacionamiento positivo con la comunidad local.

Producto 3 - Final


11 ANEXO VI: DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA DE SELECCIÓN,

CRITERIOS Y MÉTODO El objetivo de este anexo es ilustrar la metodología seguida para la selección de las alternativas incluidas en el Componente 3 de la Asistencia Técnica Atacamatec: Definición de una cartera de proyectos solares. En un primer lugar se presentan los criterios utilizados para valorar los proyectos, que se han clasificado en:

- Tecnológicos - Sociales - De riesgo - De recurso - De mercado - Económicos - Ambientales

Cada uno de ellos ha sido caracterizado por medio de uno o varios indicadores que determinan la fortaleza del proyecto según dicho criterio. Después, la evaluación en cada criterio se integra de manera que cada proyecto obtiene una calificación final. La metodología de integración de criterios se presenta en 11.2.

11.1 DESCRIPCIÓN DE CRITERIOS

11.1.1 Criterios tecnológicos

11.1.1.1 Energía específica por terreno ocupado

Bajo este epígrafe se presenta el valor de energía producida relativa a la superficie de terreno requerida para la construcción de la instalación solar considerada. Para el cálculo de este indicador se han utilizado los resultados de la simulación de producción. En los casos en los que el objetivo del proyecto solar considerado no es la producción de energía eléctrica ha sido necesario calcular una producción equivalente para que los proyectos fueran comparables. Para su cálculo se ha definido un ratio fijo de conversión de energía térmica a eléctrica del 35 % por ser un rendimiento considerado tipo para un ciclo Rankine. Esto no implica que se alcance dicho rendimiento, sin embargo es necesario el uso de este factor para que los resultados de generación sean comparables. La unidad utilizada ha sido MWh eléctricos equivalente producido entre hectáreas empleadas.

11.1.1.2 Energía específica por consumo de agua Se presenta también como indicador tecnológico la energía producida relativa a la cantidad de agua requerida para el funcionamiento de la instalación solar. Para el cálculo de este indicador se han utilizado los resultados de la simulación de producción.

Producto 3 - Final


Los principales usos del agua en los proyectos solares son la limpieza o de espejos o de paneles según la planta sea termosolar o fotovoltaica. En los proyectos termosolares, adicionalmente, se incluye una reposición del agua de ciclo (make-up). En este caso la unidad utilizada ha sido MWh equivalente producido dividida por los metros cúbicos de agua consumidos.

11.1.1.3 Tamaño de planta El tamaño de planta se expresa en función de la potencia bruta en MWe equivalentes de la instalación suministradora de energía. En los casos en los que el objetivo del proyecto solar considerado no es la producción de energía eléctrica ha sido necesario calcular una potencia eléctrica equivalente para que los proyectos fueran comparables. Para ello se ha utilizado el ratio de conversión de energía térmica a eléctrica del 35 % definido previamente. Como se ha comentado, esto no implica que se alcance dicho rendimiento, sino que se usa para que los resultados sean comparables.

11.1.1.4 No necesidad de refuerzo de infraestructuras Las infraestructuras del Estado Chileno presentan un estado de conservación y desarrollo adecuado. En particular, en el norte de Chile, se dispone de vías de acceso pavimentadas para la mayoría de las ciudades y centros mineros. En general, debido al tamaño de la industria minera, son éstas las que han llevado adelante el desarrollo de esta infraestructura. Sólo en el caso que algún proyecto se ubique en una zona alejada de los centros de producción y de rutas principales sería necesario desarrollar vías de acceso. Este es un indicador cualitativo (1-4) que expresa si es necesario realizar un refuerzo de las infraestructuras del Estado Chileno para poder llevar a cabo el proyecto considerado. Se proponen las siguientes equivalencias:

- Es necesario crear nuevas infraestructuras por obsolescencia o inexistencia: 1 - Es necesario llevar a cabo una reforma sustancial de las infraestructuras actuales: 2 - Es necesario reforzar o actualizar parte de las infraestructuras actuales: 3 - No es necesario hacer una reforma en las infraestructuras: 4

Se incluyen en la siguiente tabla las calificaciones para cada proyecto tipo. Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

3 Dependiendo de la ubicación podría ser necesario reforzar vías

Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP SRC


Generación de electricidad para su inyección a la red mediante central de carbón hibridada con CSP CCP

4 Se dispone de acceso en la mayor parte del área costera.

Producto 3 - Final


Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante FV


Bombeo de agua mediante CSP 4 Se dispone de acceso en la mayor parte del área costera.

Bombeo de agua mediante FV 4 Se dispone de acceso en la mayor parte del área costera.

Desalinización por evaporación multi-efecto MED mediante CSP


Desalinización por ósmosis inversa mediante FV


Generación de calor de proceso para minería

4 Todas las mineras poseen vías de acceso en buen estado

Cogeneración para la obtención de calor de proceso y electricidad


Cogeneración para la obtención de agua desalada y electricidad


Tabla 57 Criterios tecnológicos. No necesidad de refuerzo de infraestructuras

11.1.1.5 Factor de planta El factor de planta es el cociente entre la producción anual total de la planta y la producción teórica que se obtendría trabajando al 100% de régimen todo el año. Representa el porcentaje de horas al año que debería producir la instalación considerada en su punto de diseño para obtener su producción anual. Esta producción anual ha sido obtenida de la simulación realizada en cada caso y puede ser de energía eléctrica o de cualquier otro tipo: agua desalinizada, energía térmica, etc.

11.1.2 Criterios sociales

11.1.2.1 Presta un servicio directo a la sociedad Las necesidades de la sociedad chilena han sido analizadas con motivo de este informe y se han seleccionado dos variables que reflejan dos aspectos sociales importantes; por una parte que se genere un servicio a la sociedad, referido este a la producción de energía en forma distribuida en el sistema produce una mejora en la seguridad energética y que la energía solar tiene una alta disponibilidad que no depende de elementos externos en tanto el recurso solar es ilimitado en el norte de Chile generando en ambos elementos un beneficio directo a la sociedad. La segunda variable está asociada a la oferta de empleo local que cada proyecto tipo puede generar en tanto este es una de las mayores demanda sociales, que los proyectos generen empleo en los territorios donde se instalen, prefiriendo una contratación de mano de obra local. Para cuantificar este punto se presenta de nuevo un indicador cualitativo que toma valores de 1 a 3 según el proyecto considerado cubre una necesidad directa de la sociedad chilena. Se proponen las siguientes equivalencias:

Producto 3 - Final


- El proyecto no cubre ninguna necesidad de la sociedad: 1 - El proyecto cubre una de las necesidades analizadas: 2 - El proyecto cubre más de una de las necesidades analizadas: 3

Se presenta también a continuación una tabla con la calificación de cada proyecto tipo y sus justificaciones. Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

3 Todos los proyectos tipo generan una mejora en la seguridad energética.





Generación de electricidad para su inyección a la red mediante FV


Bombeo de agua mediante CSP 3 Todos los proyectos tipo generan una mejora en la seguridad energética.

Bombeo de agua mediante FV 3 Todos los proyectos tipo generan una mejora en la seguridad energética.





Generación de calor para minería 3 Todos los proyectos tipo generan una mejora en la seguridad energética.





Tabla 58 Criterios Sociales. Presta un servicio a la sociedad

11.1.2.2 Mano de obra local

La creación de puestos de trabajo en la sociedad chilena es un aspecto que también ha sido tenido en cuenta en el análisis. Para cada uno de los citados proyectos tipo se han estimado el número de empleos que serían necesarios tanto en la etapa de construcción como en la de operación de la planta. Se han utilizado los valores propuestos por (20) complementados con la experiencia en proyectos similares del equipo consultor. Se presentan entonces en este punto el número de empleos que generaría el proyecto tipo considerado.

Producto 3 - Final


11.1.3 Criterios de riesgo

11.1.3.1 Ausencia de riesgo percibido actores chilenos La percepción del riesgo asociado a un proyecto dependerá de la persona consultada a tal efecto. En este indicador se presenta la ausencia de riesgo del proyecto tal y como es percibido por los actores chilenos participantes en esta Asistencia Técnica. Los actores consultados han sido:

- Empresas generadoras de electricidad - Empresas mineras - Asociaciones gremiales de ERNC - Organismos gubernamentales

Las calificaciones otorgadas pueden tomar valores de 1 a 4, siendo un valor de 1 el correspondiente a un elevado riesgo, mientras que un valor de 4 vendría dado en el caso de ausencia de riesgo específico del proyecto. Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

2 Económicamente no viables


3 Económicamente inviables y en etapa de madurez tecnológica


3 Existen proyectos en fase de evaluación financiera


4 Proyectos maduros tecnológicamente y viables económicamente

Bombeo de agua mediante CSP 2 No existen referentes tecnológicos Bombeo de agua mediante FV 3 La tecnología FV los hace más viables Desalinización por evaporación multi-efecto MED mediante CSP

2 No existen referentes tecnológicos


3 La tecnología FV los hace más viables

Generación de calor para minería 4 Tecnología económicamente viable con proyectos en construcción





Tabla 59 Criterios de Riesgo. Ausencia de riesgo percibido actores chilenos

11.1.3.2 Ausencia de riesgo percibido expertos Este indicador representa la ausencia de riesgo del proyecto tal y como es percibido por una serie de expertos en energía solar consultados en esta Asistencia Técnica. Se evalúa de manera

Producto 3 - Final


similar al indicador anterior tomando valores del 1 al 5, correspondiendo un 1 a un elevado riesgo y un 5 al caso de ausencia de riesgo específico del proyecto. Se han consultado 4 expertos independientes que han calificado cada uno de los proyectos tipo analizados utilizando la citada escala. El resultado final para cada uno de ellos ha sido obtenido mediante un análisis estadístico de sus calificaciones. La selección de los expertos consultados ha sido realizada de manera que fueran cubiertas diferentes áreas de actividad.

Proyecto tipo Puntuación media

Intervalo de confianza (α=0,05)

Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

3 ±0,73


3 ±0,73


3 ±0,73


5 ±0,00

Bombeo de agua mediante CSP 3 ±0,73 Bombeo de agua mediante FV 4 ±0,88 Desalinización por evaporación multi-efecto MED mediante CSP

3 ±0,48


3 ±0,39

Generación de calor para minería 4 ±0,39 Cogeneración para la obtención de calor de proceso y electricidad

3 ±0,39


3 ±0,73

Tabla 60 Criterios de Riesgo. Ausencia de riesgo percibido expertos

11.1.3.3 Plantas similares en el mundo Los proyectos tipo analizados son soluciones tecnológicas en algunos casos innovadoras. Se considera que una planta será similar a las analizadas si éstas comparten parte de la tecnología utilizada. Se han establecido calificaciones de 1 a 4 que miden el número de plantas en el mundo que emplean una solución tecnológica parecida a la analizada. Se propone la siguiente tabla de equivalencias:

- Cero plantas: 1 - De una a 10 plantas: 2 - De 10 a 50 plantas: 3

Producto 3 - Final


- Más de 50 plantas: 4

Se incluyen en la tabla siguiente las calificaciones y las justificaciones para cada proyecto tipo. Ha de remarcarse que en este punto no se trata de evaluar si existen plantas iguales a las analizadas sino similares. Proyecto tipo Puntuación Justificación


4 Se ha utilizado la base de datos del NREL (21) de plantas de CSP para generación de electricidad.


2 Igual que el anterior.


2 Existe una planta que es un prototipo comercial. Además existen multitud de centrales de carbón.


4 Existen multitud de plantas de gran variedad de potencias..

Bombeo de agua mediante CSP 4

A pesar de que no se ha implementado bombeo suministrado por energía solar, existen multitud de estaciones de bombeo en el mundo.

Bombeo de agua mediante FV 4 Igual que el anterior.


3

Aunque existen contadas suministradas por solar, se ha optado por esta puntuación por el gran número de desalinizadoras tradicionales existentes.



Generación de calor de proceso 2 Se ha considerado exclusivamente la planta de la minera El Tesoro en Chile.


2

A pesar de que no se ha implementado cogeneración con termosolar, existen multitud de cogeneraciones tradicionales.



Tabla 61 Criterios de Riesgo. Plantas similares en el mundo

11.1.3.4 Plantas similares en Chile Igual que el punto anterior pero circunscribiéndonos a Chile, se cuantifican en este epígrafe el número de plantas que emplean una solución tecnológica parecida a la del proyecto tipo analizado. Las calificaciones justificadas, para cada proyecto tipo, se presentan en la tabla siguiente. En este caso se usaron las siguientes equivalencias:

- Cero plantas: 1

Producto 3 - Final


- Una planta: 2 - De 1 a 10 plantas: 3 - Más de 10 plantas: 4

Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

2 Existe sólo un proyecto aprobado


1 No existen plantas en estudio


2 Existen interesados en evaluar este tipo de soluciones


4 Existe gran cantidad de proyectos aprobados, 3 operando, 1 adjudicado

Bombeo de agua mediante CSP 1 No existen plantas en estudio

Bombeo de agua mediante FV 3 Existen interesados en evaluar este tipo de soluciones




2 Existen interesados en evaluar este tipo de soluciones

Generación de calor para minería 3 Existe una planta en construcción y una con DIA aprobado


2 Existe un proyecto operando



Tabla 62 Criterios de Riesgo. Plantas similares en Chile

11.1.3.5 No se ha descartado el proyecto en el pasado En este punto se especifica si el proyecto tipo considerado se ha descartado previamente por el Estado Chileno. Se propone la siguiente tabla de equivalencias:

- Proyectos como el analizado fueron siempre rechazados: 1 - Proyectos como el analizado fueron rechazados más de una vez: 2 - Proyectos como el analizado fueron rechazados una vez: 3 - Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados: 4

Las calificaciones para cada proyecto tipo se presentan a continuación justificadas.

Producto 3 - Final



4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (se ha aprobado 1 solo, la Planta CSP Pedro de Valdivia)


4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (no ha ingresado al SEIA este tipo de tecnología)




4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (se han aprobado todos, y siempre como DIA)

Bombeo de agua mediante CSP 4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (no ha ingresado al SEIA este tipo de tecnología)

Bombeo de agua mediante FV 4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (no ha ingresado al SEIA este tipo de tecnología)




4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (se ha aprobado 1 solo, la Planta de La Escondida)

Generación de calor para minería 4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados


4 Proyectos como el analizado nunca fueron rechazados (existe 1 en Chuqui hace aprox. 30 años)



Tabla 63 Criterios de Riesgo. No se ha descartado el proyecto en el pasado

11.1.3.6 Simplicidad de la tecnología La simplicidad de la tecnología utilizada en el proyecto también influye en el riesgo asociado al proyecto considerado. Para cuantificarlo se ha utilizado otro indicador cualitativo tomando valores de 1 a 4 correspondiendo un 1 a una tecnología compleja y poco conocida y un 4 a una tecnología de sencilla aplicación. En este caso se ha utilizado el juicio de expertos para calificar cada proyecto. Se presenta a continuación una tabla con las citadas calificaciones y su justificación.

Producto 3 - Final


Proyecto tipo Puntuación Justificación


3 A pesar de ser una tecnología desarrollada los tubos y los espejos no son sencillos de fabricar.


2 Al igual que el anterior, los heliostatos presentan complejidades. Además la experiencia en la tecnología es reducida.


2

La hibridación es una solución de cierta complejidad tecnológica a pesar del amplio conocimiento sobre centrales de carbón.


4 La tecnología ya está en estado de madurez.

Bombeo de agua mediante CSP 3 Igual que para generación de electricidad CSP ya que el bombeo no aporta dificultad añadida.

Bombeo de agua mediante FV 4 Igual que para generación de electricidad FV ya que el bombeo no aporta dificultad añadida.


2 En este caso la dificultad de base sí se ve afectada por el proceso de desalinización.


3 En este caso la dificultad de base sí se ve afectada por el proceso de desalinización.

Generación de calor para minería 4

Partiendo de la base de generación eléctrica CSP, obtiene una calificación mayor por la ausencia de la dificultad asociada a la turbina.


2 La cogeneración con solar es una todavía una solución ambiciosa que está en demostración.


2 La cogeneración con solar es una todavía una solución ambiciosa que está en demostración.

Tabla 64 Criterios de Riesgo. Simplicidad de la tecnología

11.1.3.7 Compatible con normativa chilena Los proyectos solares analizados son en general soluciones relativamente novedosas por lo que existe la posibilidad de que algunos de ellos no cumpla con la alguna de las normativas existentes, lo que habría que analizar caso a caso en su perfil de ingeniería. Este indicador especifica si la normativa chilena contempla un proyecto como el analizado. Se propone la siguiente tabla de equivalencias:

- La normativa lo prohíbe expresamente: 1 - Existe un vacío legal: 2 - Está permitido pero se contempla de forma general: 3 - Está permitido pero se contempla de forma específica: 4

Producto 3 - Final


- Está promovido por la normativa: 5

En la tabla se muestran las calificaciones y justificaciones para cada uno de los proyectos tipo analizados. Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

5 Está promovido por la normativa







Bombeo de agua mediante CSP 3 Está permitido pero se contempla de forma general

Bombeo de agua mediante FV 3 Está permitido pero se contempla de forma general


3 Está permitido pero se contempla de forma general



Generación de calor para minería 3 Está permitido pero se contempla de forma general





Tabla 65 Criterios de Riesgo. Compatible con la normativa chilena

11.1.4 Criterios de recurso

11.1.4.1 Acumulado de DNI/GHI En este punto se cuantifica el recurso solar en la localización elegida en términos de energía incidente acumulada anual en kWh/(m2�año). Es conveniente remarcar en este punto la diferencia que existe en cuanto al tipo de radiación aprovechable por las plantas solares según se trate de termosolar (CSP) o fotovoltaica (FV). Las plantas termosolares necesitan concentrar la radiación solar por lo que se abastecen de su componente directa, conocida como DNI por las siglas en inglés de Direct Normal Irradiance; mientras que las fotovoltaicas por su parte emplean tanto la radiación directa como la difusa por lo que su recurso vendrá caracterizado por la GHI, de Global Horizontal Irradiance.

Producto 3 - Final


A estos efectos se normaliza el valor de DNI y GHI utilizando los valores típicos que se utilizan para considerar que una localización dispone de un buen recurso solar y fotovoltaico. Se considera a este fin como ubicación de referencia Las Vegas, USA, cuya DNI anual es igual a 2.600 kWh/(m2�año) y GHI anual 2.080 kWh/(m2�año) (22).

11.1.5 Criterios de mercado

11.1.5.1 Mercado potencial en otros países Este indicador mide el mercado potencial del proyecto solar analizado a otros países. Es decir, si el proyecto podría llevarse a cabo con éxito en países con necesidades energéticas o de otra índole, similares a las del Norte de Chile. Se emplea de nuevo un indicador cualitativo que toma valores de 1 hasta 3 según el proyecto goce de interés potencial de los mercados de otros países. Para establecer las calificaciones se ha usado de nuevo el juicio de los expertos participantes en esta Asistencia Técnica. Se han empleado las siguientes equivalencias:

- El proyecto se considera difícilmente realizable en otro país: 1 - El proyecto se considera realizable otros países: 2 - El proyecto se considera competitivo en otros países: 3

En la tabla se muestran las calificaciones y justificaciones para cada uno de los proyectos tipo analizados. Proyecto tipo Puntuación Justificación


3

La viabilidad de la generación de electricidad con CSP CCP está probada. Cualquier país de buen recurso podría albergar una planta.


3

A pesar de haber menos plantas comerciales que de CCP, los SRC pueden ser una solución igual o mejor que estos en zonas de buen recurso.


3

A pesar de encontrarse este tipo de proyecto aún en previabilidad tiene un gran potencial en países cuya generación está basada en el carbón.


3

La viabilidad de la generación de electricidad con FV está probada. Cualquier país de buen recurso podría albergar una planta.

Bombeo de agua mediante CSP 1 Este proyecto no es aún una solución comercial demostrada.

Bombeo de agua mediante FV 2

A pesar de no ser el bombeo solar una solución establecida, la estabilidad y sencillez asociadas a FV le permite ser una opción realizable en otros países.

Producto 3 - Final




3 La desalinización solar es una solución a tener en cuenta si las el buen recurso se combina con necesidades de agua dulce.


3 Igual que el caso anterior.


La viabilidad de la generación de calor de proceso con CSP está probada. Cualquier país de buen recurso podría albergar una instalación como ésta.


2

A pesar de lo dicho para el proyecto anterior, la dificultad añadida de la cogeneración lastraría la implantación en otro país.



Tabla 66 Criterios de Mercado. Mercado potencial en otros países

11.1.5.2 Posible uso de la tecnología en otros mercados

En este punto de los criterios de mercado se trata de analizar si la solución tecnológica usada en el proyecto solar considerado podría ser utilizada también en otras aplicaciones. El objetivo final es evaluar la presencia potencial en otros mercados de la tecnología del proyecto. Se ha utilizado para ello un indicador cualitativo basado en juicio de expertos, tomando valores de 1 hasta 3 según el proyecto emplee una tecnología presente también en otros mercados. Corresponden las siguientes equivalencias:

- La tecnología empleada una solución específica de la aplicación considerada: 1 - La tecnología empleada en el proyecto se podría usar para otra aplicación: 2 - La tecnología usada es versátil y podría utilizarse en otras aplicaciones y mercados: 3

En la tabla siguiente se muestran las calificaciones y justificaciones para cada uno de los proyectos tipo analizados. Proyecto tipo Puntuación Justificación


1 La especialización de la tecnología en este caso solo permitiría su uso para producción de electricidad.


1 Igual al anterior.


1 Igual al anterior.


2

Los componentes eléctricos de las plantas fotovoltaicas como transformadores o inversores tienen uso en otras aplicaciones.

Producto 3 - Final



Bombeo de agua mediante CSP 2 Las bombas encuentran uso en múltiples aplicaciones industriales

Bombeo de agua mediante FV 2 Igual que el caso anterior.


2 La escala de la desalinización industrial permite el uso de su tecnología asociada en otras aplicaciones.



Generación de calor para minería 3 El calor de proceso puede usarse en multitud de aplicaciones.


2 A pesar de la versatilidad del calor de proceso, la combinación electricidad requiere de aplicaciones que puedan absorber ambas generaciones.



Tabla 67 Criterios de Mercado. Posible uso de la tecnología en otros mercados

11.1.5.3 Mercado abierto de componentes Otro aspecto que debe ser analizado en la evaluación de los proyectos es el grado de apertura del mercado de suministro de sus componentes. La presencia de oligopolios por ejemplo condicionaría considerablemente el proyecto a los intereses de las empresas suministradoras. Se ha utilizado para la evaluación de este criterio de nuevo un indicador cualitativo, tomando valores de 1 hasta 3 según la tecnología del proyecto se base en unos componentes que pertenezcan a un mercado abierto. Se proponen las siguientes equivalencias:

- Uno de los componentes principales tiene solo de 1 a 10 posibles suministradores: 1 - Uno de los componentes principales tiene de 10 a 20 posibles suministradores: 2 - Los componentes del proyecto tienen todos más de 20 posibles suministradores: 3

En función del peso que cada componente tenga en el funcionamiento del proyecto tipo considerado se han otorgado las calificaciones, presentadas en la tabla siguiente. Proyecto tipo Puntuación Justificación Generación de electricidad para su inyección a la red mediante CSP CCP

1 Los espejos reflectores cuentan con solo 10 suministradores.


1 Los heliostatos están en la misma situación que los espejos reflectores.


1 Los espejos reflectores cuentan con solo 10 suministradores.


3 Los paneles fotovoltaicos tienen multitud de suministradores.

Producto 3 - Final



Bombeo de agua mediante CSP 1 Igual que para el caso de generación de electricidad CSP.

Bombeo de agua mediante FV

3 Igual que para el caso de generación de electricidad FV, ya que las bombas son componentes generalizados con muchos fabricantes.


1 Igual que para generación de electricidad CSP.


2 En este caso la desalinización aporta componentes de mercado relativamente cerrado.

Generación de calor para minería 1 Igual que para generación de electricidad CSP.





Tabla 68 Criterios de Mercado. Mercado abierto de componentes

11.1.5.4 Existencia de potenciales desarrolladores Por último en la calificación de este criterio se analiza si hay entidades privadas en Chile o el extranjero que sean potenciales desarrolladoras de proyectos solares como el estudiado. La presencia de desarrolladores en el mercado local se debe principalmente a inversionistas extranjeros que buscan asentarse en el mercado local, ya sea en forma independiente o creando asociaciones con inversionistas locales. Al igual que el resto de indicadores de este epígrafe se dan valores de 1 hasta 4 según las siguientes equivalencias:

- No existe ningún potencial desarrollador: 1 - Habría un potencial desarrollador: 2 - Habría de 1 a 10 desarrolladores potenciales: 3 - Habría más de 10 desarrolladores posibles: 4


3 Un proyecto con DIA aprobado


1 No se conocen interesados


2 Se conoce 1 potencial desarrollador


4 Sobre 20 proyectos con DIA aprobado

Bombeo de agua mediante CSP 1 No se conocen interesados

Producto 3 - Final


Proyecto tipo Puntuación Justificación Bombeo de agua mediante FV 2 Se conoce 1 potencial desarrollador Desalinización por evaporación multi-efecto MED mediante CSP



2 Se conoce 1 potencial desarrollador

Generación de calor para minería 3 Existe un proyecto en construcción otro anunciado





Tabla 69 Criterios de Mercado. Existencia de potenciales desarrolladores

11.1.6 Criterios económicos

11.1.6.1 Mercado potencial El mercado potencial es un indicador cuantitativo cuyo objetivo es tener en cuenta la demanda potencial del segmento analizado, ya sea electricidad, agua o energía térmica. Para poder tener resultados comparables entre proyectos se ha expresado esta la demanda como la energía eléctrica equivalente necesaria para generar cada segmento. La unidad utilizada ha sido el GWh eléctrico equivalente. Para el cálculo de esta energía se ha empleado la información suministrada en el ANEXO II: Demanda actual y proyección de los segmentos analizados y se han tomado las siguientes suposiciones. Ha de recalcarse que estos supuestos no forman parte del análisis de la demanda ni del análisis de potencial de la energía solar; sino que han sido tomados en complemento a estos para el cálculo de este indicador en cada proyecto tipo.

- Generación de electricidad

Se ha supuesto que la generación mediante solar podrá cubrir el aumento en las necesidades de energía eléctrica en los próximos 10 años. En el caso de FV la demanda total posible a cubrir está limitada por el 10% de la potencia total, un orden de magnitud de máxima capacidad admisible de esta tecnología para evitar fluctuaciones en la red. Se presenta a continuación la gráfica con las proyecciones de demanda.

Producto 3 - Final


Figura 52 Proyecciones de demanda de electricidad en el SING – Fuente CNE (4)

- Bombeo de agua

Se ha supuesto que las instalaciones solares de bombeo, en tanto que nuevos proyectos, podrán cubrir las necesidades de 5 mineras grandes a 0,5 m3/s por minera durante los próximos 10 años. Para tener en cuenta el aumento de actividad se ha asumido una tasa de crecimiento del 50 % de la usada para la energía eléctrica. Para el cálculo de la energía eléctrica equivalente se han usado los mismos supuestos que en la simulación de producción de los proyectos tipo.

- Desalinización

Se ha supuesto que las instalaciones solares de desalinización, en tanto que nuevos proyectos, deberán cubrir la demanda de agua de mar desalinizada durante los próximos 10 años. La demanda actual se ha asimilado, al igual que en el caso anterior, a las necesidades de 5 mineras grandes. En este caso sobre los 0,5 m3/s citados en el punto anterior, la demanda de desalinización representaría una fracción de aproximadamente 70% según los datos del ANEXO II: Demanda . Para la tasa de crecimiento se ha realizado la misma corrección que en el caso anterior. Debido a su generalidad se han usado los consumos asociados a la ósmosis inversa para el cálculo de la demanda en términos de energía eléctrica equivalente.

- Calor de proceso

Se ha supuesto que las instalaciones solares de desalinización, en tanto que nuevos proyectos, deberán cubrir la demanda de calor de proceso para minería durante los próximos 10 años. Para la demanda actual se han obtenido los datos presentes en el ANEXO II: Demanda y para la tasa de crecimiento se ha realizado la misma corrección que en los dos casos anteriores.

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000D

eman

da a

nual

SIN

G (G

Wh)


Producto 3 - Final


Para el cálculo de la energía eléctrica equivalente se ha tomado, al igual que en la evaluación de cada proyecto tipo, un ratio de conversión de térmico a eléctrico del 35%.

- Cogeneración de calor y electricidad

Al priorizar este proyecto la demanda de energía térmica sobre la eléctrica, la demanda se ha asumido igual a la del caso anterior.

- Cogeneración de agua desalada y electricidad

En este proyecto la prioridad es la generación de agua desalinizada por lo que la demanda de este proyecto se asume igual a la de este bien.

11.1.6.2 Inversión total Para cada uno de los proyectos tipo analizados se ha estimado una inversión total. Para la realización de estos cálculos se han tomado como referencia datos de CAPEX reales de plantas y precios de componentes actualizados. Por ejemplo para el caso de generación de electricidad mediante CSP las partidas consideradas han sido:

- Licencias y contratos - Trabajo civil - Campo solar - Bloque de potencia - Sistema de aceite térmico HTF - Almacenamiento térmico por sales fundidas - Sistemas comunes y balance de planta - Integración de componentes - Puesta en funcionamiento - Seguro de construcción - Trabajos de EPC

La unidad utilizada ha sido el millón de USD.

11.1.6.3 Producción relativa a la inversión Se presenta la producción específica como indicador económico obteniendo el valor relativo a la inversión estimada para la el proyecto solar tipo. En el cálculo de este indicador se han utilizado los resultados de la simulación de producción realizada para cada proyecto. En los casos en los que el objetivo del proyecto solar considerado no es la producción de energía eléctrica se ha obtenido una producción eléctrica equivalente asumiendo un ratio fijo de conversión de energía térmica a eléctrica del 35 %. Las unidades empleadas han sido MWh equivalentes producidos entre millones de USD invertidos.

Producto 3 - Final


11.1.6.4 Importe de componentes locales Este indicador representa la parte de la inversión que podría ser cubierta por la producción de la industria local en Chile. Para su cálculo se ha analizado la inversión estimada para cada proyecto y se han identificado las partidas que podrían ser cubiertas total o parcialmente por la industria chilena. Las competencias que se han considerado para la industria chilena han sido por ejemplo: Obra civil, Estructuras, Sales fundidas (para CSP), etc. La unidad utilizada es de nuevo el millón de USD.

11.1.6.5 Importe de componentes locales relativo a la potencia de la planta

Se complementa en este punto el importe de componentes locales con su valor relativo según la potencia de la planta utilizada en la simulación de producción del proyecto tipo considerado. En los casos en los que el objetivo del proyecto no ha sido la producción de energía eléctrica se ha obtenido una potencia eléctrica equivalente asumiendo un ratio fijo de conversión de potencia térmica a eléctrica del 35 %. Las unidades elegidas son millones de USD cubiertos por la industria local entre los MWe equivalentes de potencia de la instalación.

11.1.6.6 Producción relativa a los costes O&M Además de los cálculos para la inversión total, se ha realizado para cada proyecto tipo una estimación de los costes de operación y mantenimiento (O&M) de la instalación. Las partidas incluidas en la definición de los costes O&M en cada caso han sido:

- Gastos de personal - Contratos de mantenimiento de la instalación - Contratos de operación de la instalación - Piezas de repuesto y consumibles - Seguros y alquileres - Consumo de combustibles y agua (si aplicase) - Impuestos y comisiones

Se presenta entonces, con el fin de tener en cuenta los gastos de O&M del proyecto, la producción específica relativa a estos costes anuales. En los casos en los que el objetivo del proyecto solar considerado no es la producción de energía eléctrica se ha obtenido una producción eléctrica equivalente asumiendo un ratio fijo de conversión de energía térmica a eléctrica del 35 %.

Producto 3 - Final


Las unidades usadas han sido MWh equivalentes producidos entre millones de USD gastados en O&M al año.

11.1.6.7 Uso de combustible fósil En ocasiones los proyectos solares contemplan la utilización de una cierta cantidad de energía de origen fósil. Por ello se incluye en este punto un indicador presentado como el porcentaje de la energía primaria total del proyecto considerado que ha sido obtenida por medio de estos combustibles. Aunque no se ha considerado en ningún caso el empleo de energía fósil para aumentar la producción de las plantas, en las instalaciones de CSP es necesario disponer de apoyo fósil si se dan periodos largos de inactividad, a fin de mantener determinados sistemas (en especial el almacenamiento térmico mediante sales fundidas) por encima de unas temperaturas mínimas de seguridad.

11.1.6.8 LCOE, LCOW, LCOH Normalizados Puesto que se están comparando tres productos diferentes: Electricidad, Agua y Calor, se ha optado por normalizar sus costes de producción utilizando el concepto de coste normalizado de la electricidad agua o calor (se usan las siglas en inglés LCOE, LCOW y LCOH que se corresponden con Levelized Cost Of Energy, Water y Heat respectivamente) normalizados con el precio medio de la electricidad, agua o calor respectivamente. Así el indicador es igual al cociente del coste normalizado (LC) dividido por el precio medio de referencia. El coste normalizado (LCOE, LCOW, LCOH) se calcula como el precio al que se debería vender la energía, agua o calor para que los flujos de caja descontados se anulen, considerando que dicho precio se indexará anualmente en base a un índice. El coste normalizado depende de las variables técnicas y económicas (producción, inversión, costes) y financieras (financiación y tipo de descuento). Las hipótesis financieras y fiscales empleadas para el análisis son las siguientes: Hipótesis financieras:

- Tipo interés préstamo Senior: fijo al 6% para toda la vida del proyecto - Plazo préstamo Senior: 15 años (+carencia igual al periodo de construcción) - Apalancamiento: 75 % - Comisión de estructuración 3% - FCSD para 6 meses de servicio de la deuda - Intercalarios14 financiados 100 % - RCSD esculpido: 1,30

Hipótesis fiscales: - Plazo amortización fiscal: 20 años15 - Impuesto a las utilidades: 20 %

14 En los intercalarios se engloban los gastos financieros ocasionados durante el periodo de carencia del proyecto, por ejemplo: comisiones, dotación de fondos, etc. 15 Si bien sería posible la utilización de la amortización acelerada se ha optado por realizar las simulaciones sin considerar incentivos fiscales de cuyo análisis es objeto el Componente 2 de esta asistencia técnica.

Producto 3 - Final


- Impuesto de patente comercial: 0,5 % sobre los capitales propios

Hipótesis de negocio: - El precio fijo de venta es el resultado del análisis, esto es, el LCO(E,W,H) - Este precio se indexa al 3% anual - El período de análisis es de 25 años - El tipo de descuento es del 12 %.

En este punto se presenta el LCO(E,W,H) de forma relativa a un precio medio estimado para el PPA, de manera que se puede comparar el coste de generación de energía, agua o calor del proyecto considerado con el precio real que sustituiría. Tras consultar a varios consumidores grandes se ha optado tomar como referencia los valores siguientes. En el caso de la electricidad:

- 115 USD/MWh, para los grandes consumidores, como las empresas mineras - 160 USD/MWh, para el mercado spot, en el que compran su energía clientes más

pequeños

Para el agua desalinizada: - 2,0 USD/m3

Para calor: - 1 USD/l, tomando como referencia el coste estimado del gasóleo para uso industrial,

costes de transporte y amortización de las calderas.

11.1.7 Criterios ambientales

11.1.7.1 Ausencia de riesgos ambientales En los aspectos ambientales se incluye un indicador cualitativo que cuantifica el riesgo ambiental del proyecto. Se han considerado como riesgos ambientales la eventualidad de generar un riesgo para la salud de la población al superar un límite máximo permitido de emisiones, efluentes o residuos fijados por una norma de emisión a cuerpos de agua o al aire, respectivamente. Dado que las zonas cercanas a centros mineros del Norte como Calama, Chuquicamata o Antofagasta y María Elena ha sido declaradas zonas latentes o saturadas por contaminación atmosférica básicamente por la generación de gases de combustión (monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno e hidrocarburos) por el uso de equipos y vehículos medianos y pesados y por la generación de material particulado asociado a los movimientos de tierras en la fase de construcción de proyectos, cualquiera sea su tipo, y que la posibilidad de liberar efluentes o residuos a curso o cuerpos de agua subterráneos o superficiales es también mayormente probable en la etapa de construcción, se considera que los riesgos ambientales son significativamente menores durante la etapa de operación, por lo que la evaluación presente considera los riesgos durante la etapa de construcción.

Producto 3 - Final


Para cuantificar este indicador se han dado valores de 1 hasta 3, correspondiendo las siguientes equivalencias:

- El proyecto genera dos o más riesgos ambientales: 1 - El proyecto genera un riesgo ambiental: 2 - El proyecto no genera riesgos ambientales: 3



2 El proyecto genera un riesgo ambiental (emisiones de material particulado y gases de combustión durante construcción)







Bombeo de agua mediante CSP 1

El proyecto no genera riesgos ambientales (no hay mayores movimientos de tierra y equipos o vehículos durante etapa de construcción)

Bombeo de agua mediante FV 1



1



1





1



1


Tabla 70 Criterios Ambientales. Ausencia de riesgos ambientales

Producto 3 - Final


11.1.7.2 CO2 evitado La implementación de soluciones basadas en energía solar llevaría acompañada una reducción en las emisiones de CO2 del Estado Chileno. Se presenta en este punto la cantidad de CO2 que se dejaría de emitir si se realizara el proyecto analizado. Las unidades utilizadas son miles de toneladas anuales relativas a la inversión estimada para el proyecto en M USD. La hipótesis tomada ha sido considerar la energía solar como sustitutiva del mix energético no renovable actual. Para el caso de energía eléctrica, se ha considerado que el CO2 evitado sería equivalente a las emisiones que produciría la combinación citada para la generación de la misma cantidad de energía eléctrica. Tomando datos publicados por el Ministerio de Energía chileno (huelladecarbono.minienergia.cl) se obtiene entonces un ahorro de emisiones de 725 kg de CO2 por MWh eléctrico producido. En el caso de la energía térmica, se ha considerado que la totalidad de la misma se obtiene a partir de Diésel, en consonancia con la situación actual de la región, con lo que el ahorro de emisiones sería de 270 kg de CO2 por MWth térmico.

11.1.7.3 Proyectos en el Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) El Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) evalúa de forma anticipada, antes de su ejecución, los potenciales impactos ambientales negativos o positivos de un proyecto, en este sentido el estar dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental en etapa de calificación supone que la etapa de admisibilidad del proyecto ha sido aprobada en tanto cumple con los contenidos mínimos exigidos por la Ley de Bases Generales del Medio Ambiente nº 19.300, no obstante aun es un proceso abierto en su análisis que puede culminar con una calificación de aprobación o rechazo de un proyecto. Se trata de un indicador cualitativo cuyas calificaciones toman valores de 1 a 4 y se establecen como sigue:

- No existe ningún proyecto como el analizado en el SEA: 1 - Existe algún proyecto similar en el SEA: 2 - Hay de 1 a 10 proyectos como el analizado en el SEA : 3 - Hay más de 10 proyectos como el analizado en el SEA: 4



3 Hay de 1 a 10 proyectos como el analizado en el SEA (existe 1 proyecto aprobado, Pedro de Valdivia)


2 Existe algún proyecto similar en el SEA (existe 1 proyecto aprobado, Pedro de Valdivia)


1 No existe ningún proyecto como el analizado en el SEA

Producto 3 - Final



4 Hay más de 10 proyectos como el analizado en el SEA

Bombeo de agua mediante CSP 1 No existe ningún proyecto como el analizado en el SEA

Bombeo de agua mediante FV 1 No existe ningún proyecto como el analizado en el SEA




2 Existe algún proyecto similar en el SEA (existe 1 proyecto aprobado de Escondida)

Generación de calor para minería 1 No existe ningún proyecto como el analizado en el SEA


2 (existe 1 proyecto aprobado de Codelco Chuquicamata)



Tabla 71 Criterios Ambientales. Proyectos en el SEA

11.1.7.4 Proyectos tienen Declaración de Impacto Ambiental (DIA) La Declaración de Impacto Ambiental (DIA) es el formato exigido por la autoridad ambiental cuando los impactos ambientales no generan efectos, características o circunstancias asociadas a efectos adversos significativos, por lo cual supone que cumple con la normativa ambiental vigente y posee un mejor perfil ambiental comparado con un Estudio de Impacto Ambiental. Al este respecto cabe señalar que la totalidad de los proyectos fotovoltaicos sobre 3 MW evaluados y aprobados por el SEA han sido como DIA. La forma de evaluar este indicador ha sido a través de calificaciones de 1 a 4 estableciéndose como sigue:

- No existe ninguna DIA para un proyecto como el analizado: 1 - Existe una DIA para un proyecto similar: 2 - Hay de 1 a 10 proyectos como el analizado que tengan DIA: 3 - Hay más de 10 proyectos como el analizado que tengan DIA: 4


3 Hay de 1 a 10 proyectos como el analizado que tengan DIA


2 Existe una DIA para un proyecto similar


1 No existe ninguna DIA para un proyecto como el analizado

Producto 3 - Final



4 Hay más de 10 proyectos como el analizado que tengan DIA

Bombeo de agua mediante CSP 1 No existe ninguna DIA para un proyecto como el analizado

Bombeo de agua mediante FV 1 No existe ninguna DIA para un proyecto como el analizado





Generación de calor para minería 1 No existe ninguna DIA para un proyecto como el analizado





Tabla 72 Criterios Ambientales. Proyecto tiene DIA

11.2 METODOLOGÍA DE INTEGRACION DE CRITERIOS, QFD

Para integrar los criterios se ha utilizado la metodología Quality Function Deployment16 . Se identificaron los criterios de priorización de los proyectos con los principales actores involucrados y el Ministerio de Energía y se ordenaron en función de su relevancia (Voz del cliente) A este fin se realizó una reunión de focalización en la que se detallaron los criterios y priorizaron asignándoles unos pesos presentados en la tabla siguiente. Orden Ponderación Necesidad - Criterios

4 0,138 Seguridad energética

4 0,138 Eficiencia económica

4 0,138 Efecto catalizador del estudio de viabilidad

4 0,138 Novedad

4 0,138 Efecto arrastre, replicabilidad, mercado potencial

3 0,103 Desarrollo de industria local

3 0,103 Amigable con el medio ambiente

2 0,069 Amigable con la sociedad

1 0,034 Contribución al desarrollo del I+D+i nacional Tabla 73 Voz del cliente

16 “QFD proporciona una camino sistemático para que la voz del cliente fluya a través del proceso de desarrollo del producto estableciendo un nexo de unión entre los diferentes requisitos técnicos enfocándolos hacia las necesidades de los clientes.” (32). En el análisis, se utilizará la primera “casa”, que correlaciona la voz del cliente con las características técnicas

Producto 3 - Final


Se analizaron cada uno de los proyectos y se analizaron características asociadas a aspectos de:

- Tecnología: o Energía específica por terreno ocupado o Energía específica por consumo de agua o Tamaño de planta o No necesidad refuerzo infraestructuras o Factor de planta

- Social: o Presta un servicio directo sociedad o Mano de obra local

- Recurso: o Recurso solar acumulado anual

- Riesgo: o Ausencia de riesgo percibido actores chilenos o Ausencia de riesgo percibido expertos o Plantas similares en mundo o Plantas similares en Chile o No se ha descartado el proyecto en el pasado o Simplicidad tecnología o Compatible con la normativa chilena

- Mercado: o Mercado potencial en otros países o Posible uso de la tecnología en otros mercados o Mercado abierto de componentes o Existencia de potenciales desarrolladores del proyecto

- Economía: o Mercado potencial o Inversión total planta o Producción relativa a la Inversión o Importe de componentes locales o Importe de componentes locales relativo a la potencia o Producción relativa al coste de O&M o Uso de combustible fósil o LCOE, LCOW & LCOH

- Medio Ambiente: o Ausencia de riesgos ambientales o CO2 evitado o Proyecto en Sistema de Evaluación Ambiental (SEA) o Proyecto tiene Declaración de Impacto Ambiental (DIA)

Se normalizaron las características cuantificables&�� , donde i representa el parámetro y j el proyecto mediante tres métodos:

1. Normalización max-min �1��: El valor menos el mínimo dividido por el máximo menos el mínimo de todos los proyectos

Producto 3 - Final


2. Normalización normal �2��: El valor menos la media de todos los proyectos dividido por la desviación típica de todos los proyectos pare ese parámetro.

3. Normalización max �3��: El valor dividido por el máximo valor de todos los proyectos.

�1�� = �� ; �2�� = ��

�� ; �3�� = ��

Y se correlacionó la voz del cliente con las características de los proyectos a partir de juicio de expertos como se muestra en la Tabla 6, Tabla 7, Tabla 8, Tabla 9 y Tabla 10 (��,�) , para

obtener el valor para cada proyecto de cada criterio k-ésimo de selección (�� ) (Tabla 5) que a su vez se normalizó con el máximo valor para su agregación ponderada posterior.

�� = � ��

��,�; �� = ��!"#�(��)

Para agregarlos se utilizaron los pesos de ponderación definidos en la Tabla 5 ($�) que se obtiene dividiendo el orden por la suma de los órdenes para que la suma de los pesos esté normalizada a la unidad, así, la valoración de cada proyecto (%&�) es igual a:

%&� = � ��$�; � $� = 1��

Finalmente, se verificó que si se equiponderaban todas los criterios, es decir todos los β( eran iguales no variaba el orden de selección de los proyectos.

Producto 3 - Final


12 ANEXO VII: SOMERA DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS

ANALIZADOS

12.1 INTRODUCCIÓN

Se han empleado los citados indicadores para comparar soluciones basadas en energía solar a los siguientes proyectos tipo:

- Generación de energía eléctrica para su inyección a la red o Mediante CSP CCP o Mediante CSP SRC o Mediante FV o Mediante central de carbón hibridada con CSP CCP

- Bombeo de agua (de mar o desalinizada) hasta las instalaciones mineras - Desalinización de agua de mar

o Por evaporación multi-efecto (MED) mediante CSP CCP o Por ósmosis inversa mediante FV

- Calor de proceso para minería mediante CSP CCP - Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso para minería mediante CSP CCP - Cogeneración de energía eléctrica y calor para desalinización por MED mediante CSP

CCP

Dentro de los límites de la región del Norte de Chile se han seleccionado tres localizaciones distintas con el fin de analizar cada proyecto considerado en un emplazamiento que se adecúe a la solución tecnológica que se esté estudiando.

- Localización 1: Zona Costera: Esta localización sería adecuada para instalaciones de bombeo, desalinización y cogeneración para desalinización.

- Localización 2: Zona Intermedia, situada entre 1.000 m -2.500 m de altitud: Esta localización sería adecuada para una etapa intermedia en el proceso de bombeo de agua de mar hasta las instalaciones mineras a gran altura o la etapa final en una minera a mediana altura.

- Localización 3: Zona Altiplánica, situada a más de 2.500 m de altitud: Esta localización podría estar cerca de una instalación minera, siendo adecuada para instalaciones de calor de proceso y cogeneración para calor de proceso.

Se ha realizado para cada proyecto tipo una simulación de producción cuyos resultados, sumados al juicio de expertos y análisis cualitativos han servido para completar los indicadores descritos en el ANEXO VI: Descripción de la metodología de selección, criterios y método.

Producto 3 - Final


12.2 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

12.2.1 Termosolar de concentración (CSP): Colector Cilindro-Parabólico (CCP)

12.2.1.1 Introducción Una planta termosolar se compone esencialmente de dos bloques: campo solar y bloque de potencia. El campo solar colecta la radiación solar directa en forma de energía térmica en un fluido caloportador (HTF) y el bloque de potencia transforma la energía térmica en energía mecánica, y ésta a su vez en corriente eléctrica. El colector cilindro parabólico (CCP), está compuesto básicamente por un espejo cilindro parabólico que refleja la radiación solar directa concentrándola sobre un tubo receptor colocado en la línea focal de la parábola. La radiación solar concentrada produce el calentamiento (aumento de energía termodinámica) del fluido que circula por el interior del tubo receptor. El almacenamiento de energía térmica (TES) permite prolongar la actividad de la planta de generación en horas sin radiación solar, aumentando el factor de planta a costa de incrementar los costes de inversión iniciales. La tecnología más madura en el mercado actual es el almacenamiento de sales fundidas en dos tanques, con intercambiadores de calor reversibles.

12.2.1.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de colectores cilindro parabólicos con almacenamiento térmico para generación de electricidad Parámetros de diseño:

- Potencia bruta: 50 MWe - Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 132 - Múltiplo solar: 2 - Almacenamiento térmico: 7,5 horas equivalentes - Refrigeración del ciclo de potencia: Aire

12.2.1.3 Resultados obtenidos de la simulación de producción Se ha realizado una simulación de producción con los siguientes resultados:

- Localización: 1 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 1.739 2.339 2.948 - Energía producida (GWh/año) 113 152 190 - Suelo requerido (ha) 140 140 140 - Agua requerida (miles de m3/año) 32 36 41 - Consumo fósil sobre energía primaria 2% 2% 2% - LCOE (sobre grandes consumidores) 1,78 1,32 1,08

Producto 3 - Final


12.2.1.4 Indicadores Con los resultados obtenidos, el juicio de expertos y análisis cualitativos se han completado los siguientes indicadores para su introducción en la matriz QFD. Tecnología Social

Localización



por consumo de

agua (MWhe eq./m3 agua)

Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de

obra local

1 807 3,5 50 3 26 3 340 2 1086 4,2 50 3 35 3 340 3 1357 4,6 50 3 43 3 340

Tabla 74 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores Tecnológicos y sociales Riesgo

Localización



Plantas similar-es en

mundo

Plantas similar-es en Chile


proyecto en el

pasado

Simplici-dad

tecnología

Compa-tible con la normativa

chilena

1 2 3 4 2 4 3 5 2 2 3 4 2 4 3 5 3 2 3 4 2 4 3 5

Tabla 75 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización

Recurso solar (acumulado de

DNI o GHI anual)

normalizado


Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,67 3 1 1 3 2 0,90 3 1 1 3 3 1,13 3 1 1 3

Tabla 76 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores de Recurso y Mercado

Producto 3 - Final


Económica

Localización Mercado potencial

Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 35000 250 452 60 1,20 28000 2 1,8 2 35000 250 608 60 1,20 38000 2 1,3 3 35000 250 760 60 1,20 48000 2 1,1

Tabla 77 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores Económicos

Ambiental

Localización Ausencia de Riesgos

ambientales CO2 evitado

(Tm/año/ Inversión) Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 2 400 3 3 2 2 535 3 3 3 2 670 3 3

Tabla 78 Generación de energía eléctrica – CSP CCP. Indicadores Ambientales

12.2.2 Termosolar de concentración (CSP): Sistema de Receptor Central (SRC)

12.2.2.1 Introducción Un sistema de receptor central (SRC) -o planta de torre- se compone, al igual que una planta CSP CCP, de dos grandes sistemas: campo solar y bloque de potencia. El campo solar colecta la radiación solar directa en forma de energía térmica en un fluido caloportador (HTF) y el bloque de potencia transforma la energía térmica en energía mecánica, y ésta a su vez en corriente eléctrica. En un SRC el campo solar está compuesto por un grupo, de concentradores individuales llamados heliostatos, que dirigen la radiación solar concentrada hacia un receptor central, normalmente situado a una cierta altura sobre el suelo en una torre. Esta configuración permite alcanzar concentraciones mayores de la radiación. Al igual que en la tecnología CCP se dispone en las plantas de torre de almacenamiento de energía térmica (TES) de manera que la actividad de la planta se extiende en horas sin radiación solar, aumentando el factor de planta a costa de incrementar los costes de inversión iniciales. La tecnología más común sigue siendo el uso de sales fundidas lo que hace en este caso el almacenamiento directo al ser el fluido que también circula por el campo solar.

Producto 3 - Final


12.2.2.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de receptor central con almacenamiento térmico para generación de electricidad Parámetros de diseño:

- Potencia bruta: 50 MWe - Tecnología de captación: Sistema de Receptor Central - Número de heliostatos: 4.100 - Múltiplo solar: 2,5 - Almacenamiento térmico: 10 horas equivalentes - Refrigeración del ciclo de potencia: Aire


- Localización: 1 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 1.739 2.339 2.948 - Energía producida (GWh/año) 122 175,6 227,3 - Suelo requerido (ha) 290 290 290 - Agua requerida (miles de m3/año) 38 43 47 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 0,0% 0,0% 0,0% - LCOE (sobre grandes consumidores) 2,85 2,00 1,54

12.2.2.4 Indicadores Con los resultados obtenidos, el juicio de expertos y análisis cualitativos se han completado los siguientes indicadores para su introducción en la matriz QFD.

Tecnología Social

Localización



por consumo de agua (MWhe

eq./m3 agua)

Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de

obra local

1 421 3,2 50 3 28 3 350 2 605 4,1 50 3 40 3 350 3 784 4,8 50 3 52 3 350

Tabla 79 Generación de energía eléctrica - CSP SRC. Indicadores Tecnológicos y sociales

Producto 3 - Final


Riesgo

Localización



Plantas similares en mundo



proyecto en el

pasado

Simplicidad tecnología

Compatible con la

normativa chilena

1 3 3 2 1 4 2 5 2 3 3 2 1 4 2 5 3 3 3 2 1 4 2 5

Tabla 80 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,67 3 1 1 1

2 0,90 3 1 1 1

3 1,13 3 1 1 1 Tabla 81 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 35000 450 271 120 2,40 24000 0.00 2,9

2 35000 450 390 120 2,40 35000 0.00 2,0

3 35000 450 505 120 2,40 45000 0.00 1,5 Tabla 82 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores Económicos

Producto 3 - Final


Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 2 239 2 2

2 2 343 2 2

3 2 444 2 2 Tabla 83 Generación de energía eléctrica – CSP SRC. Indicadores Ambientales

12.2.3 Central de carbón hibridada con termosolar de concentración (CSP CCP)

12.2.3.1 Introducción Una forma de introducir la energía solar sin asumir la construcción de nuevas centrales es la hibridación de centrales existentes. En este caso se propone la combinación de una planta termosolar de colectores cilindro parabólicos con una central de carbón. La hipótesis tomada ha sido que el campo solar generará el calor de proceso necesario para ser aportado en la etapa de precalentamiento de más alta temperatura del bloque de potencia de la planta de carbón. De esta manera, la caldera de carbón reducirá su consumo de combustible, reduciendo sus emisiones.

12.2.3.2 Ficha de la instalación

Proyecto tipo: Central de carbón hibridada con termosolar de concentración de cilindro-parabólico para generación de electricidad. Parámetros de diseño:

- Potencia bruta: o Central de carbón: 150 MWe o CSP 9,1 MWeeq.

- Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 16 - Múltiplo solar: 1,2 - Almacenamiento térmico: Sin almacenamiento - Refrigeración del ciclo de potencia: Aire

Producto 3 - Final



- Localización: 1 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 1.739 2.339 2.948 - Energía producida (GWh/año) 1.200 1.200 1.200 - Energía aportada CSP (GWheq./año) 16 22 28 - Suelo requerido (ha) 22 22 22 - Agua requerida (miles de m3/año) 3,8 4,3 4,9 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 98,6% 98,1% 97,6% - LCOE (sobre grandes consumidores) 0,39 0,39 0,39


Tecnología Social

Localización




eq./m3 agua)

Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de

obra local

1 748 4,3 9 4 21 3 62

2 986 5,0 9 4 27 3 62

3 1228 5,6 9 4 34 3 62 Tabla 84 Generación de energía eléctrica - Carbón CSP. Indicadores Tecnológicos y sociales

Riesgo

Localización



Plantas simila-res en mundo

Plantas simila-res en Chile

No se ha descartado el proyecto en el pasado

Simplici-dad

tecnología


chilena

1 3 3 2 2 4 2 5

2 3 3 2 2 4 2 5

3 3 3 2 2 4 2 5 Tabla 85 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores de Riesgo

Producto 3 - Final


Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,67 3 1 1 2

2 0,90 3 1 1 2

3 1,13 3 1 1 2 Tabla 86 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



la potencia

Coste O&M (MWh

e eq./M USD O&M año)


(% energía primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 35000 40 411 7,5 1.20 24000 99 0,39 2 35000 40 542 7,5 1.20 31000 98 0.39

3 35000 40 675 7,5 1.20 39000 98 0,39 Tabla 87 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 2 420 1 1 2 2 533 1 1

3 2 689 1 1 Tabla 88 Generación de energía eléctrica – Carbón CSP. Indicadores Ambientales

Producto 3 - Final


12.2.4 Fotovoltaica (FV)

12.2.4.1 Introducción Un sistema fotovoltaico de conexión a red consta de tres elementos claramente diferenciados: el generador fotovoltaico, el inversor y el cuadro de protecciones y medidas. El generador fotovoltaico está formado por módulos que se conectan entre sí. Estos módulos están formados por materiales semiconductores que son susceptibles de sufrir efecto fotoeléctrico, esto es, de generar directamente electricidad al verse expuestos a la luz. Estarán en serie varios paneles para alcanzar la tensión de funcionamiento óptimo del inversor; y otros en paralelo, como sea requerido para alcanzar la potencia deseada para la planta. Así, la instalación fotovoltaica se define por la potencia pico de su generador, que es la que se produce en condiciones estándar de medida, o sea 1.000 W/m² de radiación, espectro 1,5 M.A., y temperatura de las células de 25⁰C. El inversor de conexión a red es el que se encarga de transformar la corriente continua suministrada por el generador, en corriente alterna que se volcará a la red eléctrica. Además, este equipo realiza el seguimiento del “punto de máxima potencia” que permite obtener, en cada momento, toda la potencia que puede dar el generador fotovoltaico con la radiación y la temperatura de ese instante. Se incluye, por otra parte, un sistema de protecciones garantizando de este modo tanto la seguridad de la instalación como la calidad de la energía cedida a la Red Eléctrica convencional.

12.2.4.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta fotovoltaica sin seguimiento y paneles de silicio monocristalino para generación de electricidad. Parámetros de diseño:

- Potencia instalada: 25 MWe - Tecnología de captación: FV de silicio monocristalino - Tipo de seguimiento: Fijo (sin seguimiento) - Orientación de los paneles:

o Inclinación: Igual a la latitud o Azimut: Norte


- Localización: 1 2 3 - Recurso GHI (kWh/m2�año) 1.948 2.177 2.489 - Energía producida (GWh/año) 43 48 54 - Suelo requerido (ha) 35 35 35

Producto 3 - Final


- Agua requerida (m3/año) 196 196 196 - Consumo fósil sobre energía primaria - - - - LCOE (sobre grandes consumidores) 1,4 1,3 1,2


Tecnología Social

Localización



por consumo de


Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de

obra local

1 1223 218 25 3 20 3 108 2 1360 243 25 3 22 3 108

3 1542 275 25 3 25 3 108 Tabla 12.1. Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores Tecnológicos y sociales

Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 4 5 4 4 4 4 5 2 4 5 4 4 4 4 5 3 4 5 4 4 4 4 5

Tabla 89 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores de Riesgo

Producto 3 - Final


Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado

Mercado potencial en

otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,94 3 2 3 4 2 1,05 3 2 3 4 3 1,20 3 2 3 4

Tabla 90 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 3500 48 892 20 0,8 32000 0 1,4 2 3500 48 992 20 0,8 34000 0 1,3

3 3500 48 1124 20 0,8 37000 0 1,2 Tabla 91 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 2 785 4 4 2 2 873 4 4

3 2 989 4 4 Tabla 92 Generación de energía eléctrica - FV. Indicadores Ambientales

Producto 3 - Final


12.3 BOMBEO DE AGUA HASTA LAS INSTALACIONES MINERAS

12.3.1 Termosolar de concentración (CSP CCP)

12.3.1.1 Introducción Las crecientes necesidades de agua por parte de las industrias mineras están llevando a éstas a considerar planes de bombeo de agua de mar (desalinizada o no) hasta sus explotaciones. Actualmente, el bombeo a las zonas altiplánicas es realizado por bombas alimentadas por suministro eléctrico de la red y en los casos sin disponibilidad de conexión la alimentación se realiza principalmente por motores Diésel. Por esto existe una alta demanda de convertir dichos sistemas y dar suministro por medio de energía solar. Este proyecto tipo trata de analizar la posibilidad de realizar el suministro eléctrico a estaciones de bombeo de agua mediante generación de origen termosolar. Se ha omitido la simulación de la localización 3, por carecer de sentido físico el ubicar una instalación de bombeo en el punto de mayor altitud del circuito.

12.3.1.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos sin almacenamiento térmico para suministrar energía eléctrica a una estación de bombeo de agua de mar. Parámetros de diseño:

- Capacidad de bombeo: 0,5 m3/s a 1.000 m de altitud - Potencia bruta CSP: 11 MWe - Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 32 - Múltiplo solar: 2 - Almacenamiento térmico: 7.5 h - Refrigeración del ciclo de potencia: Aire

12.3.1.3 Resultados obtenidos de la simulación de producción

Se ha realizado una simulación de producción con los siguientes resultados:

- Localización 1 2 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 1.739 2.339 - Energía producida (GWheq/año) 26 35 - Agua bombeada (miles de m3/año) 4.700 6.300 - Suelo requerido (ha) 43 43 - Agua requerida (miles de m3/año) 7,8 8,8 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 0,04% 0,01% - LCOE (sobre grandes consumidores) 1,73 1,29

Producto 3 - Final



Tecnología Social

Localización




eq./m3 agua)

Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de obra

local

1 606 3,3 11 4 27 3 75 2 808 4,0 11 4 36 3 75

3 NA NA NA NA NA NA NA Tabla 93 Bombeo de agua - CSP. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 2 3 4 1 4 3 3 2 2 3 4 1 4 3 3

3 NA NA NA NA NA NA NA Tabla 94 Bombeo de agua - CSP. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,67 1 2 1 1 2 0,90 1 2 1 1 3 NA NA NA NA NA

Tabla 95 Bombeo de agua - CSP. Indicadores de Recurso y Mercado

Producto 3 - Final


Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la Inversión

(MWhe eq./ M USD

Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 900 55 473 9 0.8 30000 0.04 1.7 2 900 55 632 9 0.8 40000 0.01 1.3

3 NA NA NA NA NA NA NA NA Tabla 96 Bombeo de agua - CSP. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 1 417 1 1 2 1 637 1 1

3 NA NA NA NA Tabla 97 Bombeo de agua - CSP. Indicadores Ambientales

12.3.2 Fotovoltaica (FV)

12.3.2.1 Introducción

Las crecientes necesidades de agua por parte de las industrias mineras están llevando a éstas a considerar planes de bombeo de agua de mar (desalinizada o no) hasta sus explotaciones. Esta es una oportunidad, para los sistemas fotovoltaicos, dado que pueden dar suministro en las alturas medias, evitando la instalación de líneas de transmisión, desde la mina o la costa hasta estos puntos. Se ha omitido la simulación de la localización 3, por carecer de sentido físico el ubicar una instalación de bombeo en el punto de mayor altitud del circuito.

12.3.2.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta fotovoltaica de paneles de silicio monocristalino sin seguimiento suministrando energía eléctrica a una estación de bombeo.

Producto 3 - Final


Parámetros de diseño: - Capacidad de bombeo: 0,5 m3/s a 1.000 m de altitud - Potencia bruta instalada: 10 MWe - Tecnología de captación: FV de silicio monocristalino - Tipo de seguimiento: Fijo (sin seguimiento) - Orientación de los paneles:



- Localización 1 2 - Recurso GHI (kWh/m2�año) 1.948 2.177 - Energía producida (GWheq./año) 11,1 11,8 - Agua bombeada (miles de m3/año) 3.100 3.400 - Suelo requerido (ha) 13 13 - Agua requerida (m3/año) 78 78 - Consumo fósil (sobre energía primaria) - - - LCOE (sobre grandes consumidores) 1,2 1,1


Tecnología Social

Localización


Energía específica por consumo de agua (MWhe eq./m3 agua)

Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de planta


sociedad

Mano de

obra local

1 1318 220.0 10 4 20 3 43 2 1464 244.0 10 4 22 3 43

3 NA NA NA NA NA NA NA Tabla 98 Bombeo de agua - FV. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Producto 3 - Final


Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 3 4 4 3 4 4 3 2 3 4 4 3 4 4 3

3 NA NA NA NA NA NA NA Tabla 99 Bombeo de agua - FV. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,94 2 2 3 2 2 1,05 2 2 3 2

3 NA NA NA NA NA Tabla 100 Bombeo de agua - FV. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 900 19 902 8 0.83 62000 0 1.2 2 900 19 1002 8 0.83 66000 0 1.1

3 NA NA NA NA NA NA NA NA Tabla 101 Bombeo de agua - FV. Indicadores Económicos

Producto 3 - Final


Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 1 793 1 1 2 1 881 1 1

3 NA NA NA NA Tabla 102 Bombeo de agua - FV. Indicadores Ambientales

12.4 DESALINIZACIÓN

12.4.1 Desalinización Multi-efecto (MED) mediante termosolar de concentración (CSP CCP)

12.4.1.1 Introducción Una planta MED se compone de varias etapas o efectos, que se suceden en serie a presiones decrecientes, de manera que en cada etapa se tienen puntos de ebullición cada vez más bajos. Esto permite que el agua de alimentación experimente múltiples ebulliciones, en los sucesivos efectos, sin necesidad de recurrir a calor adicional a partir del primer efecto. Después del primer efecto el agua salada se transfiere al siguiente y el ciclo se repite, utilizando el vapor generado previamente como input térmico para sufrir las siguientes evaporaciones. Este tipo de plantas tiene, además, un consumo moderadamente elevado de energía eléctrica para bombeos. Este proyecto tipo asume que la energía térmica demanda por la planta desalinizadora será aportada por la planta termosolar, mientras que la energía eléctrica de bombeo es aportada por la red eléctrica.

12.4.1.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento térmico para suministrar energía térmica a una instalación de desalación por evaporación multi-Efecto. Parámetros de diseño:

- Producción desalación: 0,5 m3/s - Potencia bruta CSP: 72,5 MWt - Potencia eléctrica equivalente: 25 MWe - Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 74 - Múltiplo solar: 2 - Almacenamiento térmico: 7,5 horas equivalentes

Producto 3 - Final



- Localización 1 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 1,739 2,339 2,948 - Energía producida (GWheq./año) 65 86 108 - Agua desalinizada (miles de m3/año) 5,200 6,900 8,600 - Suelo requerido (ha) 99 99 99 - Agua requerida (miles de m3/año) 18 20 23 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 0,02% 0,01% 0,00% - LCOW (sobre coste agua desalada) 1,88 1,45 1,15


Tecnología Social

Localización



por consumo de


Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de

obra local

1 661 3,7 25 4 33 3 173 2 872 4,3 25 4 43 3 173

3 1088 4,8 25 4 54 3 173 Tabla 103 Desalinización - CSP. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 2 3 3 1 4 2 3 2 2 3 3 1 4 2 3

3 2 3 3 1 4 2 3 Tabla 104 Desalinización - CSP. Indicadores de Riesgo

Producto 3 - Final


Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 0,67 3 2 1 1 2 0,90 3 2 1 1 3 1,13 3 2 1 1

Tabla 105 Desalinización - CSP. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energía

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 550 147 445 50 2.00 25000 0.02 1.9 2 500 147 587 50 2.00 33000 0.01 1.5

3 500 147 733 50 2.00 41000 0 1.2 Tabla 106 Desalinización - CSP. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 1 305 1 1 2 1 402 1 1

3 1 502 1 1 Tabla 107 Desalinización - CSP. Indicadores Ambientales

Producto 3 - Final


12.4.2 Desalinización por ósmosis inversa mediante fotovoltaica (FV)

12.4.2.1 Introducción Debido al aumento progresivo en sus necesidades de agua y la escasez de pozos en las cercanías de los centros de explotación, las compañías mineras están considerando la opción de la desalación de agua de mar como alternativa en el aporte de agua. La ósmosis es un proceso natural que tiene lugar en presencia de dos soluciones de diferentes concentraciones separadas por una membrana semipermeable. En estas condiciones se sucede una circulación natural a través de la membrana (que deja pasar agua pero no sales) que tiende a igualar las concentraciones de ambas soluciones originando un aumento de presión conocida como osmótica. Las plantas de ósmosis inversa se aprovechan de la reversibilidad de este proceso. Es decir, se aumenta mediante bombeo la presión soportada en el lado más concentrado de la membrana hasta superar la presión osmótica, de manera que el agua circula de la disolución más concentrada purificando aquélla de menor concentración. El consumo energético de este tipo de plantas está asociado principalmente a los citados procesos de bombeo.

12.4.2.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta fotovoltaica sin seguimiento y paneles de silicio monocristalino para suministrar energía eléctrica a una instalación de desalación por ósmosis inversa. Parámetros de diseño:

- Capacidad desalación: 0,5 m3/s - Potencia instalada FV: 9 MWe - Tecnología de captación: FV de silicio monocristalino - Tipo de seguimiento: Fijo (sin seguimiento) - Orientación de los paneles:




- Localización 1 2 3 - Recurso GHI, kWh/(m2�año) 1.948 2.177 2.489 - Energía producida (GWheq.) 15,4 17,1 19,4 - Agua desalinizada (miles de m3/ año) 3.100 3.400 3.900 - Suelo requerido (ha) 12 12 12 - Agua requerida (m3/año) 70 70 70 - Consumo fósil (sobre energía primaria) - - - - LCOW (sobre coste agua desalada) 1,37 1,27 1,18

Producto 3 - Final



Tecnología Social

Localización




eq./m3 agua)

Tamaño de planta

(MW)


infraestruc-turas

Factor de planta

Presta un

servicio directo

sociedad

Mano de

obra local

1 1246 220 9 4 20 3 42 2 1383 245 9 4 22 3 42

3 1569 277 9 4 25 3 42 Tabla 108 Desalinización - FV. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 3 3 3 2 4 3 3 2 3 3 3 2 4 3 3

3 3 3 3 2 4 3 3 Tabla 109 Desalinización - FV. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componen-tes

Existencia de potencia-les


1 0,94 3 2 2 2 2 1,05 3 2 2 2

3 1,13 3 2 2 2 Tabla 110 Desalinización - FV. Indicadores de Recurso y Mercado

Producto 3 - Final


Económica


Inversión total

planta

Produc-ción

relativa a la


Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 550 46 335 20 2.20 25000 0 0.9 2 500 46 372 20 2.20 27000 0 0.8

3 500 46 422 20 2.20 29000 0 0.7 Tabla 111 Desalinización - FV. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 1 295 2 2 2 1 328 2 2

3 1 372 2 2 Tabla 112 Desalinización - FV. Indicadores Ambientales

12.5 CALOR DE PROCESO

Este punto aborda como referencia la tecnología CSP, para calor de procesos, la cual es aplicable para los volúmenes empleados en procesos industriales de esta envergadura. No se descarta el uso de tecnología colector plano para dar solución a la generación de calor en temperaturas entre 30ºC a 60ºC, para esta etapa no fue analizada, pero se analizará a posterior si se selecciona esta aplicación.

12.5.1 Calor de proceso para minería mediante termosolar de concentración (CSP CCP)

12.5.1.1 Introducción La demanda térmica de las compañías mineras aun dependiendo de sus condiciones de explotación, es en general suministrada por medio de calderas de aporte Diésel. El uso de energía solar para la generación de calor de proceso disminuiría la dependencia los combustibles

Producto 3 - Final


fósiles, lo que en lugares de acceso remoto como las mineras se traduce a su vez en incertidumbre en el suministro. Se ha omitido la simulación de la localización 1, por carecer de sentido físico el ubicar una instalación de calor para minería a nivel del mar.

12.5.1.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento térmico para suministrar energía térmica a procesos de minería a media temperatura. Parámetros de diseño:

- Demanda energía minera: 30 MWt a media temperatura (90 ºC) - Potencia equivalente CSP: 10,5 MWe - Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 30 - Múltiplo solar: 2 - Almacenamiento térmico: 7,5 horas equivalentes


- Localización 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 2.339 2.948 - Energía producida (GWheq.) 38,3 47,7 - Suelo requerido (ha) 41 41 - Agua requerida (miles de m3/año) 8,2 9,2 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 0,01% 0,0% - LCOH (sobre precio Diésel) 0,4 0,5


Producto 3 - Final


Tecnología Social

Localización

Energía específica por

terreno ocupado

(MWheeq./ha)

Energía específica por consumo de

agua (MWheeq./m3

agua)

Tamaño de planta (MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta

Presta un

servicio directo

sociedad

Mano de

obra local

1 NA NA NA NA NA NA NA 2 934 4,7 10,5 4 42 3 71 3 1163 5,3 10,5 4 52 3 71

Tabla 113 Calor de proceso para minería. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 NA NA NA NA NA NA NA 2 4 4 2 3 4 4 3 3 4 4 2 3 4 4 3

Tabla 114 Calor de proceso para minería. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 NA NA NA NA NA 2 0,90 3 3 1 3 3 1,13 3 3 1 3

Tabla 115 Calor de proceso para minería. Indicadores de Recurso y Mercado

Producto 3 - Final


Económica


Inversión total

planta

Produc-ción


(MWhe eq./ M USD

Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 NA NA NA NA NA NA NA NA 2 980 47 815 13 1.20 48000 0,01 0,4

3 980 47 1014 13 1.20 60000 0 0,5 Tabla 116 Calor de proceso para minería. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 NA NA NA NA 2 1 619 1 1 3 1 771 1 1

Tabla 117 Calor de proceso para minería. Indicadores Ambientales

12.6 COGENERACIÓN

12.6.1 Energía eléctrica y calor de proceso para minería mediante termosolar de concentración (CSP CCP)

12.6.1.1 Introducción Las temperaturas relativamente bajas a las que demanda calor la industria minera permiten emplear un ciclo Rankine modificado, aprovechando todo el calor de condensación (que habitualmente se disiparía en el aire) para el proceso industrial. Se considera asimismo una extracción de vapor de turbina para mantener el aporte térmico constante aún en régimen de carga parcial de turbina. El modelo de negocio ha considerado que el excedente de producción eléctrica se vende al mercado eléctrico de “grandes consumidores”. Se ha omitido la simulación de la localización 1, por carecer de sentido físico el ubicar una instalación de generación de calor para minería a nivel del mar.

Producto 3 - Final


12.6.1.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento térmico para cogeneración de electricidad y calor de proceso destinado a minería. Parámetros de diseño:

- Demanda energía minera: o Térmica: 30 MWt o Eléctrica: 8,5 MWe

- Potencia bruta equivalente CSP: 19 MWe - Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 46 - Múltiplo solar: 2 - Almacenamiento térmico: 7,5 horas equivalentes


- Localización: 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 2.339 2.948 - Energía producida (GWheq./año) 67,8 85,8 - Suelo requerido (ha) 61 61 - Agua requerida (miles de m3/año) 12 14 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 0,01% 0,0% - LCOH (sobre coste Diésel) 0,51 0,35

12.6.1.4 Indicadores Con los resultados obtenidos, el juicio de expertos y análisis cualitativos se han completado los siguientes indicadores para su introducción en la matriz QFD. Tecnología Social

Localización

Energía específica por

terreno ocupado

(MWheeq./ha)

Energía específica por consumo de

agua (MWheeq./m3

agua)

Tamaño de planta (MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta

Presta un

servicio directo

sociedad

Mano de

obra local

1 NA NA NA NA NA NA NA 2 1111 5,5 19 4 45 3 107 3 1407 6,2 19 4 56 3 107

Tabla 118 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Producto 3 - Final


Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado

Simplici-dad tecnología


chilena

1 NA NA NA NA NA NA NA 2 2 3 2 2 4 2 3

3 2 3 2 2 4 2 3 Tabla 119 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores de Riesgo

Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componentes



1 NA NA NA NA NA 2 0,90 2 2 1 1 3 1,13 2 2 1 1

Tabla 120 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción


(MWhe eq./ M USD

Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 NA NA NA NA NA NA NA NA 2 980 79 858 19 1,18 52000 2 0,5

3 980 79 1086 19 1,18 66000 2 0,4 Tabla 121 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores Económicos

Producto 3 - Final


Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 NA NA NA NA 2 1 1430 2 2 3 1 1790 2 2

Tabla 122 Cogeneración de energía eléctrica y calor de proceso. Indicadores Ambientales

12.6.2 Energía eléctrica y agua desalinizada mediante termosolar de concentración (CSP CCP)

12.6.2.1 Introducción Las temperaturas moderadas a las que demanda calor la tecnología de desalación por destilación multi-efecto (MED) permiten emplear un ciclo Rankine modificado, aprovechando todo el calor de condensación (que habitualmente se disiparía en el aire) para el proceso industrial. Dado que este proceso tiene también una fuerte demanda de energía eléctrica, la cogeneración planteada permite cubrir ambas demandas, exportando el excedente de energía eléctrica producido. El modelo de negocio ha considerado que el excedente de producción eléctrica se vende al mercado eléctrico de “grandes consumidores”.

12.6.2.2 Ficha de la instalación Proyecto tipo: Planta termosolar de colectores cilindro-parabólicos con almacenamiento térmico para cogeneración de electricidad y desalación de agua con tecnología MED. Parámetros de diseño:

- Producción de agua desalada: 0,5 m3/s - Demanda energía desalación:

o Térmica: 72,5 MWt o Eléctrica: 2,7 MWe

- Potencia bruta equivalente CSP: 37 MWe - Tecnología de captación: CCP - Número de lazos: 106 - Múltiplo solar: 2 - Almacenamiento térmico: 7,5 horas equivalentes - Refrigeración del ciclo de potencia: Proceso MED



Producto 3 - Final


- Localización 1 2 3 - Recurso DNI (kWh/m2�año) 1.739 2.339 2.948 - Energía producida (GWheq./año) 114 151 189 - Agua desalinizada (miles de m3/año) 5,200 6,800 8,500 - Suelo requerido (ha) 143 143 143 - Agua requerida (miles de m3/año) 26 29 33 - Consumo fósil (sobre energía primaria) 0,01% 0,0% 0,0% - LCOW (sobre coste agua desalada) 2,3 1,6 1,2


Tecnología Social

Localización


Energía específica por consumo de agua (MWhe eq./m3 agua)

Tamaño de

planta (MW)


infraestruc-turas

Factor de

planta


sociedad

Mano de

obra local

1 795 4,4 37 4 33 3 262 2 1055 5,2 37 4 43 3 262

3 1322 5,7 37 4 54 3 262 Tabla 123 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores Tecnológicos y Sociales

Riesgo

Localización






proyecto en el

pasado



chilena

1 2 3 2 1 4 2 3 2 2 3 2 1 4 2 3 3 2 3 2 1 4 2 3

Tabla 124 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores de Riesgo

Producto 3 - Final


Recurso Mercado

Localización


DNI o GHI anual)

normalizado


otros países

Posible uso de la


mercados

Mercado abierto de

componen-tes



1 0,67 2 2 1 1 2 0,90 2 2 1 1 3 1,13 2 2 1 1

Tabla 125 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores de Recurso y Mercado

Económica


Inversión total

planta

Produc-ción


(MWhe eq./ M USD

Inversión)



la potencia

Coste O&M



(% energia

primaria)

LCOE, LCOW

& LCOH

1 550 217 524 64 1,7 32000 2 2,3 2 500 217 695 64 1,7 42000 2 1,6

3 500 217 871 64 1,7 52000 2 1,2 Tabla 126 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores Económicos

Ambiental


ambientales


Proyecto en SEA

Proyecto tiene DIA

1 1 394 1 1 2 1 523 1 1

3 1 655 1 1 Tabla 127 Cogeneración de energía eléctrica y agua desalada. Indicadores Ambientales

Producto 3 - Final


13 ANEXO VIII: EVALUACIÓN DE PROYECTOS

13.1 PRESENTACIÓN DETALLADA DE RESULTADOS

Se evaluó siguiendo la metodología descrita en el ANEXO VI: Descripción de la metodología de selección, criterios y método y resumida en 3.2, los 30 proyectos preseleccionados 3.1. Para cada tipología de proyecto se seleccionó el que obtuvo una mayor puntuación en el análisis QFD y se comparó el resultado entre los proyectos para los diferentes métodos de normalización y de agregación (ponderada y sin ponderar). El resultado se puede apreciar en la Figura 8 Orden de puntuación de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización, en la que el que tiene la máxima puntuación es la generación de electricidad mediante CSP CCP.

Figura 8 Orden de puntuación de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización El mismo resultado se obtiene si se comparan los valores obtenidos por cada proyecto para los diferentes criterios de ponderación y normalización. Para homogeneizarlos, se han dividido por el valor obtenido por el mejor proyecto en cada clase de agregación.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11






agua) CSPCCP


calor) CSPCCP




Bombeo deagua PV

Bombeo deagua CSP

Ord

en fi

nal o

bten

ido

(1-1

1)

Normalizacion 1 Normalizacion 2 Normalizacion 31 sin ponderar 2 sin ponderar 3 sin ponderarMedia Media sin ponderar Media global

Producto 3 - Final


Figura 9 Puntuación final normalizada de los proyectos analizados para los diferentes métodos de normalización

Como se aprecia en la figura, no existe una importante dispersión según el método de agregación en el orden final obtenido, no obstante, según el método, entre las tres primeras opciones se encontrarían:

- Generación de electricidad mediante CSP CCP - Generación de electricidad mediante CSP SRC - Generación de electricidad mediante FV


0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0






agua) CSPCCP


calor) CSP CCP




Bombeo deagua PV

Bombeo deagua CSP

Res

ulta

do n

orm

aliz

ado

(0-1

)

Normalización 1 Normalización 2 Normalización 3

1 sin ponderar 2 sin ponderar 3 sin ponderar

Media Media sin ponderar Media global

1 2 3 Min Media Max




Calor minería 4 4 4 4 4.0 4 0

Cogeneración (electricidad y calor) CSP 6 5 6 5 5.7 6 1


Cogeneración (electricidad y agua) CSP 7 8 5 5 6.7 8 3

Desalinización solar calor 8 7 8 7 7.7 8 1

Desalinización PV 9 9 9 9 9.0 9 0

Bombeo de agua PV 10 10 10 10 10.0 10 0


Normalización Rango Error

Producto 3 - Final


El calor para minería, la desalinización por CSP, la hibridación de carbón y CSP y ambas cogeneraciones siguen a estos con valores muy parejos en la valoración de cada uno de ellos, como se puede apreciar en la Tabla 12.

Tabla 12 Puntuación final normalizada

En la Tabla 13 se puede apreciar como el efecto de la ponderación $�es despreciable, puesto que no varía sensiblemente el orden en los mejores proyectos para las diferentes estrategias de normalización si se ponderan los criterios o no.

Tabla 13 Comparación de la variación del orden para las tres estrategias de normalización frente a ponderar o no

1 2 3 Max Media Min

Generación electricidad CSP CCP 1.00 1.00 0.99 0.99 1.00 1.00 0.01Generación electricidad CSP SRC 0.90 0.86 1.00 0.86 0.92 1.00 0.14Generación electricidad PV 0.80 0.90 0.62 0.62 0.77 0.90 0.28Calor minería 0.61 0.77 0.48 0.48 0.62 0.77 0.29Cogeneración (electricidad y calor) CSP 0.48 0.62 0.45 0.45 0.52 0.62 0.17Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 0.51 0.53 0.40 0.40 0.48 0.53 0.13Cogeneración (electricidad y agua) CSP 0.44 0.49 0.45 0.44 0.46 0.49 0.05Desalinización solar calor 0.42 0.51 0.39 0.39 0.44 0.51 0.11Desalinización PV 0.39 0.43 0.35 0.35 0.39 0.43 0.08Bombeo de agua PV 0.30 0.41 0.18 0.18 0.30 0.41 0.22Bombeo de agua CSP 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Rango Error

Normalización

1 2 3Generación electricidad CSP CCP 0 0 0Generación electricidad CSP SRC 0 0 0Generación electricidad PV 0 0 0Calor minería 0 0 0Cogeneración (electricidad y calor) CSP -3 -1 -3Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 0 -1 0Cogeneración (electricidad y agua) CSP -1 -1 -1Desalinización solar calor 2 2 3Desalinización PV 2 1 1Bombeo de agua PV 0 0 0Bombeo de agua CSP 0 0 0

Normalización

Producto 3 - Final


13.2 VALORACIÓN SEGÚN LOS DIFERENTES CRITERIOS

En la Figura 10, se muestran resultados obtenidos por cada proyecto para cada criterio en comparación con los otros proyectos.

Figura 10 Comparación de los resultados de los proyectos para los diferentes criterios

Las bajas puntuaciones indican aquellos aspectos que será necesario mejorar o cuidar especialmente si ese tipo de proyecto se desea desarrollar. En las siguientes figuras, se detallan para grupos de proyectos con finalidad análoga y se comparan con los del proyecto que ha obtenido la máxima puntuación (sombreado):

- Generación de electricidad - Calor para la minería - Desalinización - Bombeo de agua

-0.4-0.20.00.20.40.60.81.0



Efecto catalizador del estudio deviabilidad

Novedad



Amigable con el medio ambiente



Generación electricidad CSP CCP Generación electricidad CSP SRC

Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP Generación electricidad PV

Bombeo de agua CSP Bombeo de agua PV

Desalinización RO PV Desalinización MED CSP CCP

Calor minería CSP CCP Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP

Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP

Producto 3 - Final


Figura 12 Resultados del análisis QFD según finalidad - Generación de electricidad

Figura 13 Resultados del análisis QFD según finalidad - Calor para minería

-0.4-0.20.00.20.40.60.81.0




Novedad






Máximo Generación electricidad CSP CCPGeneración electricidad CSP SRC Generación electricidad carbón hibr. CSP CCPGeneración electricidad PV

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8




Novedad







Producto 3 - Final


Figura 14 Resultados del análisis QFD según finalidad – Desalinización

Figura 15 Resultados de los proyectos en cada criterio – Bombeo de agua

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8




Novedad







-0.4-0.20.00.20.40.60.81.0




Novedad






Máximo Bombeo de agua CSP Bombeo de agua PV

Producto 3 - Final


13.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS

13.3.1 Reagrupamiento de proyectos

En vista de los resultados presentados y de la situación en el norte de Chile se propuso una hipótesis de reagrupamiento o clustering de los proyectos eliminando de la selección previa los tres mejor puntuados y también el peor puntuado, resultando entonces los siguientes grupos:

- Proyectos mejor puntuados (3) o Generación de electricidad CSP CCP o Generación de electricidad CSP SRC o Generación de electricidad FV

- Proyectos en la media (7)

o Calor minería o Cogeneración (electricidad y agua) CSP o Cogeneración (electricidad y calor ) CSP o Desalinización FV o Desalinización solar calor o Generación de electricidad carbón hibridado con CSP CCP o Bombeo de agua FV

- Proyecto peor puntuado (1)

o Bombeo de agua CSP Utilizando un test de Fisher se demostró con una probabilidad del 99,99 % la hipótesis de reagrupamiento realizada y se aplicó de nuevo el análisis QFD para los 7 proyectos restantes. El test de Fisher es un instrumento de análisis de la varianza usado para asegurar, a través de los resultados de una variable cuantitativa (en este caso el resultado del QFD) si diferentes grupos predefinidos pueden considerarse independientes. En este caso, para realizar el test F la variable elegida ha sido la media de la puntuación final normalizada de las tres normalizaciones. El caso de estudio se plantea en la tabla siguiente. Grupo 1. Proyectos mejor

puntuados Grupo 2. Proyectos en la media

Grupo 3. Proyecto peor puntuado

Puntuación final normalizada

0,98 0,65 0,00 0,93 0,57 0,90 0,57 0,53 0,51 0,46 0,44

Media 0,94 0,53 0,00 Número de elementos

3 7 1

Tabla 128 Caso de estudio del test F para la demostración de hipótesis de reagrupamiento

Producto 3 - Final


Para realizar el test de Fisher ha de realizarse el reagrupamiento comentado y calcular el parámetro F que representa:

+ = ,"-."/.0.1"1 234-2 5-6�78,"-."/.0.1"1 .34-" 5-6�78

El resultado de este parámetro debe ser siempre mayor que uno de manera que el reagrupamiento reduzca la variabilidad dentro de cada nuevo grupo en comparación con la de estos entre sí. Se entiende así que el reagrupamiento “explica” la varianza entre los datos iniciales. La variabilidad entre grupos se calcula entonces:

� 3� · (#̅� − #̅)<(= − 1)

�

Siendo: 3� , el número de elementos del grupo i; #̅�, la media dentro de ese grupo i; #̅, la media global y =, el número de grupos elegidos, en este caso 3. Y la variabilidad intra grupos como:

� (#�� − #̅�)<(> − =)

�,�

Siendo: #��, el valor de la variable en el caso ij; #̅� , la media dentro del grupo i; >, el número de elementos en la muestra original y =, el número de grupos elegidos, en este caso 3. Usando estas fórmulas y los datos antes presentados se obtiene lo siguiente:

- Factor F: 43,07 - Probabilidad de que la hipótesis de reagrupamiento sea verdadera: 99,99%

13.3.2 Nuevo análisis QFD

Teniendo esto en cuenta se realizó de nuevo el análisis QFD sobre los 7 proyectos del grupo 2, cuyas puntuaciones se situaban alrededor de la media. Los resultados de este nuevo análisis se han usado para hacer una reordenación de los proyectos, que se muestra en la tabla siguiente.


1 2 3 Max Media MinCalor minería CSP CCP 1 1 2 1 1.3 2 1Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP 2 4 1 1 2.3 4 3Generación electricidad carbón hibr. CSP CCP 3 2 5 2 3.3 5 3Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP 4 3 4 3 3.7 4 1Desalinización MED CSP CCP 5 6 3 3 4.7 6 3Desalinización RO PV 6 5 6 5 5.7 6 1Bombeo de agua PV 7 7 7 7 7.0 7 0

VariaciónNormalización Rango

Producto 3 - Final


Como se puede ver en la tabla anterior y en la figura siguiente, el error entre las diferentes formas de normalización de este nuevo estudio QFD es significativamente mayor que en el anterior.

Figura 53 Orden obtenido en el análisis QFD realizado al reagrupamiento de proyectos

1

2

3

4

5

6

7Calor minería

CSP CCPCogeneración(electricidad y

agua) CSP CCP



calor) CSP CCP


carbón hibr. CSPCCP


Bombeo de aguaPV

Ord

en fi

nal o

bten

ido

(1-7

)

Normalizacion 1 Normalizacion 2 Normalizacion 3

Media media + error media - error

Producto 3 - Final


14 ANEXO IX: RECOPILACIÓN DE PROYECTOS EN DESARROLLO EN EL

NORTE DE CHILE

14.1 PROYECTOS FOTOVOLTAICOS

La mayoría de los proyectos instalados en el norte de Chile, corresponden a proyecto de investigación, de manera de verificar el comportamiento de estas tecnologías y evaluar los OPEX para futuros proyectos. Estos han sido realizados como EPC y PPA, entre estos podemos destacar:

- Proyecto Solar FV La Huayca, de 1,4 MW conectado a la red, - Proyecto de la empresa Solar Pack, con 1 MW conectado a la red interna de Codelco

Norte - Planta FV de 2 MW de la empresa EC-L, para la venta de energía a la empresa minera

Quiborax, - Planta FV de 2 MW construida por Sun Edison, - Planta FV de 1 MW de la empresa MEL, para consumo interno construido por Juwi, - Planta FV de 25 MW de la empresa SolarPack, para suministrar energía a Collahuasi.

Las tablas siguientes (Tabla 129 y Tabla 130) muestran los proyectos fotovoltaicos aprobados y en calificación a diciembre del 2012.

Nombre Región Titular Inversión (M USD) Presentación Estado Calificación

PARQUE SOLAR EL ÁGUILA

Decimoquinta Andes Mainstream SpA

180 12-jun-2012 Aprobado 22-nov-2012

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ARICA I

Decimoquinta Arica Solar Generatión 1 Limitada

70 5-dic-2011 Aprobado 24-mar-2012

LA TIRANA SOLAR Primera Solar Chile S.A 90 11-jul-2012 Aprobado 21-nov-2012 PARQUE FOTOVOLTAICO ATACAMA SOLAR 250 MW

Primera ATACAMA SOLAR S.A.

773 2-feb-2011 Aprobado 14-jul-2011

Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 2, I Región

Primera POZO ALMONTE SOLAR 2 S.A.

40 21-dic-2010 Aprobado 3-jun-2011


Primera Pozo Almonte Solar 1 S.A.

40 21-dic-2010 Aprobado 14-jul-2011


Primera Pozo Almonte Solar 3 S.A.

71 21-dic-2010 Aprobado 14-jul-2011

Producto 3 - Final


Nombre Región Titular Inversión (M USD) Presentación Estado Calificación

Complejo Solar FV Pica 90 MW

Primera Element Power Chile S.A.

288 9-nov-2010 Aprobado 20-dic-2011

PLANTA FOTOVOLTAICA ENCUENTRO SOLAR

Segunda

Energías Renovables Fotones de Chile Limitada

400 31-ene-2012 Aprobado 29-ago-2012

PLANTA FOTOVOLTAICA CRUCERO SOLAR

Segunda


400 31-ene-2012 Aprobado 29-ago-2012

Huerta Solar Fotovoltaica 8 MW

Segunda Fotovoltaica Sol del Norte Ltda.

31 20-jun-2011 Aprobado 16-nov-2011

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA CALAMA SOLAR 2, II REGION

Segunda CALAMA SOLAR 2 S.A.

40 1-mar-2010 Aprobado 9-ago-2010

Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1, II Región (e-seia)

Segunda CALAMA SOLAR 2 S.A.

40 1-sep-2009 Aprobado 22-ene-2010

Parque Solar Diego de Almagro

Tercera Andes Mainstream SpA

420 22-may-2012 Aprobado 23-oct-2012

Tabla 129 Proyectos de FV en el Norte de Chile - Aprobados por el DIA

Nombre Región Titular Inversión (M USD) Presentación Estado

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ARICA II, MARIA JOSE 88 MW Y LINEA DE TRANSMISION 220 kV

Decimoquinta Arica Solar Generación 2 Limitada

220 20-dic-2012 En Calificación

PARQUE SOLAR AZAPA Decimoquinta Andes Mainstream SpA

210 26-nov-2012 En Calificación

PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA ARICA II, 15 MW

Decimoquinta Arica Solar Generatión 1 Limitada

45 1-oct-2012 En Calificación

Proyecto Solar Fotovoltaico Lagunas

Primera INTERVENTO S.A.


PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA WARA III

Primera

ARAUCARIA SOLAR SERVICES CHILE, S.A.

102 13-jul-2012 En Calificación

PARQUE SOLAR ALMONTE Primera Andes Mainstream SpA


Producto 3 - Final


Nombre Región Titular Inversión (M USD) Presentación Estado

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO AGUAS BLANCAS I

Segunda AGUAS BLANCAS SOLAR 1

13 30-oct-2012 En Calificación

Proyecto Solar Sky 1 Segunda Solar Sky 1 SpA 78 4-oct-2012 En Calificación Proyecto Solar Sky 2 Segunda Solar Sky 2 SpA 78 4-oct-2012 En Calificación

Planta Solar Fotovoltaica Usya Segunda ACCIONA ENERGIA CHILE S.A.


Planta Fotovoltaica Carrera Pinto Solar

Tercera



Planta Fotovoltaica Diego de Almagro Solar

Tercera



Tabla 130 Proyectos de FV en el Norte de Chile - En calificación por el DIA

14.2 PROYECTOS TERMOSOLARES

Actualmente sólo existen operativos los proyectos de concentración de minera el Tesoro, por medio de colectores cilíndricos de pequeño porte para calentar el electrolito de la planta de electro-obtención, dicha planta el cual ya entro en funcionamiento. La minera Gaby, adjudico un contrato de suministro de calor la cual emplea la tecnología de colectores planos, con un área de 39.000 m2 y un estanque de almacenamiento de 3.000 m3 para generar calor de al procesos de electro-obtención, además recientemente y la Minera Constanza, realizó una instalación para abastecer el calor de la planta de electro-obtención, por medio de colectores planos por un área de 404 m2, con 30 m3 de almacenamiento, dicha planta posee una caldera a gas de respaldo. A la fecha, sólo se encuentra en calificación la Planta Termosolar de María Elena, de la empresa Ibereólica Solar Atacama S.A, la cual presento un proyecto de 400 MWe, subdividido en 4 plantas de 100 MWe con tecnología de torre central.

Tabla 131 Proyectos de CSP en el Norte de Chile

Nombre Región Titular Inversión (M USD) Presentado Estado Calificación

Planta Termosolar Pedro de Valdivia

Segunda Ibereólica Solar Atacama S.A.

2.610 27-03-2012 Aprobado 5-09-2012

Planta Termosolar para Calentamiento de Soluciones

Segunda Minera El Tesoro

14 12-07-2011 Aprobado 16-11-2011

Planta Termosolar María Elena

Segunda Ibereólica Solar Atacama S.A.

3.290 10-11-2012 En trámite

Producto 3 - Final


15 ANEXO X: ASPECTOS COMPLEMENTARIOS PARA LA ELECCIÓN DEL

PROYECTO De acuerdo al estudio presentado se ha seleccionado 7 proyectos, que emplean la energía solar, factibles de implementar en la zona norte de Chile. Estos están focalizados en Calor de Minería, Desalación solar calor, Generación Electricidad hibrida (Carbón CSP CCP), Cogeneración (Electricidad y agua) CSP, Desalación PV, Cogeneración (electricidad y Calor) CSP y Bombeo de agua PV. Considerando que los procesos mineros se caracterizan en óxidos y sulfuros, dependiendo del producto final que se obtenga, podemos describir la Tabla 132, donde se describe las necesidades para obtener el producto final.

Tabla 132 Descripción de la necesidad energética y posibilidad de usar esta respecto al recurso solar disponible por zona.

Durante el estudio, se conversó con Ingenieros varias compañías mineras tales como: Codelco, MEL, Xstrata Lomas Bayas y Esperanza con las cuales se detectaron las necesidades que tienen y tendrán estas en los próximos 5 años. Tomando como referencia, la compañía Xstrata Lomas Bayas, la cual se encuentra ubicada en el Desierto de Atacama, a 120 km al este del puerto de Antofagasta, en el norte de Chile. Esta Mina de cobre, a cielo abierto es una de las operaciones mineras de menor ley en el mundo, con leyes promedio de 0,27% de cobre soluble. El mineral de óxidos de cobre de Lomas Bayas permite una rápida lixiviación y bajo consumo de ácido. En octubre de 2009, se aprobó una inversión de USD 293 millones para desarrollar el yacimiento Fortuna de Cobre (Lomas II), situado a tres km. de la operación existente. En diciembre 2012 Lomas Bayas finalizó la construcción e inició la puesta en marcha de su proyecto de expansión Lomas II conforme al programa inicial. En junio de 2011, se aprobó un estudio de pre-factibilidad para evaluar la explotación del yacimiento de sulfuros de cobre, que se ubica bajo el rajo actual de

Descripción Zona Costera Zona Intermedia Zona Altiplánica Altura Estimada

0 – 1.000 m.s.n.m 1.000 – 2.500 m.s.n.m > 2.500 m.s.n.m

Uso Principalmente Urbana y pequeñas mineras

Principalmente Minera

Principalmente Minera y urbana y pueblos autóctonos

Aplicación Proyectos Solares

� Desalación Solar � Desalación

Osmosis Reversa � Bombeo PV � Generación PV







Proceso Minero de Sulfuros

Agua de Mar Agua Desalada Bombeo



Proceso Minero de Óxidos

Agua Desalada Bombeo Calor de Procesos Electricidad

Bombeo Calor de Procesos Electricidad

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Lomas Bayas, a un costo de 1.600 M USD. Sujeto a un resultado favorable de los estudios de factibilidad y a las aprobaciones gubernamentales y empresariales, el proyecto de sulfuro podría iniciar su producción en 2017, Dicho proyecto contempla una planta concentradora, con capacidad para tratar 90 k Ton/ día y el uso de agua de mar para su operación.17 Esta compañía ha iniciado una fase de expansión, al igual que Minera Escondida, las cuales han orientado sus procesos a los sulfuros, por los cuales requerirán grandes volúmenes de agua y energía para sus procesos. Esto se justifica por el proyecto de la desalinizadora de 2.500 l/s de Minera Escondida en fase de construcción, para abasteceré sus sistemas de flotación. Los procesos de óxidos, continúan siendo una parte importante de las compañías, para lo cual será requerido la generación de calor para elevar la temperatura del electrolito. En el caso de Lomas Bayas, la cual se encuentra ubicada a una altura de 1.700 m.s.n.m, aproximadamente, se requerirá volúmenes importantes de agua salada, para esto se requerirá la instalación de sistemas de bombeo, a la altura de mejillones y sistemas de bombeo para transportar el agua hacia el procesos. En la actualidad los sistemas de desalación y bombeo son realizados con sistemas tradicionales, como se muestran en la figura siguiente.

Figura 54 Sistema actual de desalación y bombeo de agua a procesos mineros.

Una propuesta a ser evaluada es la posibilidad de generar el bombeo por medio de fotovoltaica, lo que evitaría invertir en largas líneas de transmisión para poder abastecer de energía los sistemas de almacenamiento, como se muestra en la figura siguiente.

Figura 55 Sistema propuesto a evaluar para el bombeo y sistema de desalación.

17 Fuente : http://www.xstratacopper.com

Bombeo NIvel del Mar

S/EElectrica

Sistema Eléctrico

Almacenamiento1.000 m.s.n.m

Proceso MIneroFlotación

1700 m.s.n.m

S/EElectrica

S/EElectrica

Línea de Transmisión Línea de Transmisión

Sistema Eléctrico

Bombeo NIvel del Mar

S/EElectrica

Sistema Eléctrico

Almacenamiento1.000 m.s.n.m

Proceso MIneroFlotación

1700 m.s.n.m

S/EElectrica

S/EElectrica

Sistema EléctricoSistema PV

Sistema PV

Producto 3 - Final


Se enfatiza que depende de las políticas de la compañía y de la composición de los minerales extraídos se opta por emplear agua de mar o desalada en los procesos, en ambos casos se requerirá bombeo para poder impulsar el agua sobre los 1500 m.s.n.m. En su fase actual, la compañía minera Lomas Bayas posee procesos de óxidos, los cuales serán ampliados y requieran calor para sus procesos de lixiviación y electro-obtención, los cuales pueden ser abastecidos por un sistema de generación de calor o un proceso de cogeneración, donde se proyecte generar electricidad (la cual requiere la compañía) y como subproducto obtener calor para sus procesos. Minera Lomas Bayas incrementará sus procesos de Sulfuros y también sus procesos de óxidos, de esta manera la necesidad de contar con agua desmineralizada es vital para el proceso, así se vuelve factible la implementación de generación de calor y desalinización de agua para cubrir estas necesidades.

Figura 56. Sistema de uso de Agua Salada, para abastecer Óxidos

Por lo tanto, se puede concluir con la necesidad de la compañía de cubrir sus necesidades de Bombeo, Desalinización y Calor de Procesos, para su etapa de ampliación. Este proceso se reafirma, dado que otras compañías mineras como Minera Esperanza utiliza el mismo proceso para abastecer de agua su procesos. Dado que Minera El Tesoro, compone el holding Antofagasta Minerals es factible que Minera Esperanza suministre agua para el proceso de Óxidos de Minera El Tesoro, debiendo ser desmineralizada antes de utilizarse en el sistema de electro-obtención.

Agua Salada

Desaladora

S/EElectrica

Sistema Eléctrico

BombeamientoZona Costera

Flotación

Electro-Obtención

ElectrolitoSistemas PV

Calentamiento

50ºC a 60ºC

Cátodo

Lavado Cátodos

90ºC

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16 ANEXO XI: JUSTIFICACIONES Y BASE TEÓRICA DE LAS

SIMULACIONES DE PRODUCCIÓN El presente informe analiza una cartera de proyectos, basados en energía solar, orientados a satisfacer una serie de necesidades básicas: generación de electricidad, desalinización de agua de mar, generación de calor de proceso, etc. Estos proyectos utilizan tanto la tecnología termosolar (CSP) como la fotovoltaica (FV), resultando en una preselección de 30 proyectos solares tipo. A tenor de este informe se ha evaluado cada uno de los proyectos presentados resultando en una selección final de 3 proyectos a implementar. En la evaluación de los proyectos se han utilizado un amplio conjunto de indicadores, entre los que se encuentran ciertos relacionados con las producciones teóricas esperables de cada instalación tipo. Estas producciones esperables se han obtenido a través de una simulación realizada con software específico, utilizando datos meteorológicos del Norte de Chile y asumiendo ciertas hipótesis basadas en la experiencia y el juicio de expertos. En este anexo se describe el método empleado y las hipótesis tomadas para las simulaciones de producción de cada proyecto tipo.

16.1 SIMULACIONES REALIZADAS

Los once proyectos para los cuales se han realizado simulaciones de producción se presentan a continuación agrupados por necesidades.

- Generación de energía eléctrica para su inyección a la red o Mediante CSP CCP o Mediante CSP SRC o Mediante FV o Mediante central de carbón hibridada con CSP CCP

- Bombeo de agua (de mar o desalinizada) hasta las instalaciones mineras o Mediante CSP CCP o Mediante FV

- Desalinización de agua de mar o Por evaporación multi-efecto (MED) mediante CSP CCP o Por ósmosis inversa mediante FV

- Calor de proceso para minería mediante CSP CCP - Cogeneración

o Energía eléctrica y calor de proceso para minería mediante CSP CCP o Energía eléctrica y agua desalinizada por MED mediante CSP CCP

Para cada uno de ellos se realizó una simulación en cada una de las localizaciones seleccionadas (ver ANEXO I: Recurso solar) obteniéndose la electricidad, el agua desalada o el calor de proceso generados. Se excluyeron aquellos proyectos que no son viables o que no tienen sentido comercial: Bombeo de agua a 3.000 m, calor para minería a nivel del mar y cogeneración para

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minería a nivel del mar. Resultando entonces 30 simulaciones de entre las que se seleccionó el mejor resultado de cada tipología para la comparación entre proyectos.

16.2 SOFTWARE UTILIZADO

Con el objetivo de que los resultados de las simulaciones fuesen neutros ante el método empleado, para todos los proyectos se ha utilizado el mismo software para la estimación de producción de la parte solar. Se ha empleado el programa SAM (System Advisor Model), un software específico desarrollado por el NREL, el laboratorio de energías renovables del departamento de energía del gobierno de Estados Unidos. Este software, que se puede descargar libremente de la página web del NREL (www.sam.nrel.gov), es la herramienta más extendida para la evaluación de la producción y la viabilidad económica de proyectos solares. La versión actual de SAM incluye modelos de todo tipo de plantas termosolares (cilindro parabólico, torre, disco Stirling) y también de plantas fotovoltaicas (de placa plana con y sin seguimiento, y de concentración), eólicas y de biomasa. Para el caso de energía termosolar, la base de cálculo de SAM se fundamenta sobre módulos TRNSYS, un lenguaje de programación para la simulación de los componentes típicos utilizados en instalaciones industriales. Cabe destacar que el programa resulta especialmente fiable en el caso de plantas de colector cilindroparabólico, debido a todo el know how acumulado por el NREL a raíz de las plantas SEGS. Para la energía fotovoltaica SAM cuenta con una amplísima base de datos de modelos de placas, células e inversores, entre otras entidades aportadas por la Comisión de Energía de California cuyos datos han sido obtenidos de testar los componentes en condiciones de operación al aire libre. La base de datos incluye módulos con diferentes tipos de células fotovoltaicas como silicio cristalino y Thin Film.

16.3 HIPÓTESIS DE DISEÑO

En este punto se detallan las asunciones y las hipótesis de diseño tomadas para cada uno de los proyectos tipo. En general el método empleado ha sido:

- A través del análisis realizado de la demanda en el Norte de Chile se definieron unas producciones determinadas (de agua desalinizada, calor de proceso, etc.)

- Luego de esto se realizó el diseño básico de la instalación solar (CSP o FV) que cubriría en cada caso la producción definida en el punto anterior

- Posteriormente se implementaron las instalaciones solares en SAM - Finalmente se simuló en SAM la parte solar y se utilizaron los resultados para conocer la

producción de cada proyecto

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16.3.1 Generación de electricidad para su inyección a la red

16.3.1.1 Mediante CSP CCP Este proyecto tipo busca cubrir la demanda creciente de energía eléctrica en el Norte de Chile. Se ha optado en un primer lugar por una planta muy estándar, que representara el estado del arte en la generación de electricidad mediante energía termosolar de colectores CCP. Sus parámetros de diseño se presentan justificados en la siguiente tabla. Parámetros de diseño Valor Justificación Potencia bruta 50 MWe Al tratarse de un proyecto tipo se ha optado por la

configuración más extendida para este tipo de plantas.

Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico por estar en estado de madurez comercial. Se ha analizado también torre central.

Múltiplo solar 2 Se explica más adelante. Número de lazos 132 El número de lazos viene dado por la tecnología

elegida y el múltiplo solar. Almacenamiento térmico 7,5 horas Se ha tomado un valor estándar en las plantas de

este tipo. Refrigeración del ciclo de potencia

Aire Para no limitar la viabilidad del proyecto a la presencia de una fuente de agua dulce se ha optado por aerorrefrigeración del bloque de potencia.

Tabla 133 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante CSP CCP

Respecto a la elección de tamaños de planta, éste es un análisis de detalle que depende fuertemente del recurso en la localización en la que se implanten los proyectos. Para ilustrar esto se ha realizado un cálculo paramétrico variando el múltiplo solar para las tres localizaciones. El múltiplo solar es un concepto de la tecnología CSP que representa el sobredimensionamiento de la parte solar y cuyo fin es alargar el número de horas de funcionamiento de la instalación. Podemos ver en la figura como el valor óptimo, el que resulta en un menor coste de la energía, es diferente según cada localización.

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Figura 57 Variación del múltiplo solar – Generación de electricidad CSP CCP

Se ha tomado un valor de 2 por ser el óptimo para la localización de mayor recurso, la Localización 3. El análisis realizado con el múltiplo solar se ha repetido para el número de horas equivalentes de almacenamiento térmico y podemos ver de nuevo cómo la forma de las curvas cambia considerablemente según la localización. Se ha elegido en este caso un valor de 7,5 por ser un estándar en este tipo de plantas y estar cercano al óptimo de la Localización 3.

Figura 58 Variación de las horas de almacenamiento térmico – Generación de electricidad CSP CCP

0.99

1.04

1.09

1.14

1.19

1.24

1.29

1.34

1.39

0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 2.2 2.4 2.6

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Múltiplo solar

Localización 1

Localización 2

Localización 3

0.99

1.00

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.06

1.07

1.08

1.09

4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Horas equivalentes de almacenamiento térmico

Localización 1

Localización 2

Localización 3

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16.3.1.2 Mediante CSP SRC Este proyecto tipo, al igual que el anterior, busca cubrir demanda de energía eléctrica. En este segundo lugar se ha presenta el otro tipo de central CSP en estado de madurez comercial, la tecnología de Sistema de Receptor Central (SRC) o conocida más comúnmente como planta de torre. Se ha optado de nuevo por una planta muy estándar, que representara el estado del arte en esta tecnología. Sus parámetros de diseño se presentan justificados en la siguiente tabla. Parámetros de diseño Valor Justificación Potencia bruta 50 MWe A fin de poder comparar mejor los resultados se ha

mantenido el mismo tamaño de planta que en el caso anterior.

Tecnología de captación SRC Se ha elegido torre central como una alternativa a cilindro parabólico de interés creciente principalmente en localizaciones de gran recurso y con necesidad de alto factor de planta..

Múltiplo solar 2,5 Se explica más adelante. Número de heliostatos 4.100 El número de heliostatos viene dado por la

tecnología elegida y el múltiplo solar. Almacenamiento térmico 10 horas Se ha tomado un valor estándar en las plantas de

este tipo. Refrigeración del ciclo de potencia

Aire Para no limitar la viabilidad del proyecto a la presencia de una fuente de agua dulce se ha optado por aerorrefrigeración del bloque de potencia.

Tabla 134 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante CSP SRC

Respecto a la elección de tamaños de planta, como se ha apuntado previamente, esto depende fuertemente de la localización en la que se vaya a implantar el proyecto. En cualquier caso se ha realizado este análisis -que se presenta en la figura a continuación- en la que se puede ver que la forma de las curvas varía según la localización.

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Figura 59 Variación de potencia bruta de salida – Generación de electricidad CSP SRC

Se ha tomado el valor de 50 MW al cumplirse lo siguiente: ser el óptimo económico de la localización 2 (ver figura anterior), estar muy cerca del óptimo para la localización 3 (55 MW) y coincidir con la potencia bruta del caso anterior. De esta manera se reducen las dispersiones al comparar dos proyectos CSP de tecnologías diferentes. También se realizó un análisis del óptimo para el múltiplo solar. Se observa en la figura que el valor óptimo para las localizaciones 2 y 3 se encuentra próximo a 2,5, que ha sido el elegido para el análisis.

Figura 60 Variación del múltiplo solar – Generación de electricidad CSP SRC

0.95

1.05

1.15

1.25

1.35

1.45

1.55

1.65

1.75

35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Potencia bruta de salida (MW)

Localización 1

Localización 2

Localización 3

0.90

1.10

1.30

1.50

1.70

1.90

0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Múltiplo solar

Localización 1

Localización 2

Localización 3

Producto 3 - Final


Se presenta a continuación la variación de horas de almacenamiento en la que se puede observar que el óptimo se alcanza para valores cada vez mayores según el recurso va mejorando. Se optó por un valor de 10 por ser un estándar en este tipo de plantas y no representar una diferencia significativa entre las localizaciones.

Figura 61 Variación de las horas de almacenamiento térmico – Generación de electricidad CSP SRC

16.3.1.3 Mediante central de carbón hibridada con CSP CCP Este proyecto tipo representa una diferencia con los demás al plantear una solución de hibridación entre dos tecnologías de generación de electricidad, una planta de combustión de carbón y el campo solar de una termosolar de CCP. Lo que se ha hecho es tomar un tamaño de planta de combustión de carbón tipo en el Norte de Chile y suponer que se sustituye el precalentamiento de alta del vapor por un campo solar de colectores CCP. Sin embargo se ha asumido que la planta puede alternar entre extraer el vapor de la turbina de la planta de carbón y aportarlo por solar no viéndose perjudicado el rendimiento del ciclo de vapor cuando la parte solar no esté disponible o esté a carga parcial. Los parámetros de diseño se presentan en la tabla siguiente justificados. Parámetros de diseño Valor Justificación Potencia bruta

- Central de carbón

- CSP CCP

150 MWe 9,1 MWe eq.

Central de carbón considerada tipo en el Norte de Chile. Potencia eléctrica equivalente de la parte solar que puede sustituir al precalentamiento de alta temperatura de la central de carbón.

0.98

1.03

1.08

1.13

1.18

1.23

1.28

4 6 8 10 12 14 16

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Horas equivalentes de almacenamiento

Localización 1

Localización 2

Localización 3

Producto 3 - Final


Parámetros de diseño Valor Justificación Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico porque se adapta mejor

a tamaños de planta menores. Múltiplo solar 1,2 Se ha tomado este valor por ser el estado del arte en

plantas sin almacenamiento, en las que el múltiplo solar no puede aumentarse tanto.

Número de lazos 16 El número de lazos viene dado por la tecnología elegida y el múltiplo solar.

Almacenamiento térmico No Se ha optado por no tener en cuenta almacenamiento térmico por no aumentar la complejidad de la instalación de hibridación.

Refrigeración del ciclo de potencia

Aire Se ha optado de nuevo por aero-refrigeración del bloque de potencia.

Tabla 135 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante Carbón hibridado con CSP CCP

A pesar de estar limitado por el aporte térmico necesario para sustituir la etapa de precalentamiento de la central de carbón se ha hecho un análisis paramétrico del tamaño de la parte solar. Se presenta en la figura siguiente la variación de potencia eléctrica equivalente de salida y se puede observar que a pesar de no tener gran variación el mínimo se alcanzaría para potencias algo mayores.

Figura 62 Variación de potencia eléctrica equivalente solar – Generación de electricidad mediante Carbón hibridado con CSP CCP

16.3.1.4 Mediante FV El objetivo de este proyecto tipo, al igual que los anteriores, es la generación de energía eléctrica, en este caso mediante tecnología fotovoltaica. Las hipótesis de diseño en esta ocasión han

0.99

1.01

1.03

1.05

1.07

1.09

1.11

1.13

1.15

4 9 14 19 24 29

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Potencia eléctrica equivalente solar (MW)

Localización 1

Localización 2

Localización 3

Punto de diseño

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buscado minimizar el coste de inversión optando por una planta fija de paneles de silicio cristalino. Sus parámetros de diseño se presentan justificados en la siguiente tabla. Parámetros de diseño Valor Justificación Potencia bruta 25 MWe Se ha optado por un tamaño de planta

intermedio que no representara una gran inversión ni una gran ocupación del terreno.

Tecnología de captación FV de Si monocristalino

Se ha elegido la tecnología fotovoltaica más contrastada con un menor coste de inversión.

Tipo de seguimiento Fijo Se ha elegido la tecnología fotovoltaica más contrastada con un menor coste de inversión si bien para un análisis específico se analizará seguimiento a un eje.

Orientación de los paneles - Inclinación

- Azimut

Igual a la Latitud Norte

Respecto a la inclinación, se ha optado por esta configuración al estar probada la optimización del recurso solar recibido. Respecto al azimut, éste debe ser Norte al situarse en el hemisferio Sur.

Tabla 136 Parámetros de diseño – Generación de electricidad mediante FV

Respecto a la búsqueda del óptimo en el tamaño de planta, en el caso de fotovoltaica este análisis no tendría sentido ya que una instalación más grande puede considerarse como replicaciones de instalaciones menores.

16.3.1.5 Bombeo de agua El objetivo de este proyecto es cubrir una necesidad por parte de las empresas mineras, cuya explotación se produce en las zonas altiplánicas, de agua (de mar o desalinizada) para el uso en sus procesos. Debido a las dificultades asociadas al uso de los recursos hídricos disponibles en las proximidades de las mineras lleva a analizar la posibilidad de realizar un bombeo de agua desde la zona costera. La principal hipótesis de diseño de este proyecto tipo es implementar una instalación solar cuya generación de energía eléctrica sirva únicamente para el suministro de una estación de bombeo. Para conocer el consumo de este tipo de instalaciones son necesarios el caudal a bombear y la altura a cubrir. Analizando las necesidades de las grandes empresas mineras se ha definido un caudal de: 0,5 m3/s (aproximadamente 2 mill. de litros a la hora) y se ha supuesto que cada estación de bombeo cubre generalmente un tramo de 1000 m; con lo que queda definida nuestra instalación. Para el cálculo de la potencia de bombeo se ha aplicado la ecuación de continuidad y la ecuación de Bernouilli, suponiendo fluido incompresible a su paso por la bomba, y velocidad del fluido constante. Según estas premisas la potencia eléctrica se determina de la siguiente forma:

?@A�@� BCD(?) = E · ∆& G

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Donde: Q (m3/s), es el caudal volumétrico del agua; ∆P (Pa), es la caída de presión total en el circuito; y G (adim), es el rendimiento global de la bomba (mecánico y eléctrico).

∆& = � ∆&��

�HI= � JK · L · ,�<2 · M� N�O P

�

�HI

Siendo: f (adim), factor de fricción; ρ (kg/m3), densidad del fluido; vi (m/s), velocidad del fluido en el tramo i; Li (m), longitud total de los tramos rectos de tubería en tramo i; D (m), diámetro interior de la tubería en el tramo i.

16.3.1.6 Mediante CSP CCP Teniendo en cuenta los cálculos expuestos previamente se diseñó la instalación según los siguientes parámetros de diseño. Parámetros de diseño Valor Justificación Capacidad de bombeo 0,5 m3/s a

1000 m Análisis de demanda de las grandes mineras.

Potencia bruta 11 MWe Viene dado por el punto de diseño de la instalación de bombeo.

Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico por estar en estado de madurez comercial y adaptarse a plantas de reducido tamaño.

Múltiplo solar 2 Se ha optado por un valor alto para aumentar el número de horas de trabajo de la instalación en su punto de diseño.


Almacenamiento térmico 7,5 h Para aumentar la cantidad de agua bombeada y la inercia del sistema.

Refrigeración del ciclo de potencia

Aire Se ha optado de nuevo por aerorrefrigerado.

Tabla 137 Parámetros de diseño – Bombeo de agua mediante CSP CCP

Respecto a la elección de tamaño de planta, en este caso no se podría buscar el óptimo ya que está limitado por la demanda que ha de cubrirse.

16.3.1.7 Mediante FV Teniendo en cuenta los cálculos expuestos previamente se diseñó la instalación según los siguientes parámetros de diseño. Parámetros de diseño Valor Justificación

Producto 3 - Final


Capacidad de bombeo 0,5 m3/s a 1000 m

Análisis de demanda de las grandes mineras.

Potencia bruta 10 MWe Viene dado por el punto de diseño de la instalación de bombeo.

Tecnología de captación FV de Si monocristalino

Se ha elegido la tecnología fotovoltaica más contrastada con un menor coste de inversión.

Tipo de seguimiento Fijo Se ha elegido la tecnología fotovoltaica más contrastada con un menor coste de inversión si bien el seguimiento a un eje también es razonable.


- Azimut



Tabla 138 Parámetros de diseño – Bombeo de agua mediante FV


16.3.2 Desalinización

16.3.2.1 Introducción El objetivo de este proyecto es cubrir las necesidades crecientes en agua desalinizada, tanto por parte de las empresas mineras como de la sociedad chilena en general. Al igual que en el caso anterior, tienen influencia las dificultades asociadas al uso de los recursos hídricos disponibles en el Norte de Chile. Se ha supuesto, tras un análisis de la demanda presentado en puntos anteriores, que las necesidades de agua desalinizada se corresponden con una planta que sea capaz de suministrar una minera grande, generando 0,5 m3/s.

16.3.2.2 Multi-Efecto (MED) mediante CSP CCP Una planta MED se compone de varias etapas, en las que se consigue la ebullición del agua a través de presiones sucesivamente más bajas. Los mayores consumos de estas plantas se deben a la energía térmica a aportar al agua de mar y al consumo eléctrico de las bombas que se usan para impulsar la misma. Lo que se ha hecho en este caso para dimensionar la instalación es suponer que la planta de CSP CCP ha de generar la energía térmica necesaria para aportar al agua de mar. Se ha tomado que la desalinización MED consume 145 MJ/m3 (23), con lo que la planta de CSP ha de aportar 72,5 MW térmicos mediante el calor generado en su campo solar. En función de esto se ha dimensionado la instalación tomando los parámetros de diseño presentados en la siguiente tabla.

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Parámetros de diseño Valor Justificación Producción desalación 0,5 m3/s Análisis de demanda de las grandes mineras. Potencia bruta CSP 72,5 MWt Viene dado por el punto de diseño de la

instalación de desalación. Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico por estar en

estado de madurez comercial y adaptarse a plantas de generación de calor de proceso.

Múltiplo solar 2 Se ha optado por un valor alto para aumentar el número de horas de trabajo de la instalación en su punto de diseño, aumentando con ello la cantidad de agua desalinizada.


Almacenamiento térmico 7,5 horas Con el fin de aumentar la cantidad de agua desalinizada se ha optado por el almacenamiento térmico de 7,5 h, al ser del estado del arte en estas plantas.

Tabla 139 Parámetros de diseño – Desalinización Multi-Efecto (MED) mediante CSP CCP

Se ha realizado en este caso de nuevo un análisis del tamaño óptimo de planta, cuyos resultados se presentan gráficamente en la figura siguiente. Como se puede observar, aunque con un efecto muy reducido, el mínimo se alcanzaría para un tamaño de planta ligeramente menor, sin embargo en este caso éste viene impuesto por la demanda y no puede modificarse.

Figura 63 Variación de la potencia térmica de diseño – Desalinización mediante CSP CCP

16.3.2.3 Ósmosis Inversa (RO) mediante FV

0.998

1.018

1.038

1.058

1.078

1.098

40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Potencia térmica de diseño (MWt)

Localización 1

Localización 2

Localización 3

Punto de diseño

Producto 3 - Final


La ósmosis inversa se sirve de la reversibilidad del proceso natural que tiende a igualar las concentraciones de dos concentraciones creando una diferencia de presión entre ellas conocida como osmótica. Las plantas de ósmosis, mediante el bombeo, aumentan la presión a uno de los lados de una membrana (que deja pasar agua pero no sales) para que el agua circule de la disolución más concentrada a la menos concentrada, siendo ésta desalinizada. Lo que se ha supuesto es entonces que la planta fotovoltaica en cuestión debe generar la energía eléctrica suficiente para producir la cantidad de agua citada. Se ha tomado que cada m3 desalinizado consume 4,5 kWh (23), por lo que la planta fotovoltaica deberá tener una potencia de 5,5 MWe. Tomando esta referencia se han elegido los parámetros de diseño de la instalación que se presentan en la tabla siguiente. Parámetros de diseño Valor Justificación Producción desalación 0,5 m3/s Análisis de demanda de las grandes mineras. Potencia bruta 9 MWe Viene dado por el punto de diseño de la instalación

de bombeo. Tecnología de captación FV de Si

monocristalino Se ha elegido la tecnología fotovoltaica más contrastada con un menor coste de inversión.

Tipo de seguimiento Fijo Se ha elegido la tecnología fotovoltaica más contrastada con un menor coste de inversión. Si bien para un caso concreto se analizará seguimiento a un eje.


- Azimut



Tabla 140 Parámetros de diseño – Desalinización por RO mediante FV


16.3.3 Calor de proceso

16.3.3.1 Mediante CSP CCP Tras un análisis de la demanda de las diferentes empresas mineras presentado en puntos anteriores se ha identificado como unidad de la necesidad de calor de proceso una potencia de 30 MW térmicos. Se supone entonces que el campo solar de la instalación de cilindro parabólico generará el aporte térmico que permitiría cubrir esta necesidad. Partiendo de esa base se ha diseñado la instalación según los siguientes parámetros.

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Parámetros de diseño Valor Justificación Demanda energía minera 30 MWt

(a 90 ºC) Viene dado por el análisis de demanda.

Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico por estar en estado de madurez comercial y adaptarse a plantas de generación de calor de proceso a las temperaturas de interés en esta aplicación.



Almacenamiento térmico 7,5 horas Con el fin de aumentar la cantidad de calor generado se ha optado por el almacenamiento térmico de 7,5 h, al ser del estado del arte en plantas de CSP CCP.

Tabla 141 Parámetros de diseño – Generación de calor de proceso mediante CSP CCP

A pesar de estar limitado por el punto de diseño, extraído del análisis de la demanda realizado previamente se ha hecho un análisis paramétrico de la potencia térmica a aportar. Se muestra en la gráfica siguiente en la que podemos ver que a pesar de no tener una gran variación en el óptimo, éste se encuentra en los alrededores de 30 MWt.

Figura 64 Variación de la potencia térmica de diseño – Generación de calor de proceso mediante CSP CCP

0.999

1.009

1.019

1.029

1.039

1.049

1.059

1.069

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

LCO

E ad

imen

sion

aliz

ado

Potencia térmica de diseño (MWt)

Localización 1

Localización 2

Localización 3

Punto de diseño

Producto 3 - Final


16.3.4 Cogeneración

16.3.4.1 Introducción El objetivo de la cogeneración es aunar en una misma instalación la cobertura de dos necesidades. Se entiende que la instalación solar será implementada para dar servicio a una minera, a la cual aportará:

- Calor y electricidad, o - Agua desalinizada y electricidad

Gracias a las temperaturas relativamente bajas a las que demanda calor la industria minera, sería posible emplear un ciclo Rankine modificado, aprovechando todo el calor de condensación (que habitualmente se disiparía en el aire) para el proceso industrial. En un primer caso sería aportado para cualquier uso y en el segundo para la generación de agua desalinizada. Se ha tenido en cuenta en todo caso una extracción de vapor de turbina para mantener el aporte térmico constante aún en régimen de carga parcial de turbina. Se incluye a continuación un diagrama de proceso.

Figura 65 Diagrama de proceso de los proyectos de cogeneración

De esta manera se supone que el proyecto tipo será una instalación asimilable a una planta de CSP CCP para la generación de electricidad, que empleará un bloque de potencia modificado, de forma que se cumplan las necesidades descritas.

16.3.4.2 De calor y electricidad mediante CSP CCP En este caso se ha considerado de prioridad la generación de calor de proceso, necesidad que será cubierta en primer lugar aun cuando la instalación se encuentre en carga parcial. Se ha tomado entonces un punto de diseño dado por la tabla siguiente.

Producto 3 - Final


Parámetros de diseño Valor Justificación Demanda energía minera

- Térmica - Eléctrica

30 MWt 8,5 MWe

Viene dado por el análisis de demanda, la priorización del calor sobre la electricidad y de las limitaciones técnicas de la cogeneración.

Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico por estar en estado de madurez comercial y adaptarse a plantas de generación de calor de proceso a las temperaturas de interés en esta aplicación.



Almacenamiento térmico 7,5 horas Con el fin de aumentar la cantidad de agua desalinizada se ha optado por el almacenamiento térmico de 7,5 h, al ser del estado del arte en estas plantas.

Tabla 142 Parámetros de diseño – Cogeneración de calor y electricidad mediante CSP CCP

El análisis del óptimo sería equivalente al realizado previamente para calor de proceso en el que se comprobó que el punto de diseño del aporte térmico se situaba en las cercanías del óptimo.

16.3.4.3 De agua desalinizada y electricidad mediante CSP CCP En este caso se ha considerado de prioridad la generación de agua desalinizada, de forma que será esta demanda la que será cubierta en primer lugar en caso de que la instalación se encuentre en carga parcial. Para el punto de diseño se ha utilizado el mismo valor de referencia del consumo de energía térmica de la desalación MED que se explicó en puntos anteriores. Se ha tomado entonces un punto de diseño dado por la tabla siguiente. Parámetros de diseño Valor Justificación Producción de agua desalada 0,5 m3/s Viene dado por el análisis de demanda.

Demanda energía desalación - Térmica - Eléctrica

72,5 MWt 2,7 MWe

Viene dado por el análisis de demanda, la priorización del calor para el agua desalinizada sobre la electricidad y de las limitaciones técnicas de la cogeneración.

Tecnología de captación CCP Se ha elegido cilindro parabólico por estar en estado de madurez comercial y adaptarse a plantas de generación de calor de proceso.



Producto 3 - Final


Parámetros de diseño Valor Justificación Almacenamiento térmico 7,5 horas Con el fin de aumentar la cantidad de agua

desalinizada se ha optado por el almacenamiento térmico de 7,5 h, al ser del estado del arte en estas plantas.

Tabla 143 Parámetros de diseño – Cogeneración de calor y electricidad mediante CSP CCP

El análisis del óptimo sería equivalente al realizado previamente para agua desalinizada en el que se comprobó que el punto de diseño del aporte térmico se situaba ligeramente por encima del óptimo.

Producto 3 - Final


17 ANEXO XII: REUNIONES CON EMPRESAS Para seleccionar proyectos factibles se ha contactado a diversas compañías mineras y se han obtenido las respuestas que se describen en la siguiente tabla. Los criterios que se han tenido en cuenta para seleccionar los proyectos son:

- Interés del cliente final - Interés del desarrollador - Compatibilidad con créditos concesionales - Bancabilidad del proyecto (requisitos mínimos):

o Recursos necesarios: Disponibilidad de suelo, o Permisos: Concesiones mineras, etc. o Viabilidad ambiental (línea base p.ej.)

- Solvencia del cliente y el promotor Empresa Contacto Respuesta Collahuasi Diego Lizana

[email protected] Sin respuesta. Adjudicaron planta de 25 MW Fotovoltaica y han implementado cogeneración en unidades de generación de respaldo.

Soquimich Pablo Altimiras [email protected]

Existe interés, pero a la fecha aún no ha sido posible coordinar una reunión para confirmar la participación (fecha estimada marzo 2013).

Codelco Norte Sergio Illanes [email protected]

La empresa está focalizada en la explotación minera, aunque se ha avanzado en energía solar en aquellas situaciones consideradas costo-efectivas. En Gaby se ha licitado y adjudicado un contrato de suministro de energía solar para calentar electrolito. En Ojos de San Pedro se realizó un estudio para hibridar una planta fotovoltaica con el sistema de bombeo de agua de los pozos que allí operan, etc.

MEL Mauricio Rebolledo [email protected]

Hasta la fecha no existe respuesta de unidades.

Xstrata Lomas Bayas

Bernardo Tapia [email protected]

La utilización de energías solares (CSP y FV) es considerada de interés en las siguientes áreas:

• Calor de Proceso • Bombeo de agua de mar, para sulfuros • Generación de energía Eléctrica

Los estudios se encuentran en etapa de pre-factibilidad. Aguas Antofagasta

Marcos Kútulas La utilización de proyectos distintos a los tradicionales en desalación y bombeo no está considerada.

EC-L Antoine Ferrant [email protected]

Se ha considerado un único proyecto, generación de calor mediante tecnología Fresnel para ser inyectado en paralelo a la turbina.

CAP Ricardo Birke Esperando respuesta para reunión informativa.

Producto 3 - Final


Empresa Contacto Respuesta SQM Tomas Esguep

[email protected] Existe interés, comunicado de manera no oficial. No se ha transmitido si se está realizando un estudio por parte de la compañía. Sin embargo, la utilización de energías solares es considerada de interés para las siguientes aplicaciones:

• Calentamiento de soluciones en pozas • Calentamiento de soluciones en planta • Bombeo de agua de mar

Tabla 144. Respuesta de compañías contactadas

Hasta la fecha no se han recibido confirmaciones e interés de otras compañías para realizar los estudios propuestos. Por la continuidad del proyecto se recomienda tomar la alternativa de Lomas Bayas, la cual se ha mostrado bastante colaborativa y dispuesta a implementar dichos proyectos si los resultados de los estudios son favorables. Entre las aplicaciones de interés de la empresa están: calentamiento de procesos, bombeo y desalación de agua. Dado que la compañía se encuentra sobre los 1.000 m.s.n.m, estos proyectos pueden ser replicados para otras compañías que se encuentran en la región de 1.000 a 2.000 m.s.n.m, la cual posee el mejor recurso solar, claridad de cielos y consumos eléctricos y de calor. Se espera que en marzo 2013, se concreten las reuniones con SQM y CAP y la confirmación de Codelco Norte, para realizar el estudio de calentamiento de procesos en el secado del concentrado. Los intereses de SQM están direccionados al bombeo y calor de procesos (calentamiento de piscinas de secado). Por parte de CAP, el interés es la desalación con una planta de 200 l/s con posibilidad de ampliación a 600 l/s y bombeo para sus procesos. El interés de Codelco está focalizado en calor de procesos para secado de concentrado. La empresa ya ha realizado estudios de bombeo en el altiplano y la adjudicación de calor de procesos en minera Gaby. La siguiente tabla, indica muestra los indicadores para realizar la selección de los proyectos para proceder a concretar los estudios de factibilidad técnica y económica de cada uno de ellos. Se ha asumido 3 como la puntuación más elevada y 1 la menor. Un asterisco en la columna de Bancabilidad indica la no existencia de información a este respecto para el proyecto considerado.

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto

Interés del cliente final

Interés del desarro-llador

Compatible con créditos concesiona-les

Banca-bilidad del proyecto

Solvencia del cliente y el promotor

Comentario

Calor minería CSP CCP

Xstrata Lomas Bayas 3 3 2 2 3 Interesa en realizar el estudio

Codelco Norte 3 3 2 2 3 Interesada en calor para secado de concentrado

Gaby 3 3 2 2 3 Proyecto ya licitado y adjudicado con sistema de placas planas

Radomiro Tomic 3 3 2 2 3

De acuerdo a estudio realizado en 2010, se está evaluando el uso de la energía solar para el calor de proceso

Minera Esperanza 1 3 2 2 3 Procesos solo de concentrado de cobre EL Tesoro 1 3 2 2 2 Proyecto CSP ya implementado

Mantos Blancos 1 2 2 2 2 No se tiene conocimiento de proyecto de esta línea

Minera Escondida 1 2 2 2 3 Procesos focalizado en concentrado de cobre

EL Abra 1 2 2 2 2 No ha sido posible contactar Spence 1 2 2 2 3 No ha sido posible contactar Barrick 1 2 2 2 3 No ha sido posible contactar EL Peñon 1 2 2 2 2 Sus procesos no requieren esta línea Quebrada Blanca 1 2 2 2 2 No ha sido posible contactar Collahuasi 1 2 2 2 3 No ha sido posible contactar

SQM 2 2 2 2 2 Muestra interés extraoficialmente, falta reunión de confirmación

Cerro Colorado 2 2 2 2 2 No ha sido posible contactar Tabla 145 Indicadores para la selección de proyectos – Calor minería CSP CCP

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto


Interés del desarro-llador




Comentario

Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP

Xstrata Lomas Bayas 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

Codelco Norte 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

Gaby 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

Radomiro Tomic 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

Minera Esperanza 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

EL Tesoro 1 1 2 * 2 No existe experiencia e información

Mantos Blancos 1 1 2 * 2 No existe experiencia e información

Minera Escondida 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

EL Abra 1 1 2 * 2 No existe experiencia e información

Spence 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

Barrick 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

EL Peñon 1 1 2 * 2 No existe experiencia e información

Quebrada Blanca 1 1 2 * 2 No existe experiencia e información

Collahuasi 1 1 2 * 3 No existe experiencia e información

Cerro Colorado 1 1 2 * 2 No existe experiencia e información Tabla 146 Indicadores para la selección de proyectos – Cogeneración (electricidad y agua) CSP CCP

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto


Interés del desarrolla-dor




Comentario

Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP

Xstrata Lomas Bayas 1 1 2 * 3 No existe interés

Codelco Norte 1 1 2 2 3 Implementado en el sistema actual

Gaby 1 1 2 * 3 No hay información

Radomiro Tomic 1 1 2 * 3 No hay información

Minera Esperanza 1 1 2 * 3 No hay información

EL Tesoro 1 1 2 * 2 No hay información

Mantos Blancos 1 1 2 * 2 No hay información

Minera Escondida 1 1 2 * 3 No existe interés

EL Abra 1 1 2 * 2 No hay información

Spence 1 1 2 * 3 No hay información

Barrick 1 1 2 * 3 No hay información

EL Peñon 1 1 2 * 2 No hay información

Quebrada Blanca 1 1 2 * 2 No hay información

Collahuasi 1 1 2 2 3 Implementado en sistema de generación de respaldo

Cerro Colorado 1 1 2 * 2 No hay información Tabla 147 Indicadores para la selección de proyectos – Cogeneración (electricidad y calor) CSP CCP

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto






Comentario

Desalinización RO PV

Xstrata Lomas Bayas 3 3 3 2 3 No se tiene información de bancabilidad del proyecto

Codelco Norte 1 1 2 2 3 No existe interés

Gaby 1 1 2 2 3 No hay información

Radomiro Tomic 1 1 2 2 3 No hay información

Minera Esperanza 1 1 2 2 3 Se realiza actualmente en la compañía (Osmosis)

EL Tesoro 1 1 2 2 2 Se realiza actualmente en la compañía (Osmosis)

Mantos Blancos 1 1 2 2 2 No hay información

Minera Escondida 1 1 2 2 3 Se realiza actualmente en la compañía (Osmosis)

EL Abra 1 1 2 2 2 No hay información

Spence 1 1 2 2 3 No hay información

Barrick 1 1 2 2 3 No hay información

EL Peñon 1 1 2 2 2 No hay información

Quebrada Blanca 1 1 2 2 2 No hay información

Collahuasi 1 1 2 2 3 No hay información

Cerro Colorado 1 1 2 2 2 No hay información

Aguas Antofagasta 1 1 2 2 2 No hay información

CAP 1 1 2 2 2 No hay información Tabla 148 Indicadores para la selección de proyectos – Desalinización RO PV

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto






Comentario

Desalinización MED CSP CCP

Xstrata Lomas Bayas 1 1 2 * 3 No existe información

Codelco Norte 1 1 2 * 3 No existe información

Gaby 1 1 2 * 3 No existe información

Radomiro Tomic 1 1 2 * 3 No existe información

Minera Esperanza 1 1 2 * 3 No existe información

EL Tesoro 1 1 2 * 2 No existe información

Mantos Blancos 1 1 2 * 2 No existe información

Minera Escondida 1 1 2 * 3 No existe información

EL Abra 1 1 2 * 2 No existe información

Spence 1 1 2 * 3 No existe información

Barrick 1 1 2 * 3 No existe información

EL Peñon 1 1 2 * 2 No existe información

Quebrada Blanca 1 1 2 * 2 No existe información

Collahuasi 1 1 2 * 3 No existe información

Cerro Colorado 1 1 2 * 2 No existe información

Aguas Antofagasta 1 1 2 * 2 No existe información

CAP 1 1 2 * 2 No existe información Tabla 149 Indicadores para la selección de proyectos – Desalinización MED CSP CCP

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto






Comentario

Generación de electricidad carbón hibr. CSP CCP

Xstrata Lomas Bayas 1 1 1 1 3 No existe interés

Codelco Norte 1 1 1 1 3 No existe interés


Radomiro Tomic 1 1 1 1 3 No hay información

Minera Esperanza 1 1 1 1 3 No existe interés

EL Tesoro 1 1 1 1 2 No existe interés

Mantos Blancos 1 1 1 1 2 No hay información

Minera Escondida 1 1 1 1 3 No existe interés



Barrick 1 1 1 1 3 No hay información



Collahuasi 1 1 1 1 3 No hay información


EC-L 2 2 1 1 3 Existe formulación de proyecto en Fresnel (Fase de proyecto)

Gener 1 1 1 1 2 No existe interés

Gas Atacama 1 1 1 1 2 No existe interés Tabla 150 Indicadores para la selección de proyectos – Generación de electricidad carbón hibr. CSP CCP

Producto 3 - Final


Tipología Proyecto






Comentario

Bombeo de Agua (PV)

Xstrata Lomas Bayas 3 3 2 1 3 Existe interés confirmado

Codelco Norte 2 2 2 1 3 Ya realizaron estudios


Radomiro Tomic 1 1 2 1 2 No hay información Minera Esperanza 2 2 2 1 3 Existe interés en forma extraoficial

EL Tesoro 1 1 2 1 2 No existe interés

Mantos Blancos 1 1 2 1 2 No hay información Minera Escondida 2 2 2 1 3 Existe interés en forma extraoficial



Barrick 2 2 2 1 3 Existe interés en forma extraoficial



Collahuasi 2 2 2 1 3 Existe interés en forma extraoficial


Aguas Antofagasta 2 2 2 1 2 No existe interés

CAP 2 2 2 1 3 Existe interés en forma extraoficial Tabla 151 Indicadores para la selección de proyectos – Bombeo de Agua (PV)

Producto 3 - Final


18 ANEXO XIII: IMPLANTACIÓN INTERNACIONAL DE LOS PROYECTOS

ANALIZADOS Se ha recopilado la experiencia internacional para las tipologías de proyectos considerados. Dichos proyectos plantean en ocasiones soluciones tecnológicas novedosas de forma que el estado de implantación de los proyectos puede variar entre la madurez comercial y la demostración o la pre-viabilidad. La siguiente tabla presenta los proyectos existentes en el mundo representativos de cada uno de los proyectos tipo analizados. Finalidad Tecnología Estado Proyectos en el mundo

Generación de electricidad

CSP CCP

Implantada sobre todo en España y EEUU. Es la tecnología CSP para producción eléctrica más extendida.

Solo España: (24) Plantas en operación: >30 Potencia instalada: >1500MW, Resto Mundo: (25) (26) Plantas en operación: >50 Potencia instalada >2000MW

CSP SRC

Implantada y con desarrollo de proyectos en varios países. Plantas en operación: 9 Plantas en construcción: 6

A nivel mundial: (25) En operación: >60MW En construccion: >600MW

FV

Tecnología de aprovechamiento solar más madura y con mayor track-record. Implantada a nivel mundial, con miles de plantas en operación.

Orden de potencia instalada: > 65.000MW (27)

Hibridación Solar-Fósil

Gran parte de las tecnologías están finalizando la fase de demostración comercial y ya se están planteando proyectos industriales a nivel internacional Varias posibilidades y tecnologías disponibles:

- Hibridación solar-carbón

- Hibridación solar-gas

- Hibridación solar-biomasa

Hibridación solar-carbón: Kogan Creek (Australia): (28) 750MW, 44 MW solar Hibridación solar-gas: (25), (26) Kuraymat, Egipto: 127MW, 20 MW solar New Energy Argelia: 140MW, 25 MW solar Ain Beni Mathar, Marruecos: 230MW, 20MW solar Hibridación solar-biomasa: (29) Les Borges Blanques (España): 22MW, 22MW solar.

Producto 3 - Final


Finalidad Tecnología Estado Proyectos en el mundo

Bombeo de agua

CSP CCP

No existen plantas comerciales dedicadas per se al bombeo de agua, pero puede considerarse como demostración cualquier planta CSP convencional, puesto que los grupos de bombeo de la planta son alimentados por la energía eléctrica producida en la planta.

Misma experiencia que el caso de plantas de generación eléctrica. Los consumos auxiliares correspondientes a bombeo dentro de las plantas pueden significar el 8% de la potencia total producida

FV

Viabilidad demostrada durante la década de los 80, con la aparición de la tecnología FV. Extendida para aplicaciones de pequeña potencia con demandas residenciales. Actualmente en desarrollo para la mejora de rendimientos y abaratamiento de la tecnología.

Pequeños proyectos de investigación para localizaciones aisladas y con alto recurso solar. Ejemplos:

- Oran, Algeria (1500Wp) (30) - Mousel, Bahrein. (5632Wp).

(31) - Arabia Saudi (980Wp). (32)

Desalinización

CSP CCP

Instalaciones de demostración y ensayo, con capacidades inferiores a 100 m3/día. Viabilidad tecnológica demostrada. Reducción de costes y requisitos energéticos para introducción a nivel industrial.

Proyectos de experimentación y validación. Ejemplos: (33)

- Takami Island, Japón (1977), capacidad 20 m3/día.

- Abu Dabi, UAE (1984), capacidad 80 m3/día.

- PSA, España (2004), capacidad 72 m3/dia.

FV

Instalaciones de demostración y ensayo, con capacidades inferiores a 100 m3/día. Viabilidad tecnológica demostrada. Reducción de costes y requisitos energéticos para introducción a nivel industrial.

Proyectos de experimentación y validación. Ejemplos: (33)

- Jeddah, Arabia Saudi (1980), capacidad 54 m3/día.

- Baja California Sur, Mexico (2003), capacidad 19 m3/día.

- Sicilia, Italia (2005), capacidad 36 m3/día.

Producto 3 - Final


Finalidad Tecnología Estado Proyectos en el mundo

Calor para minería

CSP CCP18

Complementariamente a las aplicaciones en Chile mencionadas en el informe, existen otras industrias que ya están empezando a implementar y probar la producción de calor para fines industriales, y son las que se toman como referencia.

Proyectos de evaluación de la producción solar en instalaciones reales:

- Campus Dürr, Stuttgart, Alemania. Industria automóvil, 180ºC. (34)

- El Nasr pharmaceutical, El Cairo, Egipto. Industria farmaceútica, 175ºC. (35)

- Thisted, Dinamarca. District heating, 140ºC. (36)


CSP CCP

No existen proyectos industriales en construcción para tecnología de concentración solar como única fuente primaria.

En fase de desarrollo conceptual y simulación.


CSP CCP

No existen proyectos industriales en construcción para tecnología de concentración solar como única fuente primaria.

En fase de desarrollo conceptual y simulación.

Tabla 152 Implantación internacional de proyectos analizados

18 Si bien es posible realizar este tipo de instalaciones sin concentración solar, se ha optado por la alternativa CCP para un primer análisis, en una fase de estudio más detallado se consideraría también generación de calor sin concentración.

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