La sustentabilidad energética de BHP Billiton

Estrategia busca otorgar un sustento seguro y continuo a su mayor demanda por la incorporación de nuevos activos críticos, como una concentradora y una desaladora, y la dramática baja en las leyes de sus yacimientos, especialmente, de Escondida.

Por Alfredo Galleguillos C. // FOTOS BHP Billiton

“Si se mira el consumo energético por proceso minero, hoy el mayor consumo de energía eléctrica proviene de la concentradora, con 13,2 TWh, que representa el 60% de la energía demandada respecto de la demanda de los demás procesos mineros. Esta relación se mantendrá y acentuará al año 2026, en el que este consumo llegará a 22,34 TWh lo que representará el 65% de la demanda ese año. Esto se debe a que gran parte de los proyectos de expansión y nuevos proyectos mineros son de concentrados de cobre”.

La constatación de Cochilco en “Proyección de consumo de electricidad en la minería del cobre 2014 -2025”, refleja porqué las grandes mineras están abocadas a promover un incremento de la capacidad de generación de la matriz eléctrica en el país, no solo para asegurar potencia sino también reducir los costos por MW.

Es en Antofagasta donde la principal minera privada construye uno de sus proyectos que brindará la sustentabilidad energética que necesita en el largo plazo.

Relevancia

Dentro del portafolio de BHP Billiton destacan Minera Escondida, reconocida como la mayor productora de metal rojo en el mundo, y Pampa Norte (que incluye Cerro Colorado y Spence). En el segundo semestre de 2015, último período reportado por BHP Billiton, Escondida contribuyó con ingresos por US$2.197 millones, mientras que Pampa Norte con US$506 millones.

El total de ingresos por producción propia de cobre sumó US$3.926 millones en el citado semestre. En el mismo lapso de 2014 las rentas por cobre de BHP Billiton fueron de US$5.778 millones. La caída se explicó por US$1.500 millones de menor aporte de la principal faena cuprera de la australiana.

Variables clave

Las instalaciones de Escondida elaboran concentrado y cátodos en líneas que actualmente se encuentran en proceso de expansión para paliar la sostenida baja en las leyes del mineral.

De dos concentradoras, la empresa pasó a tres, tras el inicio de la operación de la nueva planta (OGP1) el pasado 7 de abril. OGP1 sumará 152.000 tpd a la capacidad actual de Escondida, alcanzando la mayor capacidad de procesamiento de cobre en el mundo 422.000 tpd. “La disponibilidad de insumos claves como energía y agua a precios competitivos son un objetivo importante para nuestro negocio de cobre”, señaló la compañía en su reporte de resultados del año fiscal 2015.

El recurso hídrico quedaría resuelto en el corto plazo con la entrada en régimen de la segunda planta desalinizadora en Puerto Coloso, al sur de Antofagasta, donde BHP Billiton ya posee una planta más pequeña, además de un puerto para el embarque de cobre.

Conocido como Escondida Water Supply (EWS), el proyecto de desaladora será el más grande del continente en su tipo. Considera una planta de osmosis inversa con capacidad para 2.500 litros por segundo, más un sistema de conducción de 170 kms de largo, entre Coloso y Escondida, ascendiendo desde la cota cero hasta los 3.100 msnm, donde se ubica la mina.

Impulsión

EWS no es trivial en cuanto a consumo de energía. El agua tratada en Coloso tendrá que cruzar el desierto y escalar la cordillera de Los Andes, hasta un embalse para 1 millón de m3. Clave para este diseño será un poderoso sistema de impulsión, distribuido en varias etapas, que a su vez demandará una cantidad importante de energía eléctrica. Según fuentes cercanas al proyecto, EWS requerirá la electricidad equivalente a la que consume toda la ciudad de Antofagasta.

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El documento de Cochilco establece que la desalinización e impulsión de agua “aumentará 5,6 veces su consumo (eléctrico) en el periodo 2015 – 2026; de 0,73 TWh en 2015 a 4,1 TWh en 2026, convirtiéndose en el segundo proceso luego de la concentración que más demandará energía con el 12% del consumo esperado ese año”.

Agrega Cochilco que “los proyectos probables, posibles y potenciales podrían empezar a adquirir significación en la demanda de electricidad el año 2019, alcanzando 4,4 TWh y al año 2026 un consumo de 10,8 TWh, explicando el 31,7% del consumo esperado”.

Generación sustentable

Es por ello que para garantizar el suministro que necesitará a futuro, BHP Billiton definió que la disponibilidad de generación eléctrica no podía dejarse a la suerte del mercado. Menos aún, hace meses, cuando el precio del MW era calificado como el más alto de los países de la región y, sobre todo, entre los más caros de los países productores de cobre.

Presentado por primera vez en 2006, el proyecto Kelar contemplaba la construcción de una central termoeléctrica a carbón en Mejillones. Si bien el estudio de impacto ambiental de la planta fue aprobado en 2007, BHP Billiton introdujo cambios en 2012 y sustituyó el carbón por gas natural. La nueva central de ciclo combinado obtuvo luz verde en junio de 2013. “Fue transformada en una planta de ciclo combinado a gas natural para contar con energía a través de una fuente más limpia”, afirmó la minera.

De acuerdo a la empresa, esta modificación se enmarcó dentro de su compromiso ambiental de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero bajo los niveles del año fiscal 2006. En el Reporte de Sustentabilidad de Minera Escondida para el año 2014, la empresa explicita su voluntad de alcanzar esta meta ambiental en el año fiscal 2017, que se extiende entre julio de 2016 y junio de 2017.

Modelo de negocio

Todo fue rápido. El Informe de Resultados del año fiscal 2015 de BHP Billiton recuerda que en noviembre selló un contrato con Korea Southern Power Co. y Samsung Construction & Trading Corp para construir la central Kelar.

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El modelo de negocios para desarrollar la termoeléctrica es conocido como BOOM, sigla en inglés para Build, Own, Operate y Maintain. Esta modalidad entrega a un tercero la responsabilidad de financiar, ejecutar, operar y mantener el proyecto, con el beneficio de tener una demanda futura garantizada. Al término del contrato, el activo puede pasar a manos del mandante o seguir con sus desarrolladores.

Con capacidad para generar 517 MW, la futura central Kelar –ubicada en Mejillones- se encuentra en la fase final de su construcción y comisionamiento. De ceñirse a los cronogramas, podría obtener luz verde para inyectar al SING durante 2017. La inversión total alcanza los US$600 millones.

GNL asegurado

Conforman la central dos unidades de generación provistas por la empresa francesa Alstom a un costo de 100 millones de euros, incluyendo un contrato de servicios. Se trata de turbinas a gas GT13E2 gemelas, las que cuentan con un nuevo quemador Advanced EnVironmental (AEV), el cual opera con variación continua de combustible para un funcionamiento flexible.

La ecuación de BHP Billiton no termina aquí, porque la termoeléctrica será abastecida por Gas Natural Fenosa (GNF). A plena capacidad, la central consumirá unos 2,7 millones de m3/día de GNL. Gas Natural Fenosa (GNF) trae el combustible desde Sabine Pass, terminal estadounidense de gasificación de GNL en el Golfo de México. Los barcos cruzan vía Canal de Panamá para llegar al Terminal de Regasificación de Mejillones, propiedad de Codelco y Engie. Desde ahí la red de gasoductos surte con el combustible a Kelar.

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