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La empresa de origen escocés y con presencia global viene llevando adelante una transición de fabricante a integrador de tecnología y acaba de firmar un contrato para abastecer de 25MW a la minera Gold Flields en el norte de Chile.
La empresa de servicio de energía modular y móvil Aggreko firmó un contrato con la minera Gold Fields para proporcionar una solución híbrida de 25 MW de energía solar y térmica en la mina Salares Norte, ubicada en el departamento de Atacama, en el norte de Chile. La solución fue diseñada para abastecer de energía a toda la mina, que se encuentra a 190 kilómetros de la ciudad más cerca y a 4.500 metros de altura. Se trata del proyecto híbrido más importante que emprende Aggreko en América Latina.
“La operación completa consume aproximadamente 15 MW, entonces lo que estamos instalando es una planta térmica de 16 MW, con generadores diésel, debido a que como está a 4500 metros de altura, hay menos oxígeno y las máquinas performan menos. Por lo tanto hay que instalar más capacidad para llegar a tener efectivo los 15 MW. Y además, vamos a instalar una planta solar de 10 MW. En realidad son tres plantas solares conectadas, debido a que hubo que adaptarse a la disponibilidad del terreno que ofrece la montaña”, señaló a EconoJournal Pablo Varela, Director Ejecutivo de Aggreko para Latinoamérica y el Caribe.
De fabricante a integrador de energía
A partir de los desafíos que plantea la transición energética hacia fuentes más amigables con el medio ambiente, Aggreko viene llevando adelante a nivel global un proceso de reconversión de ser una empresa fabricante de tecnología para constituirse en integradora de energía.
El contrato firmado con Gold Fields en Chile es un ejemplo de esta reconversión, ya que permite ofrecer una solución híbrida lo suficientemente flexible de acuerdo a lo que resulte más conveniente, según las circunstancias.
“A lo largo del tiempo que dura el contrato podemos ir modificando la tecnología en función de la que sea más eficiente. Comenzamos con un híbrido de diésel y solar pero seguramente dentro de cinco años quizás sea más eficiente instalar una batería que reduzca la penetración solar y por lo tanto consuma menos combustible. A partir de la experiencia global con la que contamos, ese cambio lo podemos viabilizar fácilmente. A Gold Fields lo ayuda mucho nuestro modelo, porque en lugar de embarazarse comprando una máquina que le dura diez años, contratan a Aggreko, que le asegura que va a ir cambiando para adaptarse a lo que más convenga”, apunta Varela.
Para llevar adelante esta transición hacia un integrador de energía, fue trascendental la adquisición que hizo tres años atrás Aggreko de la empresa Younicos, especializada en software y en gestión de baterías. Desde entonces, la compañía cuenta con el know how adecuado para que en una misma planta híbrida puedan “conversar” las diferentes tecnologías.
En ese sentido Varela se muestra optimista acerca de los alcances que se pueden llegar a lograr en la operación de Salares Norte. “Una de las cosas más positivas que tiene este proyecto es que está en el desierto de Atacama, que es una región con una de las mejores irradiaciones solares del mundo. Estimamos que la penetración solar va a andar en alrededor del 20% del total de la generación de energía, lo cual es muy bueno en promedio. La planta solar está siempre conectada. Durante el día, el sol sale a las 8 de la mañana, hace una campana de subida y bajada y el diésel se adapta a eso. La prioridad de despacho la tiene el solar y entonces cualquier cosa que venga solar, la planta lo toma y el diésel hace el resto. De este modo, la planta va apagando máquinas diésel hasta que cuando está en el pico solar se intenta que genere sólo solar, manteniendo sólo algunas máquinas diésel rodando en vacío, por si aparece alguna nube. Esta última parte es la que en el llano la hacemos con baterías. Lo que hacemos en otras aplicaciones es apagar todo el térmico y trabajamos solar y batería durante el día”, explica.
El rol de las baterías
La utilización de baterías es uno de los elementos que caracteriza a las soluciones híbridas que ofrece Aggreko a sus clientes. Pero en el caso específico de la planta que está construyendo para Gold Fields por el momento no puede recurrir a ese tipo de tecnología por las particularidades geográficas y climáticas que presenta la zona donde está alojada la mina de Salares Norte.
Sucede que las baterías contienen unos inversores que son los que cambian la corriente de alterna a continua. Pero esos inversores no funcionan de manera eficiente cuando se encuentran a más de 3.000 metros de altura. Sin embargo, desde Aggreko aseguran que esa situación puede modificarse en un futuro cercano. “Parte del compromiso que asumimos con Gold Field es empezara desarrollar inversores para poder implementar baterías en la altura en la que se encuentra la mina de Salares Norte”, indica Varela.
“Otra opción sería hacer cuatros presurizados, ya que el problema principal es la presión atmosférica, y meter las baterías adentro. Pero ahí hay muchas variables que entran en juego. Y para nosotros es muy fácil agregar una batería. Entonces decidimos empezar así y quizás dentro de seis meses le metemos una batería. Esa es parte de la flexibilidad que nos otorga el contrato”, completa.
-En el caso de que surja una logística o una infraestructura que permita una transición del diésel hacia el gas natural, ¿la tecnología que ustedes están utilizando permite esa flexibilidad o tendrían que reemplazar esos equipos por unos nuevos?
-Las máquinas que tenemos permiten hacer un 50% gas y un 50% diésel. Es decir que con la misma instalación le podríamos subir gas y hacer un 50 y 50. Lo cual es bastante bueno porque si se quiere mantener la confiabilidad en el caso de que la cadena de gas se corte, permite que siga funcionando sólo con diésel. Pero para hacerlo cien por ciento gas deberíamos cambiar las máquinas, que es algo que nuestro modelo de negocio también lo permite. Porque si me devuelven las 20 máquinas diésel yo las reaplico en alguna otra parte del negocio. En esta estrategia de transición energética las máquinas diésel las vamos a seguir usando pero cada vez más en aplicaciones que duran pocas horas. En tanto que todas las operaciones que funcionen 24 horas van a ir tendiendo más al gas en forma híbrida con otras aplicaciones.
-En el global de los proyectos que ustedes comercializan, ¿qué participación tienen las soluciones híbridas? ¿Es importante o sigue constituyendo una parte marginal del negocio?
-Es importante y cada vez más. Nuestros principales mercados son petróleo, minerías y empresas eléctricas en general. En los dos primeros, la gran mayoría de nuestras aplicaciones son en islas. La inmensa mayoría de estas islas suelen ser híbridas, me animo a decir que vamos a alcanzar el 90% en muy poco tiempo. Muchos clientes que hoy están solo con diésel, ya le estamos empezando a agregar una batería. Algún tipo de hibridez ya es necesaria y la estamos justificando. Híbrido puede ser un térmico con una batería y de acuerdo a la duración del proyecto vamos viendo si conviene meterle renovable o no. Lo que pasa con las renovables es que para instalar solar o eólico se necesita un horizonte de tiempo de por lo menos diez años. Muchos proyectos no llegan a esa duración y por eso la parte renovable no entra. Pero la batería está entrando en proyectos de dos años.
-¿Cree que en los desarrollos hidrocarburíferos también puede darse que en un futuro mediato el mercado demande soluciones híbridas?
-La respuesta a eso es un sí rotundo. Las grandes petroleras tienen una presión del mercado muy fuerte en favor de la transición energética. Porque ven que van a conseguir plata más barata si apuntan a una estrategia de renovables. A nosotros nos encanta todo eso pero también tenemos que ir al ritmo de nuestros clientes. No podemos ofrecerle al cliente algo que no puede pagar hoy porque no está preparado. Entonces ahí se da lo interesante de este mix. Muchos de nuestros clientes globales petroleros están en la misma línea. En Argentina estamos trabajando con algunos de ellos. Tenemos una batería en Pampa Energía funcionando en el sur para reducir el consumo de gas. Están interesados y estamos conversando en cómo hacerlo. Obviamente todo esto se da dentro de un mercado competitivo. Por lo tanto, no se puede triplicar el costo para cumplir con esa transición. Es un mix entre ambas cosas pero es una realidad que está viniendo cada vez más fuerte.
econojournal
