Entre ellos, se destacó el uso de un reservorio intermedio para desplazamiento de carga, que permitió una reducción inmediata del 29% en los costos operativos.
La creciente adopción de agua de mar en la minería chilena, impulsada por la escasez hídrica en zonas áridas y regulaciones ambientales más estrictas, está elevando considerablemente la demanda energética del sector, especialmente en los sistemas de transporte del recurso. Ante este desafío, investigadores del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción desarrollaron un modelo de gestión energética en tiempo real para estaciones de bombeo. Esta solución integra control predictivo económico (EMPC), generación solar fotovoltaica y sistemas de almacenamiento con baterías, optimizando el uso de energía en escenarios variables.
El estudio, publicado en la revista IEEE Transactions on Industry Applications, propone una formulación multivariable que considera restricciones operativas y la alta volatilidad horaria de las tarifas eléctricas, como los precios en tiempo real (RTP) y los cargos por demanda máxima (MD). El modelo se basa en un sistema de predicción SARIMA y se resuelve mediante programación lineal entera mixta (MILP), utilizando el optimizador HiGHS en Python, lo que permite una toma de decisiones dinámica y precisa en horizontes de control horarios.
El caso de aplicación analizado se sitúa en el norte de Chile, donde un sistema de bombeo compuesto por siete unidades de 1343 kW traslada agua de mar a una planta desalinizadora, superando una altitud de más de 1000 metros y una distancia de 120 kilómetros. Se evaluaron múltiples escenarios operativos, desde esquemas tradicionales hasta configuraciones híbridas con energías renovables. Entre ellos, se destacó el uso de un reservorio intermedio para desplazamiento de carga, que permitió una reducción inmediata del 29% en los costos operativos.
La combinación de generación solar y baterías tipo Megapack resultó ser la más eficiente, logrando una disminución cercana al 50% del costo total de operación y un ahorro del 75% en cargos tarifarios RTP. Mientras que el uso aislado de baterías no mostró grandes beneficios, su integración con generación solar demostró ser clave para suavizar los picos de demanda y reducir los cargos por potencia máxima. Todo esto sin comprometer la continuidad del suministro hídrico, un aspecto crítico para las faenas mineras.
Según Daniel Sbarbaro, investigador de SERC Chile y uno de los autores del estudio, “el bombeo de agua de mar puede representar hasta un 20% del consumo energético total de una planta concentradora”. Este dato refleja el alto impacto económico de este proceso y justifica el creciente interés del sector en soluciones energéticas inteligentes. Además, destacó que el modelo no requiere inversiones significativas en infraestructura y puede integrarse fácilmente a los sistemas SCADA ya existentes en la industria minera. Con miras al futuro, el equipo de investigación plantea explorar técnicas de optimización global y dimensionamiento óptimo, con foco en maximizar el retorno de inversión energética en sistemas de mayor escala.
