Perspectivas del Gas Natural en
Perspectivas del Gas Natural en
México
México
Dr. Francisco Barnés de Castro
Dr. Francisco Barnés de Castro
2 de Marzo de 2004
7.6 5.6 1.5 3.8 3.6 Gas Natural Electricidad GLP Diesel Gasolina Fuent
Fuente: e: ProspectivasProspectivas2002-2002-2012, Sener.2012, Sener.
Durante los próximos 10 años, el mayor aumento en la
demanda de energéticos se dará en electricidad y gas natural.
Tasa de crecimiento promedio anual (%)
Tasa de crecimiento promedio anual (%)
Prospectiva de la demanda de energía
Prospectiva de la demanda de energía
2003
Importancia del Gas Natural
En México, como en la mayor parte del mundo, el
En México, como en la mayor parte del mundo, el
gas natural se ha posicionado como un combustible
gas natural se ha posicionado como un combustible
cada vez más demandado:
cada vez más demandado:
¾
¾
Por ser una fuente de energía
Por ser una fuente de energía
más limpia, y
más limpia
, y
¾
¾
Por su mayor eficiencia
Por su
mayor eficiencia
con las nuevas tecnologías
con las nuevas tecnologías
de
de ciclo combinado
ciclo combinado
Existe, por esa misma razón, una
Existe, por esa misma razón, una
creciente
creciente
interrelación
Electricidad 35% Gas Nat.
100%
Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Turbina
Vapor Generador Condensador Caldera Electricidad 20% Pérdidas 10% Pérdidas 35% CICLO COMBINADO TURBINA DE GAS Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Pérdidas 65%
Generación simple
Aire Gas Nat
100% Caldera Turbina Vapor Generador Condensador
Electricidad 35% Pérdidas 15% Pérdidas 50% TERMOELECTRICA CONVENCIONAL
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 55%
Eficiencia: 55%
Ventajas de las centrales de
ciclo combinado
Las nuevas centrales de generación de ciclo
combinado presentan grandes ventajas sobre las
centrales térmicas convencionales:
¾ Menor capacidad para alcanzar economía de escala
(~500 MW vs ~1,000 MW)
¾ Menor inversión
($600/kw vs. $1,200/kw)
¾ Menor tiempo de ejecución del proyecto
(2 años vs. 4 años)
¾ Mayor eficiencia térmica
(55% vs 35%)
Emisiones de Centrales Térmicas
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 Ton SO2/GWh 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 Ton Nox/GWh Tuxpan+Mazatlán Tuxpan+Mazatlán Combustóleo Combustóleo Valle de México Valle de México Gas Natural Gas Natural Ciclo Combinado Ciclo Combinado Gas Natural Gas Natural
Las nuevas centrales de ciclo combinado emiten
sustancialmente menos contaminantes a la
atmósfera:
TÉRMICA GAS CARBÓN DUAL 16 14 9 16 53 55 11 10 6 8 9 4 21 20 21 38 2 4 6 1 REFINERÍA 4 60
Fuentes: Pemex Refinación, CFE:
Plantas Termoeléctricas
2000 2000 Consumo de Combustóleo Consumo de Combustóleo --392 MBD392 MBD Emisiones SO2Emisiones SO2 ––1,540,000 Ton/año1,540,000 Ton/año
TÉRMICA COMB Entre 2000 y 2006 se tiene Entre 2000 y 2006 se tiene programado reducir el programado reducir el consumo de combustóleo en consumo de combustóleo en más de 35% más de 35%
6.0 5.9 5.8 5.7 5.6 5.5 5.4 5.3 5.2 5.1 5.0 4.9 4.8 4.7 4.6 4.5 4.4 4.3 4.2 4.1 4.0 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 3.4 3.3 3.2 3.1 3.0 2.9 2.8 2.7 2.6 2.5 10.76 12.76 14.76 16.76 18.76 20.76 22.76 24.76 26.76 7.76 9.20 10.64 12.08 13.53 14.97 16.41 17.85 19.29
PRECIO GAS (USD/MMBTU)
PRECIO COMBUSTOLEO (USD/BL)
PRECIO RESIDUO DE VACÍO (USD/BL)
Opción Tecnológica para
Plantas Nuevas de Generación
Plantas Nuevas
De acuerdo a los De acuerdo a los
análisis de sensibilidad análisis de sensibilidad del Comité de del Comité de Planeación de Planeación de Combustibles de la Combustibles de la
SENER, aún en las
SENER, aún en las
condiciones actuales,
condiciones actuales,
las plantas de ciclo
las plantas de ciclo
combinado siguen
combinado siguen
siendo la opción más
siendo la opción más
reredituable para las
reredituable para las
nuevas plantas de
nuevas plantas de
generación eléctrica
generación eléctrica
que el país requiere
2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0
Precio del Gas Natural (USD/M M BT U)
P re c io de l R .V . ( U SD /B a rr il )
Es Preferible Ciclo Combinado
Es Preferible IGCC
(1) Basado en artículo "IGCC Gas Turbines for Refinery Applications", 2002 Gasification Technologies Conference, San Francisco, California. Robert m. Jones, Norman Z. Shilling
Comparación Económica de IGCC con
R.V. VS Ciclo Combinado
Capacidad Instalada de
Generación Eléctrica
0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 1992 2002 2012Turbogas Ciclo Combinado
Vapor Dual
Carbón Comb. Interna
Nuclear Hidráulica
Geotérmica Eólica
El mayor incremento en capacidad de generación se tiene previstoEl mayor incremento en capacidad de generación se tiene previsto en en plantas de ciclo combinado (plantas de ciclo combinado (19,000 MW19,000 MW) y, en menor medida, en plantas de ) y, en menor medida, en plantas de carbón (
carbón (2,800 MW2,800 MW) y en hidroeléctricas () y en hidroeléctricas (2,600 MW2,600 MW))
MW
Plantas de ciclo combinado
Plantas de ciclo combinado
Capacidad de plantas generadoras a base de gas natural:
Total en 2012: 26 600 MW
Entre Entre 20032003 y y 20122012 se adicionarán se adicionarán 19,060 MW19,060 MW a la capacidad de a la capacidad de generación en plantas de ciclo combinado.generación en plantas de ciclo combinado.
¾ Instalada en 2002: 7 340 MW
¾ Comprometida a 2006: 8 800 MW
¾ Programada a 2012 10 260 MW
Ciclo combinado Gasoducto
Consumo de Combustibles Fósiles
para Generación Eléctrica
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000
1993 2002 2012
Gas Natural
Diesel
Combustóleo
Carbón
Petajoules/día Petajoules/día 16% 16% 32% 32% 63% 63%
El gas natural ocupa un lugar cada vez más importante en el consEl gas natural ocupa un lugar cada vez más importante en el consumo de umo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctricaDemanda de Gas Natural
2003
El mercado nacional
demandó
4,015 MMPCD
, de
los cuales,
1,170 MMPCD
fueron para autoconsumo
de PEMEX
México produjo en 2003 un
promedio de
3,030 MMPCD
de gas natural seco
Para satisfacer la demanda
nacional, se importaron
1,000 MMPCD
, de los cuales,
PEMEX importó
760 MMPCD
Fuente: Indicadores Petroleros, PEMEX, 2003
PEMEX 28% Industria 25% Residencial 3% Electricidad 44% Producción PEMEX 78% Importación terceros 3% Importación PEMEX 19% 4,015 MMPCD
64 170
246 4
Demanda de gas natural por región
2003
Centro
Occidente
485 MMPCDCentro
665 MMPCDSur sureste
2,075 MMPCDNoreste
1,360 MMPCDNoroeste
255 MMPCD Petrolero Eléctrico Industrial Residencial 179 688 407 88 225 19 12 297 103 0.3 1,675 76 303 267 17Crecimiento estimado de la demanda de
Crecimiento estimado de la demanda de
gas natural 1993
gas natural 1993
-
-
2012
2012
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 199 3 19941995199619971998199 9 2000200120022003200 4 2005200 6 20072008200920102011201 2Petrolero
Eléctrico
Industrial
R,S & T
Histórico
Histórico ProspectivaProspectiva
5.3% 5.3% 10.8% 10.8% 3.3% 3.3% 15.0% 15.0% TMCA TMCA MMPCD MMPCD
Durante la próxima década, la demanda de gas natural se incremenDurante la próxima década, la demanda de gas natural se incrementará tará enDistribución de la Demanda
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000
1993 2002 2012
Petróleo Electricidad Industria C+S+T
2,652 MMPCD 2,652 MMPCD 3,856 MMPCD 3,856 MMPCD 8,085 MMPCD 8,085 MMPCD 18% 18% 39% 39% 52% 52%
La proporción del gas natural que se destina a la generación de La proporción del gas natural que se destina a la generación de electricidad pasará deelectricidad pasará de 39%39% en en 20022002 a a 52% 52% en el añoen el año 20122012
Del incremento esperado en la demanda de gas natural en la próxiDel incremento esperado en la demanda de gas natural en la próxima ma década, elInversión en Pemex Exploración y Producción
1965-2004
Para hacer frente a este crecimiento en la demanda, en esta administraciónse ha incrementado de manera significativa la inversión destinada a exploración y producción de petróleo y gas natural
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 Presupuesto de la Federación Pidiregas Millones de Dólares Millones de Dólares Base 1992 Base 1992 Intereses
La producción nacional se incrementará de La producción nacional se incrementará de 4,500 millones 4,500 millones de pies cúbicos de pies cúbicos diarios en
diarios en 20032003 a a 6,800 millones6,800 millones en en 2012012.2.
Sin embargo, a estas cifras es necesario descontarle el gas emplSin embargo, a estas cifras es necesario descontarle el gas empleado por PEP eado por PEP para bombeo neumático y la quema de gas en campo
para bombeo neumático y la quema de gas en campo
Oferta de gas natural 2000
Oferta de gas natural 2000
-
-
2010
2010
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Northern Region Southern Region Marine Regions 6.8 Bcfd 4.5 Bcfd 4.2% mmcfd
A la fecha, la producción de
gas asociado
representa el
72%
de la producción total
La producción total de gas natural de los campos
en operación declina a más del
20%
anual en
promedio
(entre 30% y 50% en Burgos)
En consecuencia, una parte significativa del
incremento en la producción tiene que provenir
de los yacimientos de gas no-asociado
Este es
el mayor reto
que ha enfrentado la
industria petrolera en México
Fuente: Prospectiva de gas natural 2003-2012.
Participación del gas natural no asociado
3,093 3,704 3,118 483 1,087 1,305 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 1993 1998 2002
Gas Asociado Gas No Asociado
A pesar de los programas de expansión que PEMEX tiene A pesar de los programas de expansión que PEMEX tiene contemplados, será necesario incrementar lascontemplados, será necesario incrementar las importacionesimportaciones de gas de gas natural.
natural.
El El nivel máximonivel máximo de importaciones se alcanzará en el de importaciones se alcanzará en el 20122012, cuando será , cuando será necesario importarnecesario importar 2,500 millones de pies cúbicos diarios2,500 millones de pies cúbicos diarios para para abastecer la demanda nacional.
abastecer la demanda nacional.
Importación de gas natural 2001-2010
730 770 1,418 1,156 1,307 1,501 1,612 1,674 1,788 2,199 2,566 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MMPCD
MMPCD
Capacidad de importación de gas natural
Capacidad de importación de gas natural
Actualmente existen doce puntos de interconexión con una
capacidad total de 2, 479 mmpcd
. . San Juan San Juan Permian Permian Anadarko Anadarko EPNG EPNG EPNG San Juan Permian Anadarko EPNG EPNG Naco Cd. Juárez Argüelles: PG&E y Coral EnergyReynosa: Tetco y Tennessee Piedras Negras Samalayuca (Gasoductos de Chihuahua) Mexicali Rosarito Estación 19 Miguel Alemán
Terminales de gas natural licuado (GNL)
Terminales de gas natural licuado (GNL)
Para garantizar el abasto nacional de gas natural,
diversificar las importaciones y beneficiarse de precios internacionales más competitivos, se ha considerado la instalación de 4 terminales de GNL, una en el Golfo de México y tres en la costa del Pacífico.
Las terminales del
Pacífico no sólo proporcionarían gas para las nuevas plantas eléctricas, sino que permitirían la reconversión de combustóleo a gas natural de las centrales termoeléctricas. Ensenada Ensenada Altamira Altamira Lázaro Lázaro Cárdenas Cárdenas Topolobampo Topolobampo 16MBPD 14MBPD 9 MBPD 16MBPD 55 MBPD Líneas Existentes Nuevas Líneas
Red de Gasoductos en el 2012
sin terminales de GNL en el Pacífico
0.5 BCFD ARTEAGA TOLUCA TAMPICO GUAYMAS CELAYA LEON IRAPUATO SALAMANCA MONTERREY SALTILLO RAMOS ARIZPE PIEDRAS NEGRAS SILAO AGUASCALIENTES EMPALME CUAUHTEMOC ANAHUAC Torreón Gómez P. Cd . Lerdo ALTAMIRA CD. MADERO TLAX. NUEVO LAREDO MATAMOROS RIO BRAVO PACHUCA REYNOSA QU ER ET AR O SN. J UAN DEL R IO PUEBLA DF MERIDA Cananea Santa Ana HERMOSILLO CHIHUAHUA Delicias Cd. Camargo Jiménez Químicadel Rey
Mon clova Sn. Luis Potosí Guadalajara Tula Poza Rica Vera cruz T. Blan ca Minatit lán Nvo.Teapa Atasta Sta. Ana Tlalchinol Cactus y NuevoPemex Cd. Mendo za L. Cárdenas Escalón Castaños Cadereyta Parras Camargo Pandura Miguel Alemán Sn. Fernando Campo Tam. C.F.E. Colinas C.F.E. El Verde Naco Hidalgo Nogales Valladolid 4 CAN CUN 0.5 BCFD 1.0 BCFD 0.5 BCFD
Terminales de GNL y
Expansión de la Red de Gasoductos
ARTEAGA TOLUCA TAMPICO MEXICALI GUAYMAS CELAYA LEON IRAPUATO SALAMANCA MONTERREY SALTILLO RAMOS ARIZPE PIEDRAS NEGRAS SILAO AGUASCALIENTES EMPALME CUAUHTEMOC ANAHUAC Torreón Gómez P. Cd . Lerdo ALTAMIRA CD. MADERO TLAX. NUEVO LAREDO MATAMOROS RIO BRAVO PACHUCA REYNOSA QU ER ET AR O SN. J UAN DEL RIO PUEBLA DF MERIDA Cananea Santa Ana HERMOSILLO CHIHUAHUA Delicias Cd. Camargo Jiménez Químicadel Rey
Mon clova Sn. Luis Potosí Guadalajara Tula Poza Rica Vera cruz T. Blan ca Minatit lán Nvo.Teapa Atasta Sta. Ana Tlalchinol Cactus y NuevoPemex Cd. Mendo za L. Cárdenas Escalón Castaños Cadereyta Parras Camargo Pandura Miguel Alemán Sn. Fernando Campo Tam. C.F.E. Colinas C.F.E. El Verde Naco Hidalgo Nogales Valladolid 4 CAN CUN 1.0 BCFD 1.0 BCFD 1.0 BCFD 1.5 BCFD 0.5 BCFD 1.0 BCFD 0.5 BCFD
Terminales de GNL y
Expansión de la Red de Gasoductos
La instalación de terminales de GNL en la Costa del Pacífico (Lázaro Cárdenas y Topolobampo) tendría para México las siguientes ventajas:
¾ Garantizar el suministro de gas natural al centro país y a la costa noreste, con una inversión relativamente modesta en ductos.
¾ Diversificar las fuentes de suministro.
¾ Tener acceso a gas natural en condiciones de precio más favorables que las que ofrece el mercado norteamericano, con una referencia de precio ligada a combustibles líquidos (crudo Maya o combustóleo) menos sujetos a la volatilidad de Henry Hubb.
¾ Volvernos exportadores netos de gas natural a los Estados Unidos, tanto en la costa del golfo como en la del Pacífico.
¾ Propiciar el desarrollo industrial de los puertos del Pacífico.
¾ Transformar las centrales térmicas de CFE en el Pacífico de combustóleo a gas natural, eliminando las presiones ambientales
Terminal de Regasificación de GNL
en Lázaro Cárdenas
En particular, a terminal de GNL de Lázaro Cárdenas permitirá
reconvertir la central termoeléctrica de Manzanillo a gas natural, así como garantizar el abasto de gas natural a las centrales termoeléctricas de Tula y Salamanca y a las planta de ciclo combinado del Sauz y Bajío.
El consumo previsto de gas natural en la región Centro-Occidente
para la generación de electricidad para el servicio público, es el siguiente: 2007 300 MMPCD 2008 350 MMPCD 2009 450 MMPCD 2010 500 MMPCD 2011 520 MMPCD 2012 540 MMPCD
La reconversión de la central de Manzanillo a gas natural requeriría de 360 MMPCD adicionales.
Electricidad 35% Gas Nat.
100%
Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Turbina
Vapor Generador Condensador Caldera Electricidad 20% Pérdidas 10% Pérdidas 35% CICLO COMBINADO TURBINA DE GAS Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Pérdidas 65%
Generación simple
Aire Gas Nat
100% Caldera Turbina Vapor Generador Condensador
Electricidad 35% Pérdidas 15% Pérdidas 50% TERMOELECTRICA CONVENCIONAL
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%
Eficiencia: 55%
Eficiencia: 55%
Ventajas de la Cogeneración
CICLO COMBINADO Electricidad 35% Gas Nat. 100% AireCompresor-Turbina Gas Generador
Turbina Vapor Generador Caldera Electricidad 15% Pérdidas 10% Calor a Proceso 40% Aire Gas Nat
100% Caldera Turbina Vapor Generador
Electricidad 25% Pérdidas 15% Calor a Proceso 60% CALDERA DE VAPOR CONVENCIONAL TURBINA DE GAS Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Pérdidas 10% Calor a Proceso 50% Caldera Eficiencia: 85% Eficiencia: 85% (25% eléc) (25% eléc)
Eficiencia: 90%
Eficiencia: 90%
(35%elec)
(35%elec)
Eficiencia: 90%
Eficiencia: 90%
(50%elec)
(50%elec)
Evolución de la cogeneración en
México
Situación actual:
¾
44 permisos registrados en la CRE¾
29 en operación (1,427 MW y 8,013 GWh/año)¾
1 por iniciar (115 MW y 849 GWh/año)¾
3 en construcción (574 MW y 3,822 GWh/año)¾
11 varios (1 inactivo, 1 revocado, 4 renunciados y 5 caducados)
0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Proyectos de Cogeneración de
Petróleos Mexicanos
Objetivo
¾
Disminuir el consumo de combustible para la
producción de vapor de proceso y la generación de
energía eléctrica
Aplicación en cuatro refinerías de PEMEX
aprovechando el residuo de vacío
¾
Refinería de Tula
¾
Refinería de Minatitlán
¾
Refinería de Salamanca
Cogeneración Proyectos de PEMEX
Autoabastecimiento y Generación independiente con residuo
de vacío
¾ 1,220 MW de potencia y 2,800 t/h de vapor para PEMEX (80 a 85% de vapor de proceso requerido)
¾ Sustitución de 325 MMPCD de gas natural
¾ 2,630 MW de potencia anexo a las cuatro refinerías.
¾ Sustitución de 290 MMPCD de gas natural adicionales a los de autoabastecimiento.
Dos plantas – una con cogeneración sin excedentes y otra separada para generación independiente
3 3
Dos plantas – una con cogeneración y excedentes a red y otra de generación independiente
3 3
Total de residuos a cogeneración
CLF IGCC
CASOS
Cogeneración Proyectos de PEMEX
SENSIBILIDAD AL PRECIO DEL RESIDUO DE VACÍO
30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 8 10 12 14 16 18 20
Precio del R.V. (USD/B)
C o s to d e la E le c tr ic id a d ( U S D /M W h ) LFC GASIFICACIÓN
30 35 40 45 50 55 0 5 10 15 20 25
Precio de residuo de vacío, USD/B Costo de energía eléctrica, USD/MWh
14% TIR
10% TIR
•Valores calculados por DCPE de PEMEX con sus propios datos, 2003. •Eficiencia estimada del sistema de 76%.
•Costo del vapor a proceso 8 USD/Ton. NOTAS:
Cogeneración Proyectos de PEMEX
COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS PROYECTOS DERESUMEN DE EVALUACIÓN TÉCNICA
RESUMEN DE EVALUACIÓN TÉCNICA
686 686 508 508 86 86 594 594 Salamanca Salamanca 789 789 359 359 119 119 478 478 Tula Tula ELECTRICIDAD ELECTRICIDAD P/PORTEO Y/O P/PORTEO Y/O ENTREGA A LA ENTREGA A LA RED RED (MW) (MW) VAPOR A VAPOR A CENTRO DE CENTRO DE TRABAJO TRABAJO (t/h) (t/h) ELECTRICIDAD A ELECTRICIDAD A CENTRO DE CENTRO DE TRABAJO TRABAJO (MW) (MW) GENERACIÓN GENERACIÓN NETA NETA (MW) (MW) PLANTA DE PLANTA DE COGENERACIÓN COGENERACIÓN Residuo de Residuo de Vacío Vacío Residuo de Residuo de Vacío Vacío COMBUSTIBLE A COMBUSTIBLE A UTILIZAR UTILIZAR
18.14 18.14 50.14 50.14 32.20 32.20 628.1 628.1 Salamanca* Salamanca* 18.09 18.09 50.14 50.14 31.54 31.54 527.1 527.1 Tula* Tula* PRECIO DE ENERGÍA PRECIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ELÉCTRICA EN EL NODO NODO (USD/MWh) (USD/MWh) TASA INTERNA DE TASA INTERNA DE RENDIMIENTO RENDIMIENTO (%) (%) COSTO DE COSTO DE GENERACIÓN GENERACIÓN (USD/MWh) (USD/MWh) INVERSIÓN INVERSIÓN (MM USD) (MM USD) PLANTA DE PLANTA DE COGENERACIÓN COGENERACIÓN
* Datos para cálculos en el caso de las refinerías:
−Costo de residuo de vacío 9.60 USD/Bl
−Salamanca y Tula sin contrato de respaldo
