Perspectivas del Gas Natural en México Dr

Presentación del tema: "Perspectivas del Gas Natural en México Dr"— Transcripción de la presentación:

1 Perspectivas del Gas Natural en México Dr
Perspectivas del Gas Natural en México Dr. Francisco Barnés de Castro 2 de Marzo de 2004

2 Prospectiva de la demanda de energía 2003-2012
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 (%) Fuente: Prospectivas , Sener.

3 Importancia del Gas Natural
En México, como en la mayor parte del mundo, el gas natural se ha posicionado como un combustible cada vez más demandado: Por ser una fuente de energía más limpia, y Por su mayor eficiencia con las nuevas tecnologías de ciclo combinado Existe, por esa misma razón, una creciente interrelación entre electricidad y gas natural.

4 Generación simple Eficiencia: 35% Eficiencia: 35% Eficiencia: 55%
Aire Gas Nat 100% Turbina Vapor Generador Condensador Caldera Electricidad 35% Pérdidas 15% Pérdidas 50% TERMOELECTRICA CONVENCIONAL Eficiencia: 35% TURBINA DE GAS Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire Compresor- Turbina Gas Generador Pérdidas 65% Eficiencia: 35% Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire Compresor- Turbina Gas Generador Turbina Vapor Condensador Caldera 20% Pérdidas 10% Pérdidas 35% CICLO COMBINADO Eficiencia: 55%

5 Ventajas de las centrales de ciclo combinado
Las nuevas centrales de generación de ciclo combinado presentan grandes ventajas sobre las centrales térmicas convencionales: Menor capacidad para alcanzar economía de escala (~500 MW vs ~1,000 MW) Menor inversión ($600/kw vs. $1,200/kw) Menor tiempo de ejecución del proyecto (2 años vs. 4 años) Mayor eficiencia térmica (55% vs 35%) Menores niveles de emisiones contaminantes

6 Emisiones de Centrales Térmicas
Las nuevas centrales de ciclo combinado emiten sustancialmente menos contaminantes a la atmósfera: Tuxpan+Mazatlán Combustóleo Valle de México Gas Natural Ciclo Combinado Gas Natural

7 Plantas Termoeléctricas
2000 Consumo de Combustóleo MBD Emisiones SO2 – 1,540,000 Ton/año 11 REFINERÍA 6 TÉRMICA GAS 16 TÉRMICA COMB DUAL 14 10 CARBÓN 9 8 4 Entre 2000 y 2006 se tiene programado reducir el consumo de combustóleo en más de 35% 9 16 21 20 4 2 21 4 60 1 38 6 53 55 Fuentes: Pemex Refinación, CFE: 1

8 Opción Tecnológica para Plantas Nuevas de Generación
De acuerdo a los análisis de sensibilidad del Comité de Planeación de Combustibles de la SENER, aún en las condiciones actuales, las plantas de ciclo combinado siguen siendo la opción más reredituable para las nuevas plantas de generación eléctrica que el país requiere

9 Comparación Económica de IGCC con R.V. VS Ciclo Combinado
(1) Basado en artículo "IGCC Gas Turbines for Refinery Applications", 2002 Gasification Technologies Conference, San Francisco, California. Robert m. Jones, Norman Z. Shilling

10 Capacidad Instalada de Generación Eléctrica
El mayor incremento en capacidad de generación se tiene previsto en plantas de ciclo combinado (19,000 MW) y, en menor medida, en plantas de carbón (2,800 MW) y en hidroeléctricas (2,600 MW) MW

11 Plantas de ciclo combinado
Entre 2003 y 2012 se adicionarán 19,060 MW a la capacidad de generación en plantas de ciclo combinado. Capacidad de plantas generadoras a base de gas natural: Instalada en 2002: MW Comprometida a 2006: MW Programada a MW Total en 2012: MW Gasoducto Ciclo combinado

12 Consumo de Combustibles Fósiles para Generación Eléctrica
El gas natural ocupa un lugar cada vez más importante en el consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica Petajoules/día 16% 32% 63%

13 Demanda 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 4,015 MMPCD Fuente: Indicadores Petroleros, PEMEX, 2003

14 Demanda de gas natural por región 2003
Petrolero Eléctrico Noreste 1,360 MMPCD Industrial Residencial Noroeste 255 MMPCD Centro Occidente 485 MMPCD Centro 665 MMPCD Sur sureste 2,075 MMPCD

15 Crecimiento estimado de la demanda de gas natural 1993-2012
Durante la próxima década, la demanda de gas natural se incrementará en 110%, lo que equivale a una tasa de crecimiento anual de 7.7% MMPCD TMCA 15.0% Histórico Prospectiva 5.3% 10.8% 3.3%

16 Distribución de la Demanda
La proporción del gas natural que se destina a la generación de electricidad pasará de 39% en 2002 a 52% en el año 2012 Del incremento esperado en la demanda de gas natural en la próxima década, el 63% será para generación de energía eléctrica 52% 8,085 MMPCD 39% 3,856 MMPCD 18% 2,652 MMPCD

17 Inversión en Pemex Exploración y Producción 1965-2004
Para hacer frente a este crecimiento en la demanda, en esta administración se ha incrementado de manera significativa la inversión destinada a exploración y producción de petróleo y gas natural Millones de Dólares Base 1992 Intereses Presupuesto de la Federación Pidiregas

18 Oferta de gas natural 2000-2010 6.8 Bcfd 4.2% 4.5 Bcfd mmcfd
La producción nacional se incrementará de 4,500 millones de pies cúbicos diarios en 2003 a 6,800 millones en 2012. Sin embargo, a estas cifras es necesario descontarle el gas empleado por PEP para bombeo neumático y la quema de gas en campo 6.8 Bcfd 4.2% 4.5 Bcfd mmcfd

19 Oferta de Gas Natural 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

20 Participación del gas natural no asociado
MMPCD Actualizada, OK Fuente: Prospectiva de gas natural

21 Producción esperada de gas natural

22 Importación de gas natural 2001-2010
A pesar de los programas de expansión que PEMEX tiene contemplados, será necesario incrementar las importaciones de gas natural. El nivel máximo de importaciones se alcanzará en el 2012, cuando será necesario importar 2,500 millones de pies cúbicos diarios para abastecer la demanda nacional. MMPCD

23 Capacidad de importación de gas natural
Actualmente existen doce puntos de interconexión con una capacidad total de 2, 479 mmpcd. San Juan Permian Anadarko EPNG Naco Cd. Juárez Argüelles: PG&E y Coral Energy Reynosa: Tetco y Tennessee Piedras Negras Samalayuca (Gasoductos de Chihuahua) Mexicali Rosarito Estación 19 Miguel Alemán

24 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. Ensenada Altamira Lázaro Cárdenas Topolobampo 16MBPD 14MBPD 9 MBPD 55 MBPD Líneas Existentes Nuevas Líneas 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.

25 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 QUERETARO SN. JUAN DEL RIO PUEBLA DF MERIDA Cananea Santa Ana HERMOSILLO CHIHUAHUA Delicias . Camargo Jiménez Química del Rey Monclova Sn Luis Potosí Guadalajara Tula Poza Rica Veracruz T. Blanca Minatitlán Nvo Teapa Atasta Sta Tlalchinol Cactus y Nuevo Pemex Mendoza L. Cárdenas Escalón Castaños Cadereyta Parras Pandura Miguel Alemán Fernando Campo Tam C.F.E. Colinas C.F.E. El Verde Naco Hidalgo Nogales Valladolid 4 CAN CUN 1.0 BCFD

26 Terminales de GNL y Expansión de la Red de Gasoductos
1.0 BCFD 1.0 BCFD MEXICALI Nogales Naco 1.0 BCFD Santa Cananea Ana HERMOSILLO CUAUHTEMOC CHIHUAHUA 1.5 BCFD ANAHUAC Delicias GUAYMAS PIEDRAS EMPALME NEGRAS Cd . Camargo Química Monclova NUEVO Jiménez LAREDO del Rey Escalón Pandura Hidalgo Alemán Miguel Castaños Camargo Gómez P. REYNOSA MATAMOROS 0.5 BCFD Cd . Lerdo Torreón Parras RAMOS RIO ARIZPE MONTERREY Cadereyta Sn . BRAVO SALTILLO ARTEAGA Fernando 0.5 BCFD ALTAMIRA Sn . C.F.E. Colinas Luis Potosí Campo TAMPICO Tam . CD. MADERO AGUASCALIENTES Valladolid CAN CUN QUERETARO Guadalajara Poza LEON SILAO Tlalchinol MERIDA IRAPUATO Tula Rica C.F.E. El Verde SALAMANCA CELAYA Sta Ana . SN. JUAN PACHUCA DEL RIO Veracruz 4 TOLUCA DF TLAX. PUEBLA Cd . Atasta Mendoza T. Blanca Minatitlán Nvo . Teapa L. Cárdenas Cactus y Nuevo Pemex 1.0 BCFD

27 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: Garantizar el suministro de gas natural al centro país y a la costa noreste, con una inversión relativamente modesta en ductos. Diversificar las fuentes de suministro. 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. Volvernos exportadores netos de gas natural a los Estados Unidos, tanto en la costa del golfo como en la del Pacífico. Propiciar el desarrollo industrial de los puertos del Pacífico. Transformar las centrales térmicas de CFE en el Pacífico de combustóleo a gas natural, eliminando las presiones ambientales

28 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: MMPCD MMPCD MMPCD MMPCD MMPCD MMPCD La reconversión de la central de Manzanillo a gas natural requeriría de 360 MMPCD adicionales.

29 Generación simple Eficiencia: 35% Eficiencia: 35% Eficiencia: 55%
Aire Gas Nat 100% Turbina Vapor Generador Condensador Caldera Electricidad 35% Pérdidas 15% Pérdidas 50% TERMOELECTRICA CONVENCIONAL Eficiencia: 35% TURBINA DE GAS Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire Compresor- Turbina Gas Generador Pérdidas 65% Eficiencia: 35% Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire Compresor- Turbina Gas Generador Turbina Vapor Condensador Caldera 20% Pérdidas 10% Pérdidas 35% CICLO COMBINADO Eficiencia: 55%

30 Ventajas de la Cogeneración
Aire Gas Nat 100% Turbina Vapor Generador Caldera Electricidad 25% Pérdidas 15% Calor a Proceso 60% CALDERA DE VAPOR CONVENCIONAL Eficiencia: 85% (25% eléc) TURBINA DE GAS Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire Compresor- Turbina Gas Generador Pérdidas 10% Calor a Proceso 50% Caldera Eficiencia: 90% (35%elec) CICLO COMBINADO Electricidad 35% Gas Nat. 100% Aire Compresor- Turbina Gas Generador Turbina Vapor Caldera 15% Pérdidas 10% Calor a Proceso 40% Eficiencia: 90% (50%elec)

31 Evolución de la cogeneración en México
Situación actual: 44 permisos registrados en la CRE 29 en operación (1,427 MW y 8,013 GWh/año) 1 por iniciar (115 MW y 849 GWh/año) 3 en construcción (574 MW y 3,822 GWh/año) 11 varios (1 inactivo, 1 revocado, 4 renunciados y 5 caducados)

32 Proyectos de Cogeneración de Petróleos Mexicanos
Objetivo 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 Refinería de Tula Refinería de Minatitlán Refinería de Salamanca Refinería de Madero

33 Cogeneración Proyectos de PEMEX
Autoabastecimiento y Generación independiente con residuo de vacío 1,220 MW de potencia y 2,800 t/h de vapor para PEMEX (80 a 85% de vapor de proceso requerido) Sustitución de 325 MMPCD de gas natural 2,630 MW de potencia anexo a las cuatro refinerías. Sustitución de 290 MMPCD de gas natural adicionales a los de autoabastecimiento. CASOS IGCC CLF Total de residuos a cogeneración   Dos plantas – una con cogeneración y excedentes a red y otra de generación independiente   Dos plantas – una con cogeneración sin excedentes y otra separada para generación independiente 

34 Cogeneración Proyectos de PEMEX SENSIBILIDAD AL PRECIO DEL RESIDUO DE VACÍO

35 Costo de energía eléctrica, USD/MWh Precio de residuo de vacío, USD/B
Cogeneración Proyectos de PEMEX COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS PROYECTOS DE AUTOABASTECIMIENTO Costo de energía eléctrica, USD/MWh 14% TIR 10% TIR Precio de residuo de vacío, USD/B 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:

36 Cogeneración Proyectos de PEMEX
RESUMEN DE EVALUACIÓN TÉCNICA PLANTA DE COGENERACIÓN GENERACIÓN NETA (MW) ELECTRICIDAD A CENTRO DE TRABAJO (MW) ELECTRICIDAD P/PORTEO Y/O ENTREGA A LA RED (MW) VAPOR A CENTRO DE TRABAJO (t/h) COMBUSTIBLE A UTILIZAR Residuo de Vacío Salamanca 594 86 508 686 Residuo de Vacío Tula 478 119 359 789

37 Cogeneración Proyectos de PEMEX
RESUMEN DE EVALUACIÓN ECONÓMICA PLANTA DE COGENERACIÓN INVERSIÓN (MM USD) COSTO DE GENERACIÓN (USD/MWh) PRECIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL NODO (USD/MWh) TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (%) Salamanca* 628.1 32.20 50.14 18.14 Tula* 527.1 31.54 50.14 18.09 * Datos para cálculos en el caso de las refinerías: Costo de residuo de vacío USD/Bl Salamanca y Tula sin contrato de respaldo