perspectivas del gas natural en méxico dr. francisco barnés de castro 2 de marzo de 2004
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Perspectivas del Gas Natural en Perspectivas del Gas Natural en MéxicoMéxico
Dr. Francisco Barnés de CastroDr. Francisco Barnés de Castro
2 de Marzo de 20042 de Marzo de 2004
7.6
5.6
1.5
3.8
3.6
Gas Natural
Electricidad
GLP
Diesel
Gasolina
FuentFuente: e: ProspectivasProspectivas 2002-2012, Sener. 2002-2012, 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 energíaProspectiva de la demanda de energía 2003-20122003-2012
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:
Por ser una fuente de energíaPor ser una fuente de energía más limpia más limpia, y, y
Por su Por su mayor eficienciamayor eficiencia con las nuevas tecnologías con las nuevas tecnologías de de ciclo combinadociclo combinado
Existe, por esa misma razón, una Existe, por esa misma razón, una creciente creciente interrelacióninterrelación entre electricidad y gas natural. entre electricidad y gas natural.
Electricidad
35%
Gas Nat.100%Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Turbina Vapor Generador CondensadorCaldera
Electricidad20%
Pérdidas10%
Pérdidas35%
CICLO COMBINADO
TURBINA DE GAS
Electricidad35%
Gas Nat.100%Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Pérdidas65%
Generación simple
Aire
Gas Nat100% Turbina
Vapor Generador CondensadorCaldera
Electricidad35%
Pérdidas15%
Pérdidas50%
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:
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
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+MazatlánTuxpan+MazatlánCombustóleoCombustóleo
Valle de MéxicoValle de MéxicoGas NaturalGas Natural
Ciclo CombinadoCiclo CombinadoGas NaturalGas 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
894
21
20
2138
24
6
1
REFINERÍA
460
Fuentes: Pemex Refinación, CFE:
Plantas Termoeléctricas
20002000Consumo de Combustóleo - 392 MBDConsumo de Combustóleo - 392 MBDEmisiones SO2 – 1,540,000 Ton/añoEmisiones SO2 – 1,540,000 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
PR
EC
IO G
AS
(U
SD
/MM
BT
U)
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 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/MMBTU)
Pre
cio
de
l R
.V.
(US
D/B
arr
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
2012
Turbogas Ciclo CombinadoVapor DualCarbón Comb. InternaNuclear HidráulicaGeotérmica Eólica
El mayor incremento en capacidad de generación se tiene previsto en El mayor incremento en capacidad de generación se tiene previsto 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))
MWMW
Plantas de ciclo combinadoPlantas 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.
Instalada en 2002: 7 340 MW
Comprometida a 2006: 8 800 MW
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/díaPetajoules/día
16%16%
32%32%
63%63%
El gas natural ocupa un lugar cada vez más importante en el consumo de El gas natural ocupa un lugar cada vez más importante en el consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctricacombustibles fósiles para la generación de energía eléctrica
Demanda de Gas Natural2003
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
PEMEX28%
Industria25%
Residencial3%
Electricidad44%
Producción PEMEX78%
Importación terceros
3%
Importación PEMEX19%
4,015 MMPCD
64170
246
4
Demanda de gas natural por región 2003
Centro Occidente485 MMPCD
Centro665 MMPCD
Sur sureste2,075 MMPCD
Noreste1,360 MMPCD
Noroeste255 MMPCD
Petrolero
Eléctrico
Industrial
Residencial
179
688
407
88
225
19 12
297
1030.3
1,675
76
303 267
17
Crecimiento estimado de la demanda de Crecimiento estimado de la demanda de gas natural 1993-2012gas natural 1993-2012
01,0002,0003,0004,000
5,0006,0007,0008,0009,000
Petrolero Eléctrico Industrial R,S & T
01,0002,0003,0004,000
5,0006,0007,0008,0009,000
Petrolero Eléctrico Industrial R,S & T
HistóricoHistórico ProspectivaProspectiva5.3%5.3%
10.8%10.8%
3.3%3.3%
15.0%15.0%
TMCATMCAMMPCDMMPCD
Durante la próxima década, la demanda de gas natural se incrementará Durante la próxima década, la demanda de gas natural se incrementará en en 110%,110%, lo que equivale a una tasa de crecimiento anual de lo que equivale a una tasa de crecimiento anual de 7.7%7.7%
Distribución 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 MMPCD2,652 MMPCD
3,856 MMPCD3,856 MMPCD
8,085 MMPCD8,085 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 de electricidad pasará de 39%39% en en 20022002 a a 52% 52% en el añoen el año 2012 2012
Del incremento esperado en la demanda de gas natural en la próxima Del incremento esperado en la demanda de gas natural en la próxima década, eldécada, el 63% 63% será para generación de energía eléctricaserá para generación de energía eléctrica
Inversión en Pemex Exploración y Producción1965-2004
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
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 DólaresMillones de Dólares
Base 1992Base 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 empleado por PEP Sin embargo, a estas cifras es necesario descontarle el gas empleado por PEP para bombeo neumático y la quema de gas en campopara bombeo neumático y la quema de gas en campo
Oferta de gas natural 2000-2010Oferta de gas natural 2000-2010
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
6.8Bcfd
4.5Bcfd
4.2%
mm
cf
d
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
Oferta de Gas Natural
Fuente: Prospectiva de gas natural 2003-2012.
Participación del gas natural no asociado
3,0933,704
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
MMPCD
Producción esperada de gas natural
A pesar de los programas de expansión que PEMEX tiene A pesar de los programas de expansión que PEMEX tiene contemplados, será necesario incrementar las contemplados, 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 importar necesario 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
1,1561,307
1,5011,612 1,674
1,788
2,199
2,566
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MMPCDMMPCD
Capacidad de importación de gas naturalCapacidad de importación de gas natural
Actualmente existen doce puntos de interconexión con una capacidad total de 2, 479 mmpcd. .
San JuanSan Juan
PermianPermian
AnadarkoAnadarkoEPNG
EPNGEPNG
San Juan
Permian
AnadarkoEPNG
EPNG
Naco
Cd. Juárez
Argüelles: PG&E yCoral Energy
Reynosa: 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.
EnsenadaEnsenada
AltamiraAltamira
Lázaro Lázaro CárdenasCárdenas
TopolobampoTopolobampo
16MBPD
14MBPD
9 MBPD
16MBPD
55 MBPD
Líneas ExistentesNuevas Líneas
Red de Gasoductos en el 2012sin terminales de GNL en el Pacífico
0.5 BCFD
ARTEAGA
TOLUCA
TAMPICO
GUAYMAS
CELAYA
LEON
IRAPUATOSALAMANCA
MONTERREY
SALTILLO
RAMOSARIZPE
PIEDRASNEGRAS
SILAO
AGUASCALIENTES
EMPALME
CUAUHTEMOCANAHUAC
Torreón
Gómez P.
Cd. Lerdo
ALTAMIRA
CD. MADERO
TLAX.
NUEVOLAREDO
MATAMOROSRIOBRAVO
PACHUCA
REYNOSA
QU
ER
ETA
RO
SN. JUAN
DEL RIO
PUEBLA
DF
MERIDA
CananeaSantaAna
HERMOSILLOCHIHUAHUA
Delicias
Cd.Camargo
JiménezQuímicadel Rey
Mon
clova
Sn.Luis Potosí
Guadalajara
Tula
PozaRica
Veracr
uz
T. Blanca
Minatitlán
Nvo.Teapa
Atasta
Sta. Ana
Tlalchinol
Cactus y NuevoPemex
Cd.
Mendoza
L. Cárdenas
Escalón
Castaños
CadereytaParras
Camargo
PanduraMiguelAlemán
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
IRAPUATOSALAMANCA
MONTERREY
SALTILLO
RAMOSARIZPE
PIEDRASNEGRAS
SILAO
AGUASCALIENTES
EMPALME
CUAUHTEMOCANAHUAC
Torreón
Gómez P.
Cd. Lerdo
ALTAMIRA
CD. MADERO
TLAX.
NUEVOLAREDO
MATAMOROSRIOBRAVO
PACHUCA
REYNOSA
QU
ER
ETA
RO
SN. JUAN
DEL RIO
PUEBLA
DF
MERIDA
CananeaSantaAna
HERMOSILLOCHIHUAHUA
Delicias
Cd.Camargo
JiménezQuímicadel Rey
Mon
clova
Sn.Luis Potosí
Guadalajara
Tula
PozaRica
Veracr
uz
T. Blanca
Minatitlán
Nvo.Teapa
Atasta
Sta. Ana
Tlalchinol
Cactus y NuevoPemex
Cd.
Mendoza
L. Cárdenas
Escalón
Castaños
CadereytaParras
Camargo
PanduraMiguelAlemán
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:
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
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 CondensadorCaldera
Electricidad20%
Pérdidas10%
Pérdidas35%
CICLO COMBINADO
TURBINA DE GAS
Electricidad35%
Gas Nat.100%Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Pérdidas65%
Generación simple
Aire
Gas Nat100% Turbina
Vapor Generador CondensadorCaldera
Electricidad35%
Pérdidas15%
Pérdidas50%
TERMOELECTRICA CONVENCIONAL
Eficiencia: 35%Eficiencia: 35%
Eficiencia: 35%Eficiencia: 35%
Eficiencia: 55%Eficiencia: 55%
Ventajas de la Cogeneración
CICLO COMBINADO
Electricidad35%
Gas Nat.100%Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Turbina Vapor Generador Caldera
Electricidad15%
Pérdidas10%
Calor aProces
o40%
Aire
Gas Nat100% Turbina
Vapor Generador Caldera
Electricidad25%
Pérdidas15%
Calor a Proceso
60%
CALDERA DE VAPOR CONVENCIONAL
TURBINA DE GAS
Electricidad35%
Gas Nat.100%Aire
Compresor-Turbina Gas Generador
Pérdidas10%
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: 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)
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 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
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.
Dos plantas – una con cogeneración sin excedentes y otra separada para generación independiente
Dos plantas – una con cogeneración y excedentes a red y otra de generación independiente
Total de residuos a cogeneración
CLFIGCCCASOS
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)
Cos
to d
e la
Ele
ctri
cida
d (U
SD
/MW
h)
LFC
GASIFICACIÓN
30
35
40
45
50
55
0 5 10 15 20 25Precio 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 DE
AUTOABASTECIMIENTO
RESUMEN DE EVALUACIÓN TÉCNICARESUMEN DE EVALUACIÓN TÉCNICA
6866865085088686594594SalamancaSalamanca
789789359359119119478478TulaTula
ELECTRICIDAD ELECTRICIDAD P/PORTEO Y/O P/PORTEO Y/O ENTREGA A LA ENTREGA A LA
REDRED(MW)(MW)
VAPOR A VAPOR A CENTRO DE CENTRO DE TRABAJO TRABAJO
(t/h)(t/h)
ELECTRICIDAD A ELECTRICIDAD A CENTRO DE CENTRO DE TRABAJOTRABAJO
(MW)(MW)
GENERACIÓN GENERACIÓN NETANETA(MW)(MW)
PLANTA DE PLANTA DE COGENERACIÓNCOGENERACIÓN
Residuo de Residuo de VacíoVacío
Residuo de Residuo de VacíoVacío
COMBUSTIBLE A COMBUSTIBLE A UTILIZAR UTILIZAR
Cogeneración Proyectos de PEMEX
18.1418.1450.1450.1432.2032.20628.1628.1Salamanca*Salamanca*
18.0918.0950.1450.1431.5431.54527.1527.1Tula*Tula*
PRECIO DE ENERGÍA PRECIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ELÉCTRICA EN EL
NODONODO
(USD/MWh)(USD/MWh)
TASA INTERNA DE TASA INTERNA DE RENDIMIENTORENDIMIENTO
(%)(%)
COSTO DE COSTO DE GENERACIÓNGENERACIÓN
(USD/MWh)(USD/MWh)
INVERSIÓNINVERSIÓN
(MM USD)(MM USD)
PLANTA DE PLANTA DE COGENERACIÓNCOGENERACIÓN
* 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
Cogeneración Proyectos de PEMEX
RESUMEN DE EVALUACIÓN ECONÓMICARESUMEN DE EVALUACIÓN ECONÓMICA