perspectivas del gas natural en méxico dr. francisco barnés de castro 2 de marzo de 2004

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


Pérdidas65%

Generación simple

Aire

Gas Nat100% Turbina

Vapor Generador CondensadorCaldera

Electricidad35%

Pérdidas15%

Pérdidas50%

TERMOELECTRICA CONVENCIONAL

Eficiencia: 35%Eficiencia: 35%



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



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

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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


Turbina Vapor Generador CondensadorCaldera

Electricidad20%

Pérdidas10%

Pérdidas35%

CICLO COMBINADO

TURBINA DE GAS

Electricidad35%

Gas Nat.100%Aire


Pérdidas65%

Generación simple

Aire

Gas Nat100% Turbina

Vapor Generador CondensadorCaldera

Electricidad35%

Pérdidas15%

Pérdidas50%

TERMOELECTRICA CONVENCIONAL




Ventajas de la Cogeneración

CICLO COMBINADO

Electricidad35%

Gas Nat.100%Aire


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


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


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


RESUMEN DE EVALUACIÓN ECONÓMICARESUMEN DE EVALUACIÓN ECONÓMICA

perspectivas del gas natural en méxico dr. francisco barnés de castro 2 de marzo de 2004

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