2. Tecnologías y combustibles en el sector eléctrico mexicano. 2. Precio de combustibles

Transcripción

1 Tecnologías y combustibles para la generación eléctrica Armando Llamas, Federico Viramontes, Oliver Probst, Ruth Reyna, Aníbal Morones y Manuel González. Centro de Estudios de Energía, Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey Ave. E. Garza Sada 251 Sur, Monterrey, NL. Tel.: (81) allamas@itesm.mx Resumen- La expansión reciente del sector eléctrico mexicano ha estado basada en la instalación de plantas generadoras con ciclo combinado que utilizan gas natural. Algo similar esta sucediendo en la Unión Americana provocando con la oferta se vea rebasada por la demanda, produciendo volatilidad y aumento en el precio del combustible. Por la estructura de costos se puede demostrar que el proceso de gasificación es un complemento para la tecnología de ciclo combinado que permite la utilización de combustibles como el carbón y el coque de petróleo. El precio del gas natural en justifica la realización de estudios serios de generación de gas de síntesis que pueda sustituir al gas natural. 1. Introducción En los años recientes, la expansión de los sectores eléctricos, en la mayoría de los países industrializados, se ha basado en plantas de ciclo combinado con gas natural como combustible. Dichos sistemas destacan por su alta eficiencia y bajas emisiones, en comparación con otras tecnologías de combustibles fósiles. Mientras que en Europa se cuenta con acceso a las amplias reservas de gas natural de la antigua Unión Soviética, en Norteamérica se encuentra solamente el 5% de las reservas mundiales de este combustible [1]. Esto ha creado un problema de escasez y alta volatilidad del precio del gas natural, lo cual afecta la competitividad de las empresas. Así lo han externado líderes empresariales [2]. En el presente artículo discutimos el impacto de la alta dependencia de la generación eléctrica con respecto al gas natural. Se destacan las implicaciones para el sector mexicano y la 2. Tecnologías y combustibles en el sector eléctrico mexicano. En, más del 8% de la generación eléctrica se obtiene a partir de combustibles fósiles [3]. Se usan tecnologías como: ciclo Rankine con combustóleo y carbón como combustible, ciclos Brayton con gas natural y diesel, y recientemente, ciclos combinados de gas natural (CCGN). El peso relativo del gas natural con respecto al resto de los combustibles fósiles utilizados ha aumentado debido a la preferencia por los sistemas CCGN. La canasta de combustibles utilizada en la generación se ve reflejada en el cálculo de las tarifas eléctricas por medio de los coeficientes alfa. Dichos coeficientes indican la dependencia de la tarifa eléctrica con respecto al precio de cada uno de los combustibles. 2. Precio de combustibles RVP-AI/24 GEN-18 PONENCIA RECOMENDADA POR EL COMITÉ DE GENERACIÓN DEL CAPÍTULO DE POTENCIA DEL IEEE SECCIÓN MÉXICO Y PRESENTADA EN LA REUNIÓN DE VERANO, RVP-AI/24, ACAPULCO, GRO., DEL 11 AL 17 DE JULIO DE 24. Por las circunstancias descritas anteriormente, es necesario estudiar la evolución del precio del gas natural con relación a los combustibles fósiles. La Figura 1 muestra los precios de los distintos combustibles en dólares de diciembre de 23.

2 Precio de combustibles en dólares Dic 23 / USD/1 6 Btu 1 6 Btu 1 9 C = Combustóleo 8 K = Carbón Nov-1 Ene-2 Mar-2 May-2 Jul-2 Sep-2 Nov-2 Ene-3 Mar-3 May-3 Jul-3 Sep-3 Nov-3 Ene-4 DI GN C. Int. C. Nal. K. Int. Figura 1. Precio de combustibles en dólares de diciembre 23 De la figura notamos que el diesel industrial es el más caro, a pesar de que tiene incluido el descuento del IEPS (Impuesto Especial sobre Productos y Servicios). El gas natural es el que exhibe la mayor volatilidad, destacando el pico registrado en Marzo de 23, cuando llegó a casi 9 USD/1 6 Btu. El precio de este último depende del promedio de los índices TETCO y EPGT del sur de Texas [4]. El disparo en el precio del gas natural dio lugar a una modificación de las reglas para el cálculo de las tarifas eléctricas 1. A partir de esta fecha se utiliza el promedio móvil de cuatro meses para el gas natural. En la Figura 1 se omitió el carbón mineral nacional que ha mostrado un comportamiento estable con un precio de 2 USD/1 6 Btu. El carbón que se importa de China y Australia, para la planta de Petacalco, tiene el costo unitario menor, cercano a 1.5 USD/1 6 Btu. En general, los derivados del petróleo (diesel, combustóleo nacional y combustóleo importado) y el gas natural presentan mucha mayor volatilidad que los carbones (MICARE e importado) En la Figura 1 tampoco aparece el coque de petróleo. Si bien, este combustible no tiene un mercado desarrollado en, algunas empresas ya lo consideran seriamente como una alternativa energética. Tal es el caso de una compañía cementera, que ha invertido 18 millones de dólares para reconvertir sus plantas mexicanas y utilizar coque de petróleo en lugar de combustóleo y gas natural [5]. En una situación similar se encuentran al menos otros dos grupos 1 Modificaciones a cargo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de Energía industriales del noreste de [6], [7]. Es posible ver la incipiente demanda reflejada en el rápido aumento de la producción del coque. En el 22, se produjeron sólo 1 barriles al día, mientras que en el 23 el promedio fue de 16, barriles al día [8]. 3. Consumo y producción de gas natural en Norteamérica Los principales consumidores de gas natural en se pueden agrupar por sectores de la manera siguiente: La Figura 2 muestra la evolución en el consumo del gas natural en los distintos sectores [9]. A partir del 22 el sector eléctrico consume más gas natural que el sector industrial. Esto se debe a un aumento en la participación del gas natural en la generación de energía eléctrica, con la tecnología de ciclo combinado. También se nota que el sector industrial redujo fuertemente su consumo en el período del 2-21, debido a los precios que se observan desde mediados del 2 hasta mediados del 21. Es interesante que el mismo sector industrial aumentó sólo ligeramente su consumo en el 22, a pesar de que el precio promedio del año fue de sólo 3 dólares/ 1 6 Btu. Es probable que esto se deba a la cobertura de PEMEX, que fue contratada por las empresas a principios del 21, con duración de tres años, la cuál fijó el precio del gas natural a 4 dólares/ 1 6 Btu. Cabe señalar que el consumo del sector petrolero ha seguido creciendo continuamente, aunque se observa una tendencia de saturación. millones de piés cúbicos al día 1. Petrolero (consumo interno y recirculaciones) 2. Industrial (PEMEX Petroquímica e industrial privado) 3. Eléctrico (Público y Privado) 4. Resto (Residencial, servicios y transporte) 2, 1,6 1, Petrolero Industrial Eléctrico Resto Figura 2. Consumo de gas natural en

3 Las importaciones de gas natural han aumentado para satisfacer la creciente demanda, ya que la oferta nacional no ha crecido. La Figura 3 muestra el promedio diario de las importaciones hasta lo que va del 24 [1]. En la misma figura se ilustra el porcentaje de dichas importaciones sobre el total del consumo nacional, esto es, incluyendo a PEMEX. Desde el año pasado las importaciones han promediado 75 millones de pies cúbicos al día. Si se considera un costo de 4 dólares / mil pies cúbicos, que equivale aproximadamente a 4 dólares / MBtu, se gastan diariamente 3 millones de dólares en importaciones, totalizando 1,95 millones de dólares anuales. Petróleos Mexicanos no ha estado en condiciones de seguir el ritmo de crecimiento del consumo debido a su limitada capacidad de inversión. Un aumento en producción nacional disminuiría las importaciones y el déficit de la balanza comercial Imp. millones ft3/día 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Importaciones/Consumo Nal. Figura 3. Importaciones de gas natural En el 22, el consumo nacional, incluyendo los usos propios de PEMEX, fue del orden de 48 millones de pies cúbicos diarios. El consumo interno y recirculación de PEMEX es del orden de 28 millones de pies cúbicos al día Norteamérica La Figura 4 muestra la producción y los consumos anuales de gas natural de América del Norte [11],incluyendo el pronóstico para el 21. Los consumos anuales de incluyen el consumo del sector petrolero. Actualmente importa de Estados Unidos que a su vez importa de Canadá Producción y demanda de gas natural(1 12 ft 3 ) Figura 4 Producción y demanda de gas natural en América del Norte En Estados Unidos, entre el 2 y el 23, se instalaron 175 GW adicionales de plantas de generación que queman gas natural [12]. Lo anterior repercute sensiblemente en la demanda del combustible en la región. 3. Estructura de costos de generación 3.1. Costo unitario por capacidad Dentro de los costos de generación, además de los costos de combustible, de operación y mantenimiento, de agua y descarga residual, se encuentra el costo por capacidad. El costo por capacidad depende de la tecnología. En la actualidad se considera que el costo de capacidad por cada kw de ciclo combinado es del orden de 6 dólares. Al emplear técnicas de administración económica, de acuerdo con la Ec. 1, este costo inicial se traduce en costos mensuales por capacidad. Por ejemplo, con una vida económica de 25 años y un interés anual del 12%, el costo de capacidad de 6 dólares/kw resulta en un cargo fijo mensual de 6.32 dólares/(kw-mes). Es importante enfatizar que este cargo se debe pagar independientemente de la energía que la planta produzca en el período en cuestión. Ec. 1 CF 12 n i i n i CAP = CU II donde, o CU II es el costo unitario de la capacidad en $/kw, o i es el interés anual,

4 o n es el número de años y o CF cap es el cargo fijo de la capacidad en $/(kw mes). La manera de incorporar el cargo fijo mensual por capacidad al costo unitario del kwh mensual consiste en dividir al primero entre el número de horas y entre el factor de planta, como se muestra en la Ec. 2. Ec. 2 CUcap = CF c fp h donde, o CFc es el cargo fijo por capacidad en $/kw al mes, o fp es el factor de planta, o h m es la cantidad de horas del mes, y o CUcap es el cargo unitario por capacidad en $/kwh Lo importante aquí, es que con un bajo factor de planta, como el de las plantas eólicas y el de las plantas que se emplean para período punta, el costo unitario del kwh se ve impactado fuertemente por el cargo fijo mensual por capacidad. Por otro lado, con un factor de planta alto, el cargo fijo mensual se distribuye en más energía (kwh) e impacta en menor medida al costo unitario del kwh Costo por combustible El costo unitario del combustible afecta directamente al costo unitario del kwh. El impacto depende del consumo térmico por cada kwh o Heat Rate, HR. En Norte América el HR se expresa en Btu por cada kwh. Debido a que el combustible se comercializa en base al poder calorífico superior, en este documento se empleará el consumo térmico por cada kwh en base a poder calorífico superior, HR HHV. El HR es inversamente proporcional a la eficiencia. Por ejemplo, para una CCGN con una eficiencia del 5%, el HR HHV es Btu/kWh. El costo unitario del kwh por combustible está dado por Ec. 3 CU comb m HRHHV CC = 6 1 donde, o HR HHV es el Heat Rate de poder calorífico alto en Btu/kWh, o CC es el costo del combustible en $/millón de Btu, y o CU comb es el costo unitario del kwh correspondiente al combustible en $/kwh. 4. Alternativa al Gas Natural en el Ciclo Combinado. El combustible comúnmente usado en los ciclos combinados de gas y vapor es el gas natural. En este documento se han mostrado los problemas de volatilidad y aumento de precio que ha experimentado el gas natural recientemente. Se considera ahora una alternativa de combustible para el ciclo combinado: gas de síntesis. El gas de síntesis puede ser obtenido a partir de varios combustibles, como el coque de petróleo y el carbón mineral, mediante el proceso de gasificación. La inversión inicial de un ciclo combinado con gasificación integrada, CCGI, es mayor a la de un ciclo combinado convencional, y está entre los 1,2 y los 1,6 USD/kW [13]. La eficiencia del CCGI es del orden del 41%, esto es el HR HHV GICC = Btu/kWh [13]. A continuación se hará una comparación entre ambas tecnologías, CCGN y CCGI, calculando un costo unitario por kwh ayudados por Ec. 2 y Ec. 3. Además de los costos por capacidad, combustible y las eficiencias correspondientes, también se consideran costos típicos de operación y mantenimiento,.3834 USD/kWh para el CCGN y.857 USD/kWh para el CCGI [15]. Las Figura 5 y Figura 6 presentan los costos unitarios correspondientes a cada tecnología trabajando a un factor del planta del 85%. Cada curva representa un costo por capacidad fijo. En general las curvas dicen cuál es el costo de la energía, $/kwh, para un determinado precio de combustible (USD/ 1 6 Btu) USD/kWh CCGN u CUi = 8 CUi = 6 CUi = USD/1 6 Btu Figura 5 Costo unitario del kwh CCGN

5 .7 CCGI EFICIENCIAS USD/kWh CUi = 2 CUi = 15 CUi = USD/1 6 Btu Figura 6 Costo unitario del kwh CCGI Si se considera la curva de costo por capacidad de 6 USD/kW en Figura 5 y el precio del gas natural a 5. USD/1 6 Btu, el costo de la energía resulta en.4814 USD/kWh. Utilizando la misma curva, pero ahora con el precio promedio del 22 del gas natural que se mencionó anteriormente, 3 USD/1 6 Btu, el costo unitario de la energía resulta.3449 USD/kWh. El tipo de cambio promedio durante el mismo año fue de 9.66 Pesos/USD. Según estos cálculos y suposiciones, se puede concluir que el precio promedio de la energía producida por un CCGN durante el 22 debió ser de.33 $/kwh, lo cual se ajusta muy bien al costo de generación de los PIEs en ese período [16]. Valiéndose de la Figura 6, se puede averiguar a qué precio se necesitaría conseguir el combustible para obtener energía al mismo costo determinado. Si se considera la curva de costo por capacidad de 15 dólares por cada kw, y un costo de la energía de.4814 USD/kWh, entonces el precio del combustible debe ser 1.7 USD/1 6 Btu. Como se muestra en la Figura 1, el carbón mineral importado ha mantenido un precio estable, alrededor de 1.5 USD/1 6 Btu, y podría satisfacer el abastecimiento de combustible para producir el gas de síntesis. 5. Emisiones CO 2 Cada tecnología tiene una eficiencia neta térmica típica [14]. Dichas eficiencias de poder calorífico superior aparecen en la Tabla 1. Tabla 1 Eficiencias térmicas de las varias tecnologías HR HHV (Btu/kWh) Eficiencia HHV Vapor 1,83 34% CCGN 6,764 5% Dual 9,655 35% Carboeléctrica 9,916 34% Turbogas 9,574 36% Diesel 7,723 44% CCGI 8,53 4% Una misma tecnología puede usar varios combustibles, por lo que la emisión de CO 2 por kwh depende de la tecnología y del combustible. En la porción superior de la de la Tabla 2 aparecen las emisiones por tecnología y combustible. La porción inferior muestra las emisiones de CO 2 por combustible en gramos por millón de Btu [17]. Tabla 2 Producción de CO 2 por cada kwh y por millón de Btu térmicos EMISIONES POR TECNOLOGÍA Y COMBUSTIBLE (gr CO2 / kwh) La combinación de tecnología y combustible con menos emisiones, es el CCGN. Esto es de esperarse, dada la alta eficiencia inherente a un ciclo combinado y que el gas natural es el combustible que menos CO 2 libera por cada 1 6 Btu Las emisiones de CO 2 /kwh del CCGI, son comparables con una carboeléctrica, el resto de las emisiones, como el NO X, son comparables a las de un CCGN [15]. 6. Conclusiones F.O. GN Carbón Diesel Coque Vapor CCGN Dual Carboeléctrica 957 Turbogas Diesel CCGI EMISIONES POR COMBUSTIBLES (gr. CO2 / Millón Btu ) F.O. GN Carbón Diesel Coque 78,882 53,16 96,479 73,23 12,117 La creciente fracción de gas natural dentro de la generación de energía eléctrica a partir de combustibles fósiles, contribuye significativamente a la demanda de ese energético en Norteamérica. Al mismo tiempo, el sector eléctrico se hace sensible a la volatilidad y al aumento de precio del gas natural. Existen otros combustibles fósiles que han mostrado comportamientos más estables, como el carbón. El coque de petróleo va tomando lugar alternativa energética en algunos sectores industriales que

6 han decidido su consumo de gas natural. Se concluye que con precios del gas natural por arriba de 4.5 dls/mbtu la tecnología CCGI se vuelve competitiva comparada con CCGN. A medida que la inversión inicial de CCGI disminuya la tecnología se hará más atractiva. 7. Referencias [1] Secretaría de Energía, Prospectiva del Mercado de Gas Natural , mapa 1, página 21. [2] César Sánchez, El Norte, Negocios, 25 de abril de 24. Citando a Dioniso Garza Medina, presidente del consejo de administración de Alfa. [3] Tercer informe de labores de CFE, Septiembre 22 a Agosto 23. [4]Estructura de precios del gas natural id=769&seccion_id=262 [5] César Sánchez, El Norte, Negocios, 3 de enero de 24. Concluye CEMEX reconversión. [6] César Sánchez, El Norte, Negocios, 23 de marzo de 24. Busca Hylsa sustituir gas natural por coque. [7] César Sánchez, El Norte, Negocios, 26 de marzo de 24. Invierte Vitro Dls. 6 millones [8] José Ángel Vela, El Norte, Negocios, 15 de mayo de 24. Disparan 16 veces producción de coque. [9] Secretaría de Energía, Prospectiva del Mercado de Gas Natural , cuadro 9, página 42. [1] esp.xls [11] North American Energy Working Group, North America The Energy Picture, June m#_vpid_1 [12] Energy information Administration, Annual Energy Outlook 24 with Projections to 225 Market Trends Electricity. [13]Lisa Kosavic, How clean is coal?, Energy User News tion/features/bnp features item/,,77769,+enuss_1dbc.html [14] CFE, Subdirección de Programación, COPAR 23, cuadro 4.4, folio [15] Manuel Treviño Coca, Tecnología de Gasificación Integrada al Ciclo Combinado Aplicación Real en España, ELCOGAS Puertollano. limpia%2del%2carbon.pdf [16] folio [17] Energy information administration, Fuel and Energy Source Codes and Emission Coefficients 8. Biografías Armando Llamas Terrés es Ingeniero Electricista (1983) y obtuvo la Maestría en Ingeniería (1985) en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey Campus Monterrey. En 1992 recibió el grado de Doctorado (Ph. D.) de Virginia Polytechnic Institute and State University. Actualmente es el Director del Centro de Estudios de Energía del ITESM y el responsable de la Cátedra de Modernización del Sector Energético en, un enfoque sostenible. Federico A. Viramontes Brown recibió el título de Ingeniero Mecánico Electricista del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, ITESM, y los grados de Maestro en Ciencias y Doctor en Filosofía de la Universidad de Pittsburgh. Actualmente es el Director del Área de Posgrado de la División de Ingeniería del ITESM. Es miembro Senior del IEEE. Oliver Probst recibió su diploma de física (M.C.) de la Universidad de Heidelberg, Alemania,en 199 después de haber estudiado en Hannover y Heidelberg. Obtuvo su grado de Doctorado en Ciencias de la Universidad de Heidelberg en Desde 1999 es Director del Departamento de Física. Pertenece a la Cátedra de Investigación en Energía. Ruth Elizabeth Reyna Caamaño es Ingeniera Química y de Sistemas (1989) del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey Campus Monterrey. En 1994 recibió el grado de Maestro en Ciencias con especialidad en Ingeniería Química (1994). Recibió el grado de Maestría en Ciencias y Doctorado en Filosofía con especialidad en Ingeniería Ambiental (21) en la Universidad de Carnegie Mellon, Pittsburgh. Actualmente es Profesor Investigador en el Centro de Calidad Ambiental en ITESM. Aníbal Morones Ruelas es Ingeniero Mecánico Electricista del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey (23). Actualmente es estudiante de la Maestría en Ciencias en Ingeniería Energética del ITESM y asistente de investigación en el Centro de Estudios de Energía del mismo instituto. Manuel Ángel González Chapa es Ingeniero Mecánico Administrador en la Universidad Autónoma de Nuevo León (21). Recibió su grado de Maestría en Ciencias en Ingeniería Energética en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey.