Perspectivas del Gas Natural en México

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

2 Prospectiva de la demanda de energía 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 (%) Gasolina 3.6 Diesel 3.8 GLP 1.5 Electricidad 5.6 Gas Natural 7.6 Fuente: e: Prospectivas , 2012, 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 TERMOELECTRICA CONVENCIONAL Eficiencia: 35% TURBINA DE GAS Aire Gas Nat. 100% Generación Pérdidas simple Aire Gas Nat 100% Caldera Electricidad 35% 15% Turbina Vapor Electricidad 35% Generador Condensador Pérdidas 65% Pérdidas 50% Eficiencia: 35% Compresor-Turbina Gas CICLO COMBINADO Gas Nat. 100% Aire Generador Pérdidas 10% Electricidad 20% Pérdidas 35% Compresor-Turbina Gas Generador Caldera Electricidad 35% Turbina Vapor Generador Condensador 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: Ton Nox/GWh 0 Ton SO2/GWh Tuxpan+Mazatlán Combustóleo Valle de México Gas Natural Ciclo Combinado Gas Natural

7 Plantas Termoeléctricas Consumo de Combustóleo MBD Emisiones SO2 1,540,000 Ton/año REFINERÍA 16 6 TÉRMICA GAS TÉRMICA COMB DUAL CARBÓN Entre 2000 y 2006 se tiene programado reducir el consumo de combustóleo en más de 35% Fuentes: Pemex Refinación, CFE:

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 PRECIO GAS (USD/MMBTU) Plantas Nuevas PRECIO COMBUSTOLEO (USD/BL) PRECIO RESIDUO DE VACÍO (USD/BL)

9 Comparación Económica de IGCC con R.V. VS Ciclo Combinado Es Preferible Ciclo Combinado Precio del R.V. (USD/Barril) Es Preferible IGCC Precio del Gas Natural (USD/MMBTU) (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) ,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 Turbogas Vapor Carbón Nuclear Geotérmica Ciclo Combinado Dual Comb. Interna Hidráulica Eólica 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 % % % 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 Gas Natural Diesel Combustóleo Carbón

13 Demanda de Gas Natural 2003 El mercado nacional demandó 4,015 MMPCD, de los cuales, 1,170 MMPCD fueron para autoconsumo de PEMEX Industria 25% Residencial 3% PEMEX 28% 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 Electricidad 44% 4,015 MMPCD Importación PEMEX 19% Importación terceros 3% Fuente: Indicadores Petroleros, PEMEX, 2003 Producción PEMEX 78%

14 Demanda de gas natural por región Noreste 1,360 MMPCD Petrolero Eléctrico Industrial Residencial Noroeste 255 MMPCD 1, Centro Occidente 485 MMPCD Centro 665 MMPCD Sur sureste 2,075 MMPCD 0.3

15 Crecimiento estimado de la demanda de gas natural 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 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, Histórico Prospectiva Petrolero Eléctrico Industrial R,S & T 2012 TMCA 15.0% 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% ,085 MMPCD 39% ,856 MMPCD 18% ,652 MMPCD 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 Petróleo Electricidad Industria C+S+T

17 Inversión en Pemex Exploración y Producción 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 La producción nacional se incrementará de 4,500 millones de pies cúbicos diarios en 2003 a 6,800 millones en Sin embargo, a estas cifras es necesario descontarle el gas empleado eado por PEP para bombeo neumático y la quema de gas en campo 8,000 7, % 6.8 Bcfd mmcfd 6,000 5,000 4, Bcfd Marine Regions Southern Region 3,000 2,000 1,000 Northern Region

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 5,000 4,000 3, ,087 1,305 2,000 1,000 3,093 3,704 3, Gas Asociado Gas No Asociado Fuente: Prospectiva de gas natural

21 Producción esperada de gas natural

22 Importación de gas natural 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. 2,566 MMPCD 2,199 1,418 1,156 1,307 1,501 1,612 1,674 1,

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

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

25 Red de Gasoductos en el 2012 sin terminales de GNL en el Pacífico 0.5 BCFD 1.0 BCFD Nogales Santa Ana Naco Cananea 0.5 BCFD HERMOSILLO GUAYMAS EMPALME CUAUHTEMOC ANAHUAC CHIHUAHUA Delicias Cd. Camargo Química Jiménez del Rey Escalón Gómez P. Castaños PIEDRAS NEGRAS Monclova Hidalgo Pandura Miguel Alemán RAMOS MONTERREY Cd. Lerdo Parras ARIZPE Cadereyta Torreón SALTILLO ARTEAGA NUEVO LAREDO REYNOSA Camargo Sn. Fernando RIO BRAVO MATAMOROS 0.5 BCFD Sn. Luis Potosí ALTAMIRA C.F.E. Colinas TAMPICO Campo Tam. CD. MADERO AGUASCALIENTES Guadalajara C.F.E. El Verde LEON IRAPUATO SILAO SALAMANCA CELAYA SN. JUAN DEL RIO TOLUCA Tlalchinol Tula QUERETARO Sta. Ana DF PACHUCA TLAX. Poza Rica Veracruz 4 MERIDA Valladolid CAN CUN L. Cárdenas PUEBLA Cd. Mendoza T. Blanca Minatitlán Atasta Nvo.Teapa Cactus y NuevoPemex

26 Terminales de GNL y Expansión de la Red de Gasoductos 1.0 BCFD 1.0 BCFD MEXICALI Nogales Santa Ana Naco Cananea 1.0 BCFD 1.5 BCFD HERMOSILLO GUAYMAS EMPALME CUAUHTEMOC ANAHUAC CHIHUAHUA Delicias Cd. Camargo Química Jiménez del Rey Escalón Gómez P. Castaños PIEDRAS NEGRAS Monclova Hidalgo Pandura Miguel Alemán RAMOS MONTERREY Cd. Lerdo Parras ARIZPE Cadereyta Torreón SALTILLO ARTEAGA NUEVO LAREDO REYNOSA Camargo Sn. Fernando RIO BRAVO MATAMOROS 0.5 BCFD 0.5 BCFD Sn. Luis Potosí ALTAMIRA C.F.E. Colinas TAMPICO Campo Tam. CD. MADERO AGUASCALIENTES Guadalajara C.F.E. El Verde LEON IRAPUATO SILAO SALAMANCA CELAYA SN. JUAN DEL RIO TOLUCA Tlalchinol Tula QUERETARO Sta. Ana DF PACHUCA TLAX. Poza Rica Veracruz 4 MERIDA Valladolid CAN CUN L. Cárdenas PUEBLA Cd. Mendoza T. Blanca Minatitlán Atasta Nvo.Teapa Cactus y NuevoPemex 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 TERMOELECTRICA CONVENCIONAL Eficiencia: 35% TURBINA DE GAS Aire Gas Nat. 100% Generación Pérdidas simple Aire Gas Nat 100% Caldera Electricidad 35% 15% Turbina Vapor Electricidad 35% Generador Condensador Pérdidas 65% Pérdidas 50% Eficiencia: 35% Compresor-Turbina Gas CICLO COMBINADO Gas Nat. 100% Aire Generador Pérdidas 10% Electricidad 20% Pérdidas 35% Compresor-Turbina Gas Generador Caldera Electricidad 35% Turbina Vapor Generador Condensador Eficiencia: 55%

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

31 Evolución de la cogeneración en México 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1, 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 Total de residuos a cogeneración Dos plantas una con cogeneración y excedentes a red y otra de generación independiente IGCC CLF 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 Costo de la Electricidad (USD/MWh) LFC GASIFICACIÓN Precio del R.V. (USD/B)

35 Cogeneración Proyectos de PEMEX COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS PROYECTOS DE AUTOABASTECIMIENTO Costo de energía eléctrica, USD/MWh 14% TIR 45 10% TIR Precio de residuo de vacío, USD/B NOTAS: Valores calculados por DCPE de PEMEX con sus propios datos, Eficiencia estimada del sistema de 76%. Costo del vapor a proceso 8 USD/Ton.

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 Salamanca Residuo de Vacío Tula Residuo de Vacío

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* Tula* * 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

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