Nuevas tecnologías y desarrollos para el gas natural ... · Angela Cadena Monroy et al. Cartagena,...

Unidad de Planeación Minero Energética

20 años

Angela Cadena Monroy et al.

Cartagena, abril 10 de 2014

Nuevas tecnologías y desarrollos para el

gas natural

Experiencias internacionales


20 años

Contenido

Introducción

1. Potencial de gas natural

2. Balance oferta-demanda

3. Infraestructura de transporte

4. Sectores de transformación y uso final

5. Conclusiones


20 años

Potencial de Gas Natural

Reservas Producción

Fuente: UPME, ADL

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500

1.000

1.500

2.000

2.500

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3.500

2013

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7

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1

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2035

2037

MP

CD

Escasez Base Abundancia

Incorporación de 1 TPC de CBM adicional a las reservas de La Loma en escenario base Sustitución de GN convencional por CBM para autogeneración

Fuente: UPME, ADL

Evolución de la Oferta de Gas Natural


20 años

Precios

Fuente: UPME

Guajira Cusiana

Estimación de precios de largo plazo


20 años

Balance Gas Natural

Fuente: UPME

Escenarios de oferta y demanda


20 años

• Bajo los supuestos de no limitaciones de capacidad, el

desabastecimiento coincide con demanda-oferta.

• El valor esperado del desabastecimiento viene dado como la

diferencia entre oferta y demanda, ponderada por las respectivas

probabilidades, más los costos debido a limitaciones de

capacidad.

S

j

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iji PPP ,

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jijiji LSDPE,

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Infraestructura de Transporte

Hipótesis de balance

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,

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Valor esperado del desabastecimiento

Probabilidad conjunta de oferta y demanda

Probabilidad de demanda

Probabilidad de oferta

Nivel de demanda

Nivel de oferta

Volumen no transportado por capacidad


20 años

Análisis de confiabilidad


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1

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5

6

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Inte

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Fza Mayor Planeados

Durante 6 años se reportaron las siguientes interrupciones, tanto forzadas como no forzadas.

Historial de eventos en fallas por mes


20 años

• Se toma la probabilidad de falla del proceso

• El cálculo se realiza para cada elemento

TOTAL

OFF

T

T

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Confiabilidad


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Eventos de Fza Mayor Eventos planeados

Probabilidad de falla de los elementos


En general, las probabilidades de falla no superan el 2.5%


20 años

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Probabilidad de falla, Evento de fuerza mayor Probabilidad de falla, evento planeado

Probabilidad de falla de los nodos de demanda



20 años

Efectos de la confiabilidad

Combinando las hipótesis de confiabilidad y balance



20 años

Reducción debida al peak shaving


Los diferentes tipos de desabastecimiento introduciendo peak shaving en los nodos de mayor demanda.


20 años

• Capacidad de una peak shaving: 136,3 MPCD

• Inversión de la obra: MUS$ 51

• Tiempo de construcción: 22 meses

Racionamiento si no se hace peak-shaving

• Costo evitado de racionamiento: MUS$ 14,27

• Máximo pico de demanda: 392,67 MPCD

Fuente: Gas Natural Fenosa, Argentina

Fuente: Cálculos UPME


Especificaciones de la planta y resultados


20 años

Tendencias Nacionales

Generación eléctrica - CBM

Se han estimado entre 2,3 y 5 TPC en los escenarios de

incorporación de reservas base y abundancia.

Contratos vigentes en Colombia:

RÍO RANCHERÍA: Contrato de asociación – (superposición con

Cerrejón) y firmado por ECOPETROL.

LA LOMA: Contrato firmado con la ANH para consumo propio

(autogeneración).

Fuente: Franklin Electric


20 años

Tendencias Nacionales

Sector industria

Ventajas

Ahorro energético y económico, mejores eficiencias y

rendimiento eléctrico equivalente

Menores efectos ambientales comparado con otros

energéticos

Mayor confiabilidad y respaldo

Mayor competitividad industrial

Desarrollo industrial creación de empresa

Venta excedentes Viabilidad financiera de los proyectos

Rentabilidad dada por el grado de aprovechamiento de

térmico

Menores costos de operación y mantenimiento

Menores perdidas eléctricas y presencia de generación

distribuida

Cogeneración y venta de excedentes

Fuente: U. de Zaragoza


20 años

Cogeneración en Colombia

La empresa Coltejer también se encuentra registrada desde diciembre de 2013 como cogenerador ante la ASIC, pero no cuenta con 12 meses de datos para ser incluido en el anterior reporte técnico operacional.

• A enero 2014 se tiene registro de 13 cogeneradores inscritos ante la ASIC • Detalle técnico operacional 2013:

Fuente de los datos: Informe Seguimiento Cogeneradores Resolución CREG 05 de 2010 (XM, enero 2014)

Empresa Bagazo Carbon Fuel Oil Gas E. Eléctrica Calor Util

Ing. Incauca 1.365.460.377 611.268.862 227.647.554 1.080.765.106 4,7

Ing. Providencia 1.246.340.656 216.918.942 246.901.555 748.096.004 3,0

Ing. Riopaila 706.686.217 0 83.091.650 632.614.238 7,6

Ing. Tumaco 105.819.146 9.512.878 59.018.127 6,2

Ing. La Carmelita 198.254.797 21.591.475 149.013.883 6,9

Ing. Mayaguez 655.377.452 375.957.267 177.094.160 574.852.043 3,2

Ing. San Carlos 205.577.733 21.331.508 115.362.380 5,4

Ing. Pichichi 393.343.327 38.760.771 267.154.817 6,9

Ing. Castilla 753.320.994 0 64.824.029 487.477.283 7,5

Proenca (Ing. La Cabaña) 120.899.490 390.215.933 52.187.135 281.431.235 5,4

Ing. Risaralda 844.681.500 8.303.250 73.134.753 455.246.468 6,2

Papeles Nacionales 251.572.279 87.452.467 52.016.798 0,6

SUMA (kWh) 6.595.761.689 1.594.361.005 8.303.250 251.572.279 1.103.529.934 4.903.048.382 Promedio:

Equivalencia (GJ) 23.744.742 5.739.700 29.892 905.660 3.972.708 17.650.974 4,4

Relación

Calor/Electricidad

Consumo (kWh) Generación (kWh)


20 años


Industria de la Caña de Azúcar

• 11 Ingenios se encuentran registrados ante la ASIC como cogeneradores (enero,

2014).

• Capacidad instalada de cogeneración capaz de suministrar 193 MW en energía

eléctrica, de los cuales 53 MW corresponden a excedentes (2011).

• Combustibles utilizados: bagazo (80,5%), carbón (19,4%) y lìquidos (0,1%).

• Se prevé una expansión 140 MW eléctricos, 92 MW de los cuales corresponderían

a excedentes.

Fuentes: Ibid + Retos de la Cogeneración frente a la garantía de abastecimiento energético (Asocaña, noviembre 2012)


20 años


Industria del aceite de palma

Industrias de alimentos y bebidas

• Se estiman potenciales de cogeneración con base en residuos sólidos y biogás,

del orden de 350 MW eléctricos, 300 MW corresponderían a excedentes.

Fuentes: ibid + Fedepalma + InCombustion, 2014 + Proyecto UPME-BID en curso 2013

• Se cuenta con potenciales no cuantificados de cogeneración a partir de biogás

producido en plantas de tratamiento de aguas residuales. Por lo menos dos

empresas nacionales producen calor útil a partir de este recurso hoy en día y

analizan la posibilidad de pasar a generar energía eléctrica.

Industrias petrolera

• Se tiene conocimiento de instalaciones de más de 1000 MW asociadas a los

procesos de refinación, utilizando principalmente combustibles como gas natural y

GLP. No se cuenta con reportes oficiales de esta capacidad.


20 años


Inventario 2007 ANDI – Cogeneración

De estos el 14% utiliza como combustible Gas natural. Fuente: ANDI, 2007


20 años

Autogeneración en Colombia

Inventario 2007 ANDI – Autogeneración

De estos el 64% utiliza como combustible Gas natural. Fuente: ANDI, 2007


20 años

Consumo final de gas natural en

Colombia 2012

Gas Natural, 174898,

16%

Petróleo y derivados,

527800, 48%

Carbones, 48680, 5%

Biomasas, 123597, 11%

Electricidad, 183148, 17%

Otros, 36013, 3%

Consumo final de energía 2012 TJ

Residencial, 42753, 25%

Comercial y Público,

17586, 10%

Industrial, 91708, 52%

Transporte, 22851, 13%

Consumo final de GN por sectores 2012 TJ

HE, 203958, 13%

GN, 396387, 25%

PT, 681970, 43%

CM, 154703, 10%

LE, 84916, 5%

BZ, 47495, 3%

RC, 11024, 1%

Demanda interna de primarios 2012 TJ


20 años

* Subsectores de: Alimentos, Bebidas, Cueros, Madera, Papel y Textil

Consumo final

Sector industria

• Potencial de reducción del consumo energético en los subsectores manufactureros códigos CIIU 10 a 18* (resultados preliminares)

Diagnóstico energía térmica

La mayoría de procesos térmicos en estos subsectores, son de baja temperatura (T< 200°C) y se dan con calentamiento indirecto a través de vapor.

La principal fuente de generación de calor son calderas pirotubulares y acuotubulares, con edades promedio de 23 años, sin implementación de recuperación de calor residual ni mezclas eficientes de aire/combustible.

Parámetro Caldera Pirotubular Caldera Acuotubular

Principal combustible Gas natural Carbón y biomasa

Tamaños Principalmente

Entre 100 y 1.000 bhp entre 400 y 600 bhp

Entre 100 y 10.000 bhp (entre 1.000 y 10.000)

Eficiencias Entre 75 y 80% Menores a 50%


20 años

Consumo final

Sector industria

• Potencial de reducción del consumo energético en los subsectores manufactureros códigos CIIU 10 a 18* (resultados preliminares)

Potenciales de ahorro según opciones

Programa a implementar Eficiencia

esperada

O1: Ajustes y repotenciación

de componentes 78% a 80%

O2: Instalación de

recuperadores de calor 84% a 86%

O3: Sustitución por calderas de

condensación 90% a 95%

O4: Sustitución de sistemas

centralizados por

calentamiento directo

85% a 90%

* Subsectores de: Alimentos, Bebidas, Cueros, Madera, Papel y Textil


20 años

Equilibrio de la canasta energética. Mayor

capacidad de exportación de HC.

En Colombia desde hace

~28 años

Tendencia mundial en transporte

masivo

Vehículos dedicados ya en el país. Piloto: travesía entre Cartagena y

Bogotá y pruebas adicionales en Bogotá

Beneficios energéticos, económicos y ambientales

Transporte masivo a GNV en Colombia: Metroplus (Medellín).

Próximamente en Cartagena, Valledupar, Palmira y Santa Marta

Flotas de camiones de reparto (TCC – Servientrega)

Incentivos a la conversión de vehículos

(más de 450 mil vehículos convertidos)

Consumo final

Sector transporte


20 años

Fuente: MME y UPME

En 2006 se alcanzó un primer pico en las conversiones a GNV, impulsado principalmente por el transporte público individual (taxis).

El segundo pico, alrededor de 2011, refleja el incremento de conversiones de vehículos particulares.

El consumo de gas natural vehicular, aunque tiene relación con las conversiones, alcanzó un registro máximo en 2008 y ha tendido a establecerse alrededor de los 75 MPCD durante los últimos años.

Consumo final

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Conversiones GNV (MPCD)

Sector transporte


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Fuente: UPME

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ACPM Gasolinas GNC GNL GLP

GNL en el sector transporte – Escenario de penetración agresivo

Consumo final

Entrada del GNL en 2016, con una meta de ~4,000 vehículos en 2019 (≈7% del total de la flota).

El consumo de GNL representaría el 7% del consumo total del GNV para el país en 2040 (en el escenario agresivo).

Proyección de flota de tractocamiones

Sector transporte


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Fuente: UPME

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ACPM Gasolinas GNV EE GLP GNL

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1%

Consumo final

El GNL llegaría a representar el 1% de la demanda de energía para el sector.

El GNV (GNC y GNL) llegaría a ser el 9% en 2040, que corresponde a ~138 MPCD en el mismo año.

Demanda energética

Sector transporte



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Fuente: UPME

Consumo final

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ACPM Gasolina GNV Eléctricos Híbridos Gasolina Híbridos ACPM GNL GLP

Distribución de la flota por energético - 2040

Sector transporte



20 años

¿Nuevas tecnologías (micro LNG)?

¿Nuevos usos/mercados?

¿Restricciones?

¿Estándares y regulación?

¿Incentivos?

Gas natural en el sector transporte colombiano

$

Consumo final

Sector transporte


20 años

GRACIAS www.upme.gov.co

Equipo de trabajo: Beatriz Herrera, Ibrahim Massy, Catalina Peña, Carlos Garcia, Carolina Obando, Camilo Tautiva, Carlos Valles


20 años

Consumo final

Precios - diciembre 2013

Fuente: SUI

Se evidencian los beneficios percibidos por los usuarios en el uso del GN por estrato. Frente al GLP, las diferencias en costos son significativas.

Entre el 2006 y el 2013, la tendencia por estrato en cuanto a consumo específico es decreciente.

Consumo específico - sector residencial

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Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6

m3/m

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2006 2008 2009 2010 2012 2013

-1,7% -1,9% -2,8%

-1,6% -3,1%

-1,3%

Sector residencial


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Precios

Fuente: SUI

En este sector, las cifras muestran una disminución del consumo, con una tasa interanual de aproximadamente -1,34%. En cuanto a precios, el GLP se ha mantenido por encima del GN.

Consumo específico - sector comercial

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m3/m

es

-1,34%

Consumo final

Sector comercial


20 años

Conclusiones

• De acuerdo a la planta de peak shaving de referencia de Gas Natural Fenosa,

no resulta rentable implementarlo como alternativa de suministro y

confiabilidad

• Los desabastecimientos de confiabilidad resultan del orden del 1% de la

demanda total.

• La generación distribuida, cogeneración y autogeneración podrán vender

entregar excedentes a la red, con la aprobación de la Ley 278.

• En el sector transporte, el uso del gas natural se ha venido incentivando y se

espera que su participación en el sector en los próximos años siga creciendo.

La entrada de nuevas tecnologías (micro GNL) y el fortalecimiento de las

actuales, pueden llevar al gas natural a alcanzar el 9% de la demanda

energética del sector, abarcando distintos modos y categorías.


20 años

GRACIAS www.upme.gov.co

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