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
Unidad de Planeación Minero Energética
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
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Potencial de Gas Natural
Reservas Producción
Fuente: UPME, ADL
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
202
7
2029
203
1
2033
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
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Precios
Fuente: UPME
Guajira Cusiana
Estimación de precios de largo plazo
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Balance Gas Natural
Fuente: UPME
Escenarios de oferta y demanda
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• 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
D
iji PPP ,
ji
jijiji LSDPE,
,, )(
Infraestructura de Transporte
Hipótesis de balance
ji
j
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S
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D
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L
S
D
P
P
P
E
,
,
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
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Análisis de confiabilidad
Infraestructura de Transporte
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Inte
rru
pci
on
es/
me
s
Fza Mayor Planeados
Durante 6 años se reportaron las siguientes interrupciones, tanto forzadas como no forzadas.
Historial de eventos en fallas por mes
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• Se toma la probabilidad de falla del proceso
• El cálculo se realiza para cada elemento
TOTAL
OFF
T
T
TE
TEP
)(1
)(
Infraestructura de Transporte
Confiabilidad
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0
0,005
0,01
0,015
0,02
0,025
0,03 B
alle
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Eventos de Fza Mayor Eventos planeados
Probabilidad de falla de los elementos
Infraestructura de Transporte
En general, las probabilidades de falla no superan el 2.5%
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0
0,01
0,02
0,03
0,04
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0,07
Probabilidad de falla, Evento de fuerza mayor Probabilidad de falla, evento planeado
Probabilidad de falla de los nodos de demanda
Infraestructura de Transporte
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Efectos de la confiabilidad
Combinando las hipótesis de confiabilidad y balance
Infraestructura de Transporte
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Reducción debida al peak shaving
Infraestructura de Transporte
Los diferentes tipos de desabastecimiento introduciendo peak shaving en los nodos de mayor demanda.
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• 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
Infraestructura de Transporte
Especificaciones de la planta y resultados
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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
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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
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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)
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Cogeneración en Colombia
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)
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Cogeneración en Colombia
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.
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Cogeneración en Colombia
Inventario 2007 ANDI – Cogeneración
De estos el 14% utiliza como combustible Gas natural. Fuente: ANDI, 2007
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Autogeneración en Colombia
Inventario 2007 ANDI – Autogeneración
De estos el 64% utiliza como combustible Gas natural. Fuente: ANDI, 2007
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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
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* 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%
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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
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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
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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
0
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Conversiones GNV (MPCD)
Sector transporte
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Fuente: UPME
0
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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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20
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ACPM Gasolinas GNV EE GLP GNL
8%
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19%
15%
7%
55%
38%
10%
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
GNL en el sector transporte – Escenario de penetración agresivo
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Fuente: UPME
Consumo final
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seta
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Trac
toca
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ACPM Gasolina GNV Eléctricos Híbridos Gasolina Híbridos ACPM GNL GLP
Distribución de la flota por energético - 2040
Sector transporte
GNL en el sector transporte – Escenario de penetración agresivo
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¿Nuevas tecnologías (micro LNG)?
¿Nuevos usos/mercados?
¿Restricciones?
¿Estándares y regulación?
¿Incentivos?
Gas natural en el sector transporte colombiano
$
Consumo final
Sector transporte
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GRACIAS www.upme.gov.co
Equipo de trabajo: Beatriz Herrera, Ibrahim Massy, Catalina Peña, Carlos Garcia, Carolina Obando, Camilo Tautiva, Carlos Valles
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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
0
5
10
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20
25
30
35
40
Estrato 1 Estrato 2 Estrato 3 Estrato 4 Estrato 5 Estrato 6
m3/m
es
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
220
230
240
250
260
270
280
290
300
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
m3/m
es
-1,34%
Consumo final
Sector comercial
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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.
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GRACIAS www.upme.gov.co
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