GENERACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL (ELEMENTOS CONCEPTUALES

Gas Natural y Generación Termoeléctrica Prof. Dante Perea Rivarola

GENERACION DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL (ELEMENTOS CONCEPTUALES)

INTRODUCCION En el ámbito mundial, durante el decenio de los ochenta, el gas natural, se impuso y consolidó, como una de las fuentes de energía de mayor aporte ponderado, dentro de las diversas fuentes comerciales de energía. Antes de los años setenta, los Estados Unidos, era realmente el único país que lo consideraba así; de hecho, en el año 1973, en dicho país, ésta fuente de energía, representaba una tercera parte (1/3) del total de la energía empleada. A modo de reseña histórica, cabe mencionar que el decenio de los años setenta, resultó la etapa del desarrollo más notoria del empleo del gas natural, efecto que se percibió con especial notoriedad en los países "grandes" de la denominada Europa occidental (Alemania, Francia, Gran Bretaña, Italia, Países Bajos), equivalentemente en la Unión Soviética y en escala proporcional, en algunos países en vías de desarrollo (México, Argentina, Argelia, Pakistán). Actualmente, salvo algunos consumidores de poca importancia, son muy raros los países que no han hecho caso al "llamado del gas natural", para cubrir sus necesidades en energía. El crecimiento de la demanda, en algunos casos, no puede ser calificado sino en términos de: "impresionante"; en países como Brasil, India o Egipto, lugares se puede apreciar cómo el consumo, se multiplica en diez veces en apenas poco más de diez (10) años!. Esta fuerza de la industria del gas natural, se mantiene e impone, a pesar de su requerimiento de una infraestructura relativamente pesada; dicho sea de paso, el gas natural, comparte esta "limitación" con la energía eléctrica, pues tanto el uno como la otra, son vectores energéticos, cuyo empleo en punto final del usuario, requiere de una "red" que alcance el producto hasta el usuario; adicionalmente, ambas formas de energía, se caracterizan por su limitada capacidad de ser almacenadas, (eventualmente "almacenajes" subterráneos, para el gas natural) o muy escasa (bombeo-returbinaje para la energía eléctrica). Sin embargo, la necesidad de redes, impuesta por este despertar industrial, más que una carga pesada, es actualmente una suerte, en un mundo que se urbaniza cada día un poco más. El acceso a los consumidores, es más directo y estos son seducidos por la concepción de la simplicidad del servicio, implícita en el pragmatismo del "presionar un botón", que les puede asegurar tanto el gas natural como la energía eléctrica, gracias a los sofisticados equipos / aparatos industriales / domésticos, que ahora están disponibles en el mercado. Antes de profundizar en lo que ahora nos concierne y que pretendemos transmitir en éste documento, y dado que realmente en nuestro país, el gas natural aún no nos resulta un "producto familiar", se hacen necesarias algunas precisiones al respecto. Cuando se invoca el término genérico Gas Natural, en realidad, nos estamos refiriendo al producto de la naturaleza que proviene de acumulaciones subterráneas, teóricamente generado en el tiempo, mediante una prolongada descomposición bacteriana de la materia orgánica. Aunque su composición química varía, según la naturaleza del reservorio, se concuerda que está formado mayoritariamente por hidrocarburos ligeros (de bajo peso molecular), siendo el metano (CH4) su principal componente.

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El gas natural ocurre en la naturaleza en dos formas: como "gas asociado" cuando acompaña al petróleo en el reservorio, y como "gas no asociado" cuando ocurre independientemente. En este último caso, los hidrocarburos están en fase gaseosa. En cualquier caso, el "gas asociado" proveniente de los yacimientos de petróleo o el "gas no asociado" proveniente de yacimientos con suficiente contenido de hidrocarburos más pesados que el propano (C3H8), debe ser tratado en Plantas de Tratamiento, donde se separan —mediante enfriamiento y disminución de presión— las porciones de hidrocarburos Líquidos del Gas Natural, (denominadas como LGN). Planta de Separación

Refinería Yacimiento de Petróleo y Gas Asociado

Yacimiento de Gas NOAsociado

GAS PETRÓLEO

GAS

AGUA

El procesamiento industrial del Gas Natural, permite generar al menos, tres grandes grupos de productos: 1° “Gas Seco”, (también llamado ‘gas combustible’, o simplemente ‘gas natural’); es el producto constituido básicamente por una mezcla de metano y algo de etano. Normalmente se le transporta en gasoductos; aunque hoy en día —por el elevado nivel de los precios del petróleo— ya resulta económicamente viable, la opción tecnológica de enfriarlo criogénicamente y emplear altas presiones para llevar esta mezcla al estado líquido, (es decir: licuefacción de gas natural = GNL) y transportarlo en buques, igualmente de alta tecnología, llamados “metaneros”. En el ámbito mundial, se emplea como, -» Combustible: para generar energía eléctrica en centrales termoeléctricas; reemplazando Petróleos Industriales (P.I.) y el Diesel No. 2 (D2), en aquellas aplicaciones de combustión directa. El gas seco, también puede ser usado como combustible automotor, bajo la forma de Gas Natural Comprimido (GNC) en motores gasolineros, prácticamente sin ninguna modificación y también en motores Diesel, con ciertas modificaciones en los sistemas de control de inyección del combustible. -» Materia Prima en la industria de Fertilizantes: se considera un ‘uso noble’ del recurso. Implica la elaboración de Urea y otros compuestos derivados similares. -» Materia Prima en Petroquímica: se considera también, un ‘uso noble’ del recurso. Implica usos tales como la elaboración de metanol y alcoholes superiores a partir del metano o de etileno a partir del etano. 2° Gas Licuado de Petróleo (GLP) es lo que hoy en día llamamos “gas” y que se comercializa envasado en balones. Es una mezcla en diferentes proporciones básicamente de propano-butano. 3° “Los Condensados C5+” que es la parte de líquidos livianos, tales como nafta, gasolina natural, el kerosene y algo de condensados (líquidos) más pesados. Los Gráficos Nos. 1 y 2 adjuntos, pretenden alcanzar una concepción esquemática de los procesos y productos del Gas Natural.

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Gráfico No. 01 Procesamiento del Gas Natural NO-Asociado

2° SEPARACIÓN

Gas Seco

3° FRACCIONAMIENTO G.L.P. L.N.G.

1° PRODUCCIÓN Condensados

GAS Yacimiento de Gas NO-Asociado

Gráfico No. 02 Productos del Gas Natural NO-Asociado

C1 / C2 “Gas Seco” = “Gas Natural”

Metano / Etano

C3 / C4 LGN = NGL = “Líquidos del Gas Natural”

Propano / Butano

GLP=LPG

C5+ “Condensados”

Hecho este preámbulo definitorio, adoptaremos de aquí en adelante, el término "gas natural" para referirnos más bien, al “Gas Combustible” también llamado “Gas Seco”; adopción que efectuamos simplistamente en correlación a la costumbre comercial, (a despecho del rigor técnico y destacando que no es el producto de reservorio, sino la fracción combustible de metano etano).

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Una inquietud que surge casi naturalmente, es sobre el "uso (o usos) del Gas Natural". Evidentemente, la posibilidad de utilización del Gas Natural, es en efecto, muy amplia. (una idea de ello, puede apreciarse en forma genérica en el Gráfico No. 3 adjunto).

Gráfico No. 03 Usos del Gas Natural

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Para algunos de tales usos, como aquellos que derivan del gas de síntesis, (CO + H2, como fuente de amoníaco, de metanol o para la manufactura de "hierro esponja") el gas natural, reina casi sin competencia; los bienes alternativos / concurrentes, tienden a su retiro gradual en la disputa de la supremacía, tanto técnica como económica. En el sector de la petroquímica, la extracción de los Líquidos del Gas Natural (GLP y "condensados C5+") es notoriamente predominante para la producción de olefinas. En el Sector Transporte sin embargo, el Gas Natural evidencia una notoria inferioridad, frente a los productos líquidos obtenidos del petróleo, sus características físicas, limitan su participación en un sector muy exigente en cuanto a la flexibilidad en almacenamiento y en distribución. Contrariamente, el gas natural, es muy apreciado en el sector industrial, donde es capaz de cubrir con ventaja, el suministro de energía térmica, prácticamente en toda la gama de temperaturas, para los diferentes equipos / procesos, con la ventaja adicional de facilitar las labores de mantenimiento. Por largo tiempo, el modo favorito de empleo de los combustibles fósiles, fue la calderería a vapor; la energía eléctrica, generada a través de una turbina a vapor, derivada de su utilización, ha sido un clásico de la industria en general. Hace unos treinta años, el gas natural no aparentaba ventajas drásticas, frente a sus competidores, tanto los usuarios industriales como los eléctricos, que usaban la generación de vapor, no estaban dispuestos a pagar un combustible como el gas natural, con un costo mayor que el del "Petróleo Industrial" (o Fuel-Oil en términos internacionales). Su ventaja más neta, se desprendía de la posibilidad de ofrecer muchas mayores posibilidades en cuanto a recuperación de calor, debido a que los gases de chimenea, efluentes del gas natural, no son corrosivos, situación que sí se da, en mayor o menor grado, con los gases de chimenea provenientes de la combustión de un Petróleo Industrial o Fuel-Oil y evidentemente en grado más notable, en el caso de carbones sulfurosos. Más recientemente, se ha incorporado además, la importante ventaja relacionada a las consideraciones de protección del medio ambiente, en las que el Gas Natural, es largamente ventajoso. Hoy en día se reconoce que si el gas natural ha de ser utilizado para la generación de energía eléctrica, debe estar dentro de aquellos sistemas que sepan aprovechar la mejor parte de sus cualidades intrínsecas. Estos sistemas, son los conocidos como: "Ciclocombinado", que han sido tecnológicamente "puestos a punto", antes de finales de la década de los ochenta; a la fecha, han demostrado su confiabilidad y simultáneamente, han incrementado su amplia gama de servicios durante los últimos años.

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1. CONSIDERACIONES COMBINADOS

TECNICAS

RELATIVAS

A

LOS

CICLOS-

El ciclo combinado, está constituido por una turbina a gas, en la cual, la energía de los gases de combustión (digamos a una temperatura en el orden de los 530 °C ), sirve para generar vapor por descompresión en una turbina a vapor (ver Gráfico No. 4). Gráfico No. 04 Esquema de un Ciclo Combinado

Gas Natural

La turbina a gas (TG) y la turbina a vapor (TV), accionan respectivamente Alternadores, produciendo los dos, energía eléctrica, en una proporción 2/3 y 1/3 respectivamente. Esta combinación de trabajo a alta temperatura en una turbina a gas y a baja temperatura en una turbina a vapor, permite aproximarse al rendimiento teórico (e) definido por Carnot:

e = (Tc - Tf) / Tc Este “rendimiento” o eficiencia, conceptualmente vincula, la temperatura de la fuente caliente (Tc) menos la temperatura de la fuente fría (Tf), dividido por la temperatura de la fuente caliente. En efecto, el ciclo-combinado es una mezcla particularmente exitosa, entre dos sistemas que habían llegado, o que estaban próximos a sus límites. De un lado, la turbina a gas (TG), era conocida por sus pobres rendimientos, (aún si estos habrían podido desarrollarse de 20-25% a 20-33%). La energía mecánica obtenida, provenía de la utilización del ciclo de Brayton, dentro del cual los gases calientes de combustión son dilatados dentro de la turbina a gas. (una representación ideal de este ciclo, se aprecia en el Gráfico No. 5). De otro lado, la turbina a vapor (TV), ha sido durante más de un siglo, la mejor herramienta del progreso industrial. La energía mecánica que se podía recuperar de ella, estaba determinada por los apremiantes físicos de uso del vapor de agua: condiciones críticas a alta temperatura, presiones a baja temperatura. Este es el ciclo de Rankine, que describe esta producción de energía mecánica, a partir de la caída de presión del vapor de agua en una turbina a vapor (ver Gráfico No. 5). Bajo una concepción económica, luego de la histórica primera alza de precios de los combustibles fósiles, en particular del petróleo en 1973, se hizo evidente que los todos aquellos sistemas de bajo rendimiento, en materia de empleo de energía, quedarían minimizados / aislados a usos muy limitados. Así, desde aquellos tiempos, las turbinas a gas, se mostraban más orientadas para la generación de energía eléctrica de punta o bien para su empleo en las regiones ricas en gas asociado, en las que era o es, quemado en las antorchas (flares).

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Posteriormente, mayores ambiciones, condujeron a la necesidad de utilización de las calorías "gratuitas", disponibles en los gases efluentes -aún calientes-, de los escapes de las turbinas a gas. De ahí la idea de instalar una caldera para producción de vapor, para la posterior recuperación de estas calorías, en una cadena o sucesión de intercambiadores. El vapor de agua así producido, podría entonces servir para generar energía eléctrica con un alternador acoplado a una turbina a vapor. El concepto del ciclo-combinado, en realidad no es complejo, ni tampoco tan nuevo en el plano estrictamente técnico, lo que ocurre es que toma cuerpo, en razón de la modificación de las condiciones económicas. El ciclo de Brayton y el de Rankine, entonces se asocian, para ofrecer la mejor parte de la combustión de un combustible limpio, tal como el gas natural o eventualmente de destilados livianos (ver Gráfico No. 5). Gráfico No. 05 “Ciclo Combinado” = Unión Exitosa

CICLO IDEAL BRAYTON

Temperatura

1260 °C

592 °C

CICLO COMBINADO Entropía Temperatura

14 °C

Temperatura

CICLO IDEAL RANKINE

Ciclo Carnot

537 °C

Entropía 10 °C Entropía

De un sólo golpe, los eléctricos, que propugnaban aumentar, poco a poco, en uno o dos puntos el rendimiento, mediante alguna a proeza técnica, vieron las perspectivas de que el rendimiento se incremente a 40—45%, y ahora, actualmente -con las últimas generaciones de turbinas a gas-, sobrepasan la barrera simbólica del 50% (en lugar del 33% con sólo la turbina a gas). Este es un progreso más que substancial, puesto que las tendencias estaban más hacia la baja de rendimientos, en razón de las limitaciones impuestas por las regulaciones de índole ecológica y los equipos involucrados para la satisfacción de tales regulaciones. Sin embargo, esta revolución al comienzo no fue exitosa. El shock petrolero de 1973 había, por supuesto, incentivado la carrera de los rendimientos, pero los fabricantes de turbinas no poseían máquinas con suficiente potencia como las que correspondían a las necesidades de la industria de generación de energía eléctrica. Si se toma la gama de un gran constructor de turbinas, se puede constatar que las máquinas más potentes, han seguido una evolución histórica, más o menos en los ordenes y oportunidades que se describen en la tabla siguiente:

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Año MM Watts

1966 18

1970 50

1971 62

1973 87

1980 115

1992 200

1994 300

+ 2000 500

Además de los elevados rendimientos a plena capacidad, la gran superioridad de los cicloscombinados, está en ofrecer, a cualquier carga, muy buenos rendimientos. (como se sabe, las turbinas a gas, sin recuperación de calor, tienen como característica la brusca y notable baja de rendimiento cuando operan en condiciones de fuera de plena carga). Gráfico No. 06 Evolución de la Generación de Electricidad por combustibles fósiles %

Rendimiento Térmico

50 Ciclo Combinado

40 Calentamiento Supercrítico

30 Carbón Pulverizado

20

10 Primera Central

1900

1920

1940

1960

1980

2000

Gráfico No. 07 Rendimiento Modular de los “Ciclos Combinados” %

Rendimiento Térmico 02 TG + 02 TVRC + 02 TV

50

40

01 TG + 01 TVRC + 01 TV

30

20

01 TG 02 TG

10 MWe

100

200

300

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2. CONSIDERACIONES ECOLOGICAS RELATIVAS A LOS CICLOSCOMBINADOS Las turbinas a gas, lograron sus altos rendimientos técnicos, pagando el precio de un severo compromiso: el de disponer de un combustible "limpio". Las elevadas temperaturas (1260 °C) a las cuales son sometidas ciertas partes de las turbinas a gas, exigen la resolución de complejos problemas de materiales y que el caso de los materiales metálicos, implicó el apelar a sofisticadas consideraciones metalúrgicas a fin de obtener las aleaciones metálicas de la alta calidad requerida para trabajar a tan altas temperaturas; éstas aleaciones, no pueden soportar combustibles que contengan elementos tales como el vanadio y/o sodio, que dicho sea de paso, se encuentran comúnmente presentes en cantidades apreciables en las fracciones pesadas del petróleo (los Petróleos Industriales). Así, los únicos productos derivados del petróleo, que podrían ser razonablemente utilizados en las turbinas a gas, son aquellos pertenecientes al rango de los llamados "destilados medios" (kerosene / diesel). Los precios de éstos productos, en la mayoría de las regiones del mundo, son tales, que deben reservarse sólo a las turbinas a gas, que trabajan únicamente para la generación de punta. El gas natural es entonces, el combustible ideal para las turbinas a gas y para los cicloscombinados. Su utilización, por sí misma, conlleva emisiones muy reducidas de contaminantes, no hay probabilidad considerable de desechos de SO2 y en cuanto a las emisiones de CO2, en el caso de los ciclos-combinados, éstas son casi la mitad que en los de una central térmica clásica alimentada con Petróleo Industrial (o Fuel-Oil pesado), y del orden de la tercera parte con relación a los desechos emitidos por una central a carbón. Con respecto al único punto relativo a las emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx), el gas natural no ofrece ventajas significativas en comparación a los otros combustibles. Sin embargo, la maniobrabilidad del gas natural y la ausencia de otras impurezas, ofrecen más alternativas tecnológicas, como para imaginarse, que las soluciones que limitan los desechos. Algunas experiencias bien lo han demostrado así; la gran Central de Futtsu en Japón (2,000 MW en ciclo-combinado) tiene en sus desechos garantizados, niveles inferiores a diez (10) ppm de NOx. Los ciclos-combinados han pasado así, las pruebas de poder satisfacer las severísimas normas, que sobre este aspecto, han sido editadas por los japoneses. Otros de los atractivos, en materia ambiental, es su capacidad de poder confundirse / disimularse en el paisaje en la misma forma que un equipo industrial clásico. El esquema adjunto, pretende expresar gráficamente este concepto, contrastando las dimensiones de una planta de ciclo-combinado de gran capacidad y cuya talla, resulta comparativamente mucho más discreta que —por ejemplo-, la de una equivalente central termo-eléctrica de carbón como las que podríamos encontrar en puerto del sur del Perú. Este factor aporta una consideración atractiva adicional, reflejada en una mayor flexibilidad en la localización.

Central Convencional 100 m

Central Ciclo Combinado

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Si se efectúa el mismo tipo de comparación con relación a una central a carbón, el ahorro en espacio requerido, es igualmente muy importante. Una central a carbón, equipada con sistemas de tratamiento de desechos / humos, exige de vastas áreas de almacenamiento de sólidos, para hacer frente a las necesidades de la central. - Entradas para

900 MW:

9000 t/d de carbón 300 t/d de material calcáreo

- Salidas para

900 MW:

900 t/d de cenizas (10%) 475 t/d de sulfato de calcio

Otro punto, particularmente atractivo para ciertos países o ciertas localidades, es que los ciclos-combinados, consumen aproximadamente la mitad de agua, que las centrales clásicas de potencia equivalente. Estos criterios, fueron los que aportaron, en su momento, un parámetro de ventaja adicional de localización, puesto que en principio, las grandes ciudades fuertemente consumidoras de energía eléctrica, vieron posible para su satisfacción a los ciclos combinados. Las necesidades en costosas y anti-estéticas, (y eventualmente vulnerables), torres / líneas de transmisión de energía eléctrica, se ven significativamente reducidas. En realidad, desde este punto de vista, todos los hidrocarburos son prueba de un atractivo particular. La discreción de su transporte, aún para los niveles de consumo energético más importantes, es notoria en comparación a la equivalente en forma de energía eléctrica. El Esquema Gráfico siguiente, ilustra esta consideración. Este, constituye es un elemento decisional del mayor peso específico, cuando se trata de evaluar configurar una determinada política energética.

400 Kv

50m

Gasoducto de 40”

Oleoducto de 20”

Ciertamente, resulta muy atractivo, disponer de conductos de gas natural que alimenten las centrales eléctricas repartidas racionalmente sobre un determinado territorio. Debemos considerar sobre la evidencia de lo ocurrido en el ámbito mundial, que los países en los cuales las redes de gas natural, están en la fase de diseño o de desarrollo inicial, es precisamente la industria de generación de energía eléctrica, la que ofrece el factor de escala o tamaño mínimo que hace justificado el construir progresivamente las diferentes ramas de una red de distribución de gas natural, ya que los mercados de los sectores industrial y residencial se "cuelgan" a la infraestructura desarrollada para este cliente principal.

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3. CONSIDERACIONES ECONOMICAS RELATIVAS A LOS CICLOSCOMBINADOS Cuando al final de los años setenta, las tasas de interés, en términos reales, estaban próximas a cero y algunas veces hasta negativas, las opciones capitalistas de la generación de energía eléctrica así como los de hidro-electricidad y las nucleares penalizadas. Evidentemente, la situación actual es otra, con tasas activas reales que varían entre 7 y 10% para los países industrializados (para los países en vías de desarrollo, las tasas reales calculadas por el FMI, se ubicaron entre 10% y 20% entre los años 1991-2000), el día de hoy, las tasas están un poco inferiores al 10%. Este elemento ha jugado un rol determinante en la generación de la deuda de numerosos países en desarrollo. El sector eléctrico, por la magnitud de inversiones que requiere, contribuyó fuertemente al crecimiento pesado del endeudamiento. Un país que debió hacer frente a una rápida demanda de crecimiento de energía eléctrica, debió hacer entonces una selección con discernimiento de la opción u opciones para obtener un desarrollo óptimo de su parque de centrales eléctricas. La nuclear y las hidroeléctricas con sus más pesadas inversiones suscitaron naturalmente algunas reservas. Para un país que tiene miles de dificultades para equilibrar su balanza de pagos, la vía de selección de orientará sobre todo, aunque sin exclusividad, hacia las soluciones de menor costo de inversión, como las turbinas a gas y los ciclos-combinados. La tabla que se consigna a continuación, muestra que, desde este punto de vista, las ventajas sustanciales que estas opciones tecnológicas ofrecen, están en el siguiente orden de magnitud: Inversiones Específicas (en US Dólares por KW instalado) Central Central Central Central Central

turbina a gas 370 - 450 de ciclo-combinado 745 - 900 a carbón (con tratamiento de humos afluentes) 1 500 - 1800 nuclear 2 400 - 3 750 hidráulica 2 400 - 6 000

US US US US US

$ $ $ $ $

/ / / / /

Kw Kw Kw Kw Kw

En los países industrializados y particularmente en los Estados Unidos, Japón, Alemania, la puesta en vigencia de legislaciones sobre protección ambiental, restringen cada vez más y más, la emisión de contaminantes, obligando a la industria de generación eléctrica a la utilización de centrales de carbón "limpias". Esta situación, ha llevado a los licenciadores de tecnología y/o fabricantes de centrales a carbón, a mirar a los países en vías de desarrollo, -en los que las regulaciones ambientales todavía no constituyen una barrera tan alta como en sus países-, como sus siguientes "mercados naturales" en donde montar sus centrales sin las complicaciones impuestas en sus países de origen. De cualquier modo, el sobre-costo necesario para la satisfacción de las regulaciones ambientales, llega fácilmente, al 20-30% del costo de una central. Se concibe fácilmente de la tabla antes señalada, que en períodos en que el dinero es más caro y el gas más barato, que la opción ciclo-combinado se muestra como la más atractiva. El ciclo-combinado es ahora la mejor opción, aún sino está sola, para todos los planificadores de las compañías de electricidad. Esta es la opción que de lejos, ofrece las más grandes capacidades para hacer frente a la incertidumbre del futuro. La necesidad de los eléctricos para sus proyecciones en el futuro de 15-20 años, está dictada por los largos retrasos de realización de muchas opciones como la hidroelectricidad, la nuclear (justo a 10 años en los Estados Unidos) y en menor grado, las centrales a carbón, equipadas con tratamientos de los humos efluentes. Por ejemplo, imaginemos el caso de un país en el cual, el crecimiento de la demanda sea del 25% por año y que debería construir 900 MW de capacidad susceptible de hacer frente a sus necesidades del año 0 a +12 (ver Gráfico No. 8). Para una solución con central a

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carbón (opción convencional), la decisión tiene que ser tomada en el año "0" para que la central esté operativa en el año "+5". Gráfico No. 08 Planificación del parque de Centrales y proyección de la demanda de electricidad Opción Convencional MWe Capacidad excedente ociosa

Proyección de la demanda Crecimiento más débil de la demanda

Años Luz Verde al Proyecto

Inicio operación del Proyecto

Con la opción Turbina a Gas / Ciclo-combinado, tal decisión puede diferirse en tres años, en razón de que dos años, son suficientes para construir e instalar una turbina a gas. Además, la construcción modular (digamos tres módulos de 300 MW) permite reducir la capacidad inicial excedente y prorratear a un nivel óptimo, el perfil de inversiones. Gráfico No. 09 Planificación del parque de Centrales y proyección de la demanda de electricidad Opción Ciclo Combinado MWe

Capacidad excedente ociosa

Proyección de la demanda Crecimiento más débil de la demanda

Años Luz Verde al Proyecto

Inicio operación del Proyecto

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Adicionalmente, la opción turbina a gas / ciclo-combinado, se adapta mucho mejor a los desfases constantes entre la previsión y la realidad del crecimiento. Supongamos que en lugar del 3.5% por año, el crecimiento se reduce a 1.5%. Se constata entonces que la central convencional de 900 MW fue construida siete (07) años antes de lo necesario. Para una inversión que puede ser del orden de los mil tres cientos millones de US dólares, el costo financiero puede resultar extremadamente pesado. Con la opción de turbina a gas ciclo-combinado, el ejecutivo / planificador nacional o regional, que toma la decisión, compara y colecta más de cerca la evolución real del mercado y puede retardar un poco más, cada año, la "luz verde" sería retardada al año +10, o sea, diez (10) años después de la "luz verde" otorgada en el caso de la solución convencional. En el intervalo, la evolución de la información técnica y económica, podrían ser evaluadas suficientemente, como para que la selección definitiva, se acerque a la solución más cercana a la óptima. Tomando la hipótesis inversa, es decir una tasa de crecimiento más elevada que la antes indicada, no será tanto el que los eléctricos padezcan el error en sus previsiones, sino la economía de un país o región, víctima de los cortes de energía eléctrica o del racionamiento. Este es un caso que ha sido constatado en diversas y repetidas oportunidades, particularmente en Asia. Las empresas de electricidad, deben ordenar a la brevedad posible, turbinas a gas, pero éstas no son siempre alimentadas con el combustible menos costoso, debido primordialmente, a la falta de suficiente planificación. La selección de una opción debe, en efecto, integrar las variables de suministro y es por ello que una opción de gas natural / ciclo-combinado debe ser objetivo de una planificación armónica, entre los eléctricos y los productores de gas. Se puede apreciar en particular, que una parte de la economía de inversiones realizadas por los eléctricos, deben orientarse a la construcción de la infraestructura de producción y de transporte del gas natural. Si el país tiene globalmente beneficios, se traduce por una transferencia de las cargas de inversión y de los riesgos del eléctrico hacia los productores / transportadores del gas. A continuación analizaremos, -en términos académicos-, el caso de un país de América Latina, que para satisfacer sus necesidades de energía eléctrica, se ve enfrentado entre las alternativas de gas natural versus hidráulica. Las inversiones respectivas a considerar en el sitio de la generación de energía eléctrica, de aquí al año 2 010, estarían el orden de: Para instalar - Gas natural (solución turbina a gas): - Gas natural (solución ciclo-combinado): - Hidroeléctrica

Aproximado: Aproximado: Aproximado:

2 000 MM Watts 900 MM US $ 1, 800 MM US $ 10,000 MM US $

La diferencia es tal, que el financiamiento de algunos millones de dólares de infraestructura de producción y de transporte de gas natural, parecerían un objetivo más fácil de conseguir. Además, los efectos de gasoductos que atraviesan una buena parte de un territorio, son vitales para el desarrollo regional descentralizado de la industria (acceso a una energía limpia y económica) y para la sustitución de productos derivados del petróleo, (importados o exportables), por el gas natural. A pesar de todas estas ventajas económicas, de naturaleza más bien estructural, los inversionistas, técnicos y actores influyentes directos e indirectos de la política energética regional o nacional, pueden preguntarse si el éxito o despegue actual de los cicloscombinados no están ligados ante todo, al precio atractivo del gas natural. Es posible demostrar que la solución ciclo-combinado, es capaz de imponerse aún cuando el gas tenga un precio relativamente "caro".

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Las obras japonesas, en materia de generación eléctrica, como Futtsu (2 000 MW) o Higashi-Niigata (1 090 MW), construidas en un período, en el cual el gas natural (que para ese país es importado), era realmente costoso, han demostrado la competitividad de la opción ciclo-combinado, aún con un régimen de operación a media carga. Para los países donde el gas es sensiblemente menos caro que para el caso del Japón, los cicloscombinados, han llegado a imponerse en generación de base. Qué tan perdurable será esta competitividad?, es acaso susceptible de conocer dentro de algunos años los precios que conduzcan a un pesado costo de funcionamiento de las centrales en ciclo-combinado?, estas son el motivo de la mayor inquietud pretextada por los eléctricos. Al respecto: las reservas de gas natural disponibles en numerosas regiones del mundo, incitan a pensar que la mayor parte de países, están aún relativamente lejos del espectro de la "escasez" del gas natural; más aún, hoy día, se están descubriendo mayores reservas de este noble recurso energético. De otra parte, ciertamente existe una dinámica de competencia entre las fuentes de energía. Las presiones que generaron las variaciones de precios, estarán vigentes y aquellas que busquen minimizar tales variaciones estarán igualmente vigentes. Gráfico No. 10 Interacciones de los vectores energéticos

Gas Natural

Carbón Mineral

Gasificación del Carbón

Nuclear

LNG

1° Co-Generación Gener. Eléctrica

CH4 GLP

Hulla, Antracita

2° Sect. Industria

C5+

3° Sects Comercial y Residencial 4° Sect Transporte

NH3

MAS

Etileno

Petróleo GLP

Urea

PI’s Asfaltos

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Finalmente, es posible que el petróleo se instale cada vez más sólida y ampliamente, en el remunerador sector del transporte, permitiendo que sus precios crezcan en términos reales. Contrariamente a una idea suficientemente respaldada, el gas natural no será aspirado tan fácilmente por esta espiral ascendente de precios. Si la política energética de un país racionalmente requiriera incrementar la participación del Gas Natural y consecuentemente desarrollar o mantener su participación de mercado, se deberá asegurar que debe mantener su competitividad, vis-a-vis, frente a otras energías (electricidad, carbón) y aún del Fuel Oil, que podría convertirse en un producto más y más difícil de ser racionalmente valorizado en el mercado internacional. Tal objetivo de competitividad del gas natural, se ha fijado en la mayor parte de las más importantes empresas del mercado del gas natural. Dichas compañías gaseras, supieron imponer a los productores, que ya comprendieron que ésta es la clave de apertura de mercados ampliados. La gente del sector de la generación de energía eléctrica, —a pesar de su reputación de ser altamente resistentes al cambio—, comienzan a ser más accesibles a la generación termo-eléctrica usando gas natural, gracias al ciclo-combinado.

4. OTRAS OPCIONES TECNOLÓGICAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA Ciertamente la generación de energía eléctrica tiene una gama de opciones tecnológicas que compiten, tanto en eficiencia, como en empleo de diferentes energías primarias. A continuación se refieren, -a mero titulo ilustrativo-, algunas opciones. 4.1.

Celda de Combustible

Las “celdas de combustible” producen energía eléctrica, en forma de “corriente continua”, mediante una reacción química que involucra el suministro continuo de un gas rico en Hidrógeno, —tal como el gas natural (metano), o el gas de síntesis (SNG) y eventualmente hasta una fracción de hidrocarburos bajos en azufre tal como las naftas obtenidas del procesamiento del gas natural—, que reacciona con otra corriente gaseosa de un agente “oxidante”, tal como el aire. La electricidad se genera cuando se liberan los electrones del hidrógeno y fluyen desde un ánodo, a través de un circuito eléctrico, hacia un cátodo en donde son tomados por un agente oxidante. El ánodo se halla separado del cátodo mediante un electrolito que cataliza la reacción química. Las primera generación de “celdas de combustible” utilizaron ácido fosfórico a 350 ºC como electrolito; la segunda generación de celdas, tienen la capacidad de utilizar el gas de síntesis producido a partir del carbón mineral. La mayor incertidumbre en relación a las celdas de combustible, se refiere a alcanzar una vida útil del orden de las 40,000 horas a niveles de producción económica.

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4.2.

Magneto-hidro-dinámica (MHD)

En esta opción tecnológica, el carbón mineral, es combustionado en varias etapas para calentar el aire confinado, hasta una temperatura en el orden de los 4 600 ºF. El aire calentado a tal temperatura —o plasma— produce energía eléctrica bajo la forma de “corriente continua” , cuando pasa a través de un campo magnético. La eficiencia de una generadora Magneto-Hidro-Dinámica (MHD) se incrementa mediante el uso del calor remanente en el plasma para generar vapor de agua, el mismo que se usa para generar electricidad en una aplicación convencional de turbina-alternador. La opción MHD, es considerada aun como en proceso de desarrollo y tanto sus costos como su desempeño no están plenamente definidos.

4.3.

Generador rápido de tipo Metal Líquido (LMFBR)

Esta opción tecnológica, emplea el Sodio como medio de transmisión térmica. En este caso, un reactor permite la obtención de sodio en estado líquido a un nivel de temperatura tal, que a su vez es capaz de generar vapor de agua (el mismo que se usa para generar electricidad en una aplicación convencional de turbina-alternador). La opción LMFBR, es considerada aun en estadio de plantas de evaluación y/o prototipo. Se señala que la generación LMFBR podría ser la fuente económica de suministro de energía eléctrica durante los próximos siglos.

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5. CONCLUSIONES EL CICLO-COMBINADO = UNA OPCION A CONSIDERAR PARA CUBRIR UNA PARTE DE LAS CRECIENTES NECESIDADES DE ENERGIA ELÉCTRICA.  El Gas Natural es percibido hoy en el mundo, como el vector energético más idóneo para mantener o alcanzar los más altos niveles de desarrollo. Los países que han sido favorecidos por la naturaleza, en ser dotados de este hidrocarburo, han evidenciado una tasa de crecimiento acelerada resultante del impulso que este recurso puede brindar al aporte energético e industrial de las naciones en las que se emplea.  En términos referenciales de escala mundial, se puede señalar como 1/3 la parte de la energía primaria, que sirve para la generación de energía eléctrica. Evidentemente, este resulta un mercado muy apreciado, que hace soñar a todos los productores de energía. Durante la década de los setenta la moda era generar electricidad vía el aprovechamiento de los saltos hidráulicos; los altos costos por kilovatio generado y los largos tiempos de maduración de este tipo de proyectos, evidenciaron la necesidad de otras opciones de menos esfuerzo financiero y menor tiempo de realización. Durante los años ochentas, pareció prevalecer la idea de que la energía nuclear debía imponerse, avasallando como en territorio conquistado; haciendo a un lado casos particulares como Francia y en menor grado Japón, esta pretensión de preeminencia, fue fuertemente respondida por el carbón, cuando no por el gas natural.  El mercado de la generación eléctrica, es en efecto, una oportunidad tentadora y relevante, —especialmente cuando el mercado industrial no se ha desarrollado suficiente—, en razón de los esfuerzos sostenidos de economía de energía y/o de una cierta localización geográficamente concentrada de las industrias de fuerte demanda energética. En los Estados Unidos, por ejemplo, el contraste es brusco entre el crecimiento de las necesidades por la generación de energía eléctrica y el estancamiento de éstas en la industria. El sector residencial y comercial ofrecen únicamente perspectivas de crecimiento limitado y el desarrollo de una fuente de energía, no se da sin una dinámica competencia con las otras fuentes.  Las perspectivas americanas, no pueden a "grosso modo", ser juzgadas representativas de las tendencias generales en los países de la OCDE. Para ellos, es frecuente una tasa de crecimiento anual media de 1.5 a 3% para la demanda de energía eléctrica. Esta puede estar sujeta a disparidades bastante significativas; así, un país como Japón, registra tasas de crecimiento regularmente sostenidas del orden del 4%. En Francia, el crecimiento también es bastante sostenido, (cerca de 5% anual para el período 83-89 y de 4,5% en el período 95-99) y la EDF, anunció en la World Electric Conference de 1988 que sus necesidades evolucionarían de 316 Twh en 1986 a 421 Twh en 1995, 495 Twh en 2 000 y 610 Twh en el 2 010.  Hoy en día, el crecimiento de necesidades en los países en vías de desarrollo, es el más intenso. La China, India, Indonesia, Brasil, para mencionar los países más importantes, presentan todos altas tasas de crecimiento que sobrepasan el 7% por año, lo que significa doblar el consumo en apenas diez (10) años. Para finales del siglo pasado, el Banco Mundial, estimaba una cifra próxima al 6% por año, para el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en los países en vías de desarrollo.  Para aquellos países que están más ricamente dotados de gas natural, el acceso a una fuente barata y la oportunidad de economizar las inversiones, podrían permitirles sobrepasar sensiblemente dicho valor. En éste sentido, debemos resaltar que con tasas del orden del 9% por año, o un poco menos, los esfuerzos financieros a realizar, serían tan grandes, que podrían crear desórdenes económico financieros prácticamente en cualquier país en vías de desarrollo.

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 Hace falta subrayar que, en estos países, ricos en gas natural, considerando sus necesidades, la electricidad y el gas natural, continuarán ofreciendo una atractiva coyuntura de asociación. La generación de energía eléctrica, es la base del desarrollo espectacular evidenciado en la demanda del gas natural en muchos países en desarrollo. El sector eléctrico, asegura el factor de "economía de escala" que contrae singularmente, el valor unitario necesario para hacer rentables las infraestructuras (equipos de producción, redes de transporte y distribución). En contrapartida, los eléctricos se pueden beneficiar de una producción de energía barata que, además, les permite reducir sensiblemente los costos de financiamiento de su programa de construcción de centrales eléctricas.  El financiamiento del sector eléctrico es una preocupación mayor para los países en desarrollo, que invierten un promedio del 4 al 10% de su capacidad de ahorro. Los requerimientos son considerables, puesto que el conjunto de países en vías de desarrollo, deberán construir de 800 a 1000 GigaWatts de aquí a veinte años. Si se observa, la repercusión económica, se constatará que el esfuerzo por hacer, es sin duda, un poco más grande que el de los países de la OCDE, pues tal crecimiento, significaría la necesidad de infraestructura básica y provisión equipo suplementario, que está fuertemente retrasada.  La presión demográfica, el acceso de las clases ricas y de una fracción más y más grande de las clases medias a los equipos eléctricos y las necesidades de la industria, estimulan la demanda de energía eléctrica de los países en desarrollo. Tres grandes países se aprestan a enfrentar el nuevo milenio, con una demanda de energía eléctrica superior o cercana a la de Francia en este mismo año. En China la demanda pasó de 500 Twh en 1990 (con alrededor de 100 Twh de demanda insatisfecha), y salta a 1 000 - 1 200 Twh en el año 2000. La India está patéticamente, a la mitad de esas cifras, en tanto que Brasil ve elevar su consumo de 220 Twh a finales de los 90, a aproximadamente 400 Twh en el año 2 000.  Se conoce que la opción gas natural / ciclo-combinado, a pesar de sus atractivos técnico-económicos, no es percibida como inherentemente atractiva, sin antes plantear algunos problemas político - empresariales. En teoría, ese tipo de problemas deberían ser fáciles de resolver, especialmente cuando los hechos económicos, demuestran que esta solución es la óptima, en el cual los beneficios son los mayores, frente a las alternativas concurrentes; con elevados beneficios, entonces la decisión se haría aparentemente sin grandes esfuerzos. En la práctica, sucede que, de un lado los productores / transportadores de gas natural que se resisten a invertir en una infraestructura que será sub-utilizada por los clientes eléctricos (sub-utilización estructural a corto plazo y eventualmente coyuntural a largo plazo); de otro lado, los eléctricos, acostumbrados a tomarse algunos (varios) años en sus macro-proyectos, demuestran históricamente una atávica preferencia por las soluciones capitalistas (primero hidráulica y ahora nuclear) que los libera relativamente de limitaciones en la compra de combustibles a otros. El temor al alza incontrolada de los combustibles, ha sido siempre el mejor argumento de los defensores de las opciones hidráulicas y nucleares.  Para los países industrializados, las explicaciones en favor de la opción ciclocombinado, deben ser equilibradas, pues las perspectivas de alzas en los precios para los años venideros en este nuevo siglo, deben ser muy seriamente consideradas. Los Estados Unidos, con su vieja tradición de utilización masiva del gas, podrían encontrarse, muy pronto, con una situación desfavorable y de poco confort con relación a la de Europa Occidental, que está rodeada de las más ricas regiones gaseras del mundo (URSS, África del Norte y Medio Oriente) aptas a completar a totalidad los requerimientos de tal región.  Al respecto cabe señalar que el DOE (Departamento de Energía de los Estados Unidos) prevé una escalada en los precios del gas de 2.00US$/MM BTU actuales, a niveles de

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4$/MM BTU en los primeros años del nuevo milenio. (aun que se culmine a tiempo la construcción del pretendido Gasoducto Panamericano que llevaría 5000 MM/pies cúbicos por día, con una extensión de 4,800 kilómetros Gas Natural desde Colombia / Venezuela hasta Brownsville en Texas).  Por el contrario, -como la evidencia del mercado lo confirma-, es poco razonable de prever para el gas natural, una tendencia que siga estrictamente los erráticos altibajos del precio del petróleo, porque este último se apoya y rige cada vez más y más, sobre el privilegiado mercado del transporte, sector en el que reina, prácticamente sin rival alguno.  Todo examen, por los usuarios eléctricos occidentales de la opción gas natural, deberá entonces ser hecho, con proyecciones del precio de gas que sean realistas, es decir ni muy bajos; ni muy elevados, como los que resultarían de una muy poco probable indexación con relación al precio del petróleo —estimada a título justo, por los compradores de gas natural.  Dentro de los países en vías de desarrollo, ricos en gas natural, -que son numerosos-, (que por mencionar sólo uno en esta oportunidad, destacaremos el caso específico de Bolivia, que cuenta con reservas probadas, del orden de los 25,5 x 1012 pies cúbicos) si se considera la relación potencial de producción / consumo en los próximos años a venir, el precio a acordar para el gas natural, tendrá que ser un "valor de oportunidad"; pues se constata que, en razón de la estrechez de otros mercados, el gas natural encuentra a menudo, en el sector de la generación eléctrica, uno de sus mejores valores de oportunidad. Dentro de estos países, la ventaja de la opción ciclocombinado, es estructural y por ende de largo plazo. Al interior de algunos de estos países, obviamente existirán ciertos grupos de presión, que consideran que "el gas natural es muy noble como para ser quemado" y que es preferible sea utilizado para producir fertilizantes (urea) o hacer / iniciar el desarrollo de una industria petroquímica básica, basada en los Líquidos del Gas Natural. Al respecto, si se mira de más cerca el mercado de fertilizantes y el de la petroquímica de las olefinas, estos mercados no consumirán en el mundo más del 10% de la producción mundial de gas natural, aún si consideramos que deberían producirse exclusivamente a partir del gas natural y/o de sus condensados. Adicionalmente sabemos que el mercado de amoníaco y de metanol están estructuralmente deprimidos, han enfrentado poco dinamismo y no se estima probable, un cambio significativo. Entonces, la conclusión aparece evidente: la valorización del Gas Natural, en el ámbito mundial y en relación al petróleo y sus derivados, seguirá permaneciendo débil.  Las reservas de gas natural inutilizadas a través del mundo, huérfanas de mercado en cualquier suerte, son tan numerosas y vastas, como la de tantos proyectos prematuramente vendidos como florecientes. Se entenderá entonces que la utilización del gas natural, para generar energía eléctrica en los países en desarrollo, es mucho más "noble", debido a que permiten economizar la fuente que les hace más falta: La Fuente Financiera.

D.Perea R./yvp GNGENELE.DOC Ene '03

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