Oferta y demanda de gas natural en California

A mediados de la década de 1990, la perforación horizontal combinada con la fracturación hidráulica inició lo que muchos ahora llaman la revolución del gas natural. Los operadores de campo pueden perforar más metraje y la fracturación hidráulica de múltiples etapas, la innovación tecnológica más notable, puede estimular zonas mucho más largas dentro de la formación de interés. Este proceso de estimulación implica el bombeo de un fluido viscoso cargado de arena, generalmente agua, hacia el pozo y hacia la formación. La arena y el agua constituyen aproximadamente el 99.5 por ciento de la mezcla y los productos químicos el 0.5 por ciento restante. La presión operativa agrieta la formación rocosa y crea una extensa red de fracturas artificiales, con cada fractura abierta a un ancho de no más de dos centímetros.1 Por lo general, estas fracturas se extienden hasta cientos de pies desde el pozo.

Las fracturas mantenidas abiertas por el apuntalante permiten un mayor flujo de gas natural hacia el pozo y, por lo tanto, hacia la boca del pozo. En muchos casos, la producción inicial puede experimentar un aumento de más de diez o veinte veces después de la estimulación. Como resultado de los avances tecnológicos en exploración, perforación y terminación, la baja permeabilidad efectiva ya no obstaculiza la producción en formaciones estrechas de arenisca y esquisto.

La siguiente ilustración muestra una operación típica de 'fracking' en un pozo horizontal junto con la creación de una red de fracturas artificiales después del tratamiento de fracturación hidráulica. El esquema también muestra un resultado típico de múltiples etapas o múltiples zonas del tratamiento del subsuelo.

En California, los procedimientos de fracturación hidráulica tienden a agrietar la roca a lo largo de una estrecha banda vertical, que generalmente comienza en un punto a varios miles de pies bajo tierra. Como resultado, la red de fracturas artificiales se extiende sólo entre decenas y cientos de pies de distancia del pozo (pozo). La mayor parte de la producción de petróleo y gas de California proviene de pozos verticales perforados en yacimientos (formaciones) tradicionales de petróleo y gas natural. Los operadores en California han ejecutado pocos, o ninguno, trabajos de fracturación hidráulica en pozos horizontales.

El esquisto de Monterey, una "playa" principalmente petrolera ubicada en el Valle de San Joaquín, contiene alrededor de 15 mil millones de barriles de petróleo y gas natural líquidos y un volumen indeterminado de gas natural asociado, según una estimación preparada para la EIA de EE. UU. en 2011.2 Debido a Numerosas fallas y la presión de la actividad sísmica histórica, los estratos sedimentarios del esquisto de Monterey están doblados en pliegues. Esta formación plegable no es tan propicia para la perforación horizontal como los depósitos de esquisto de Bakken o Marcellus.3 Algunos expertos de la industria creen que será necesario realizar estudios sísmicos tridimensionales avanzados antes de que el esquisto de Monterey pueda desarrollarse ampliamente.4

1 Una pulgada equivale a 2.54 centímetros.
2 INTEK, Inc., Review of Emerging Resources: US Shale Gas and Shale Oil Plays, julio de 2011.
3 La formación de esquisto Bakken (predominantemente de petróleo) y la formación de esquisto Marcellus (predominantemente de gas) están ubicadas en Dakota del Norte y los estados vecinos y en Pensilvania y los estados vecinos, respectivamente. Son los yacimientos de esquisto fracturados hidráulicamente más prolíficos de los Estados Unidos y se utilizan en este caso para compararlos con la formación de esquisto de Monterey, que tiene una estructura geológica muy diferente a cualquiera de ellos.
4 23 Explorador AAPG. Noviembre de 2012. Monterey Shale: gran cosa o gran fracaso.

El gas natural se utiliza para todo, desde generar electricidad hasta cocinar y calentar espacios, hasta un combustible de transporte alternativo. En 2012, la demanda total de gas natural en California para la generación de energía industrial, residencial, comercial y eléctrica fue de 2,313 mil millones de pies cúbicos por año (Bcf/año), frente a 2,196 Bcf/año en 2010 (Tabla 1). La demanda en todos los sectores excepto la generación de energía eléctrica se mantuvo relativamente estable durante la última década debido en gran parte a las medidas de eficiencia energética, pero la demanda de generación de energía aumentó alrededor del 30 por ciento entre 2011 y 2012.

Tabla 1: Demanda de gas natural en California por uso final de 2010 a 2012

Los ahorros de eficiencia energética residencial de gas natural gracias a los estándares de electrodomésticos y construcción totalizaron 3,812 millones de termias en 2012. Los estándares de construcción y electrodomésticos han tenido un impacto proporcionalmente mayor en el gas natural residencial que en el uso de electricidad o gas comercial. Los estándares residenciales representan ahorros en la demanda de gas natural del 21 por ciento en 1990 en comparación con una base de referencia de 1975, el 33 por ciento en 2000 y el 39 por ciento en 2010. Los estándares comerciales representan ahorros en la demanda del 3.8 por ciento en 1990, el 7.0 por ciento en 2000 y el 9.3 por ciento. en 2010.

A excepción de los sectores industrial y de extracción de petróleo, la demanda de gas natural es estacional. En invierno, el consumo de gas natural aumenta a medida que los clientes residenciales y comerciales aumentan la calefacción. En el caso del gas utilizado en la generación eléctrica, los períodos de clima más cálido aumentan la demanda de aire acondicionado. Estas tendencias estacionales afectan tanto la demanda general de gas natural como los requisitos de los gasoductos y el almacenamiento para entregar el gas cuando es necesario y almacenarlo cuando no.

5 KEMA, Encuesta de saturación de electrodomésticos residenciales de California de 2009: Resumen ejecutivo, Comisión de Energía de California, octubre de 2010, CEC 200-2010-004,ES, páginas 9 y 11
6 Pronóstico final de la demanda de energía de California 2014-2024 Formularios de pronóstico de demanda de referencia final a mitad de caso, ahorros en conservación de eficiencia eléctrica por área de planificación y sector Mid.xls, Tabla A-8
7 Melissa Jones, Leon Brathwaite, Paul Deaver, et.al., 2012 Natural Gas Market Trends, Comisión de Energía de California, 2012, CEC-200-2012-004, pág. 73.

La generación a base de gas natural se ha convertido en la fuente dominante de electricidad en California, ya que alimenta alrededor del 43 por ciento del consumo de electricidad, seguida de la energía hidroeléctrica. 8 Debido a que el gas natural es un recurso gestionable que proporciona carga cuando disminuye la disponibilidad de generación de energía hidroeléctrica y/u otras fuentes, su uso varía mucho de un año a otro. La disponibilidad de recursos hidroeléctricos, el surgimiento de recursos renovables para la generación de electricidad y la demanda general de los consumidores son las variables que dan forma al uso del gas natural en la generación eléctrica. Debido a las precipitaciones superiores a la media en 2011, el gas natural utilizado para la generación de electricidad fue de 617 mil millones de pies cúbicos (Bcf), en comparación con los años de precipitaciones más bajas en 2010 y 2012, cuando el uso de gas para generación eléctrica fue de 736 Bcf y 855 Bcf, respectivamente. 9

La eficiencia térmica de la generación a gas de California mejoró más del 22 por ciento entre 2001 y 2012 debido a una mayor dependencia de las centrales eléctricas de ciclo combinado y una menor dependencia de las centrales eléctricas envejecidas. Además, la tasa de calor promedio de toda la generación a gas, excluida la cogeneración, disminuyó de 9,997 Btu/kWh a 7,805 Btu/kWh entre 2001 y 2012 La generación menos eficiente aún puede servir para fines de pico, rampa y confiabilidad, que son requerido en menos horas.

8 Nyberg, M. 2012. Informe trimestral de combustible y energía.
9 https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_cons_sum_dcu_SCA_a.htm
10 La cantidad de energía utilizada por un generador de energía para producir un kilovatio hora de electricidad.

A principios de 2012, las Unidades 2 y 3 de la Estación de Generación Nuclear de San Onofre (SONGS) fueron puestas fuera de servicio debido a problemas descubiertos durante las inspecciones de mantenimiento. Combinadas, las unidades de SONGS proporcionaron 2,200 MW de capacidad de generación a la región del sur de California (condado de Orange y área de San Diego). En diciembre de 2011, la demanda diaria promedio de gas natural en el sistema SoCal Gas fue de aproximadamente 2,693 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d). Desde el cierre de SONGS, la demanda en el sistema de gas de SoCal aumentó a 2,950 MMcf/d en marzo de 2012, un aumento de 257 MMcf/d con respecto a la demanda de gas natural de diciembre de 2011, como se muestra en la Figura 2. La ISO de California informó que la generación térmica de otros Las fuentes también aumentaron en más de 1,000 MW. Tener amplios niveles de inventario de almacenamiento de gas natural disponibles y capacidad adicional de gasoductos interestatales probablemente fue clave para garantizar que se satisficiera la demanda adicional de gas natural sin problemas de confiabilidad.

Durante el verano de 2012, la generación necesaria para compensar la pérdida de energía de SONGS provino casi en su totalidad de las plantas de combustibles fósiles del sur de California que no utilizan refrigeración única. 11 Además, las unidades 3 y 4 de Huntington Beach (452 ​​MW) fueron convertidas de capacidad de generación a dispositivos de soporte reactivo. 12 La mayor capacidad de transmisión de Sunrise Powerlink y Barre-Ellis también ayudó a garantizar la calidad y confiabilidad de la energía. Todos estos esfuerzos, junto con la eficiencia energética y el potencial para implementar la respuesta a la demanda y Alertas Flex, ayudaron a garantizar que la carga se cumpliera de manera confiable en la región del sur de California durante el verano de 2012.

En junio de 2013, Southern California Edison Company tomó la decisión de cerrar y desmantelar permanentemente SONGS. California necesitará compensar la pérdida de esta capacidad de generación con gas natural, recursos renovables y energía comprada en los próximos años. El gobernador Brown estableció un grupo de trabajo para desarrollar y evaluar opciones para reforzar los requisitos de capacidad del área local en ausencia de SONGS. En agosto de 2013 se publicó un borrador del plan. A principios de 2013, la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) emitió una orden de alcance revisada y asignó una decisión del comisionado, que se centra en la necesidad de que la autoridad de adquisición de recursos para la capacidad satisfaga los requisitos de capacidad local con SONGS fuera de línea. . 13

11 La Junta Estatal de Control de Recursos Hídricos implementó una política en mayo de 2014 para eliminar gradualmente el uso de enfriamiento único en plantas de energía costeras que usan agua del océano. Como resultado, será necesario retirar, modernizar o repotenciar 20,704 MW de generación a gas natural para cumplir con la política OTC si pueden obtener acuerdos de compra de energía aprobados por la CPUC.
12 Dispositivo de soporte reactivo: Dispositivo que ayuda a mejorar y mantener la calidad de la energía manteniendo los niveles de corriente y voltaje en fase dentro de parámetros aceptables.
13 Barre-Ellis conecta dos subestaciones clave del sur de California, mientras que Sunrise Powerlink de 117 millas conecta el condado de Imperial (energía solar) con San Diego.

En 2010, la Junta Estatal de Control de Recursos Hídricos (SWRCB) aprobó una política de enfriamiento de un solo paso (OTC) que incluía muchas recomendaciones de confiabilidad de la red hechas por el Operador Independiente del Sistema de California (California ISO), así como una propuesta de implementación conjunta desarrollada por el Departamento de Energía. Comisión, Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) e ISO de California. La Oficina de Derecho Administrativo aprobó la política el 27 de septiembre de 2010 y entró en vigor el 1 de octubre de 2010. La política OTC requerirá que los generadores eléctricos reduzcan o eliminen el uso de aguas costeras o estuarinas para minimizar los impactos dañinos de estructuras de toma de agua de refrigeración sobre el medio ambiente. La política OTC reconoce que algunas de estas plantas son críticas para la confiabilidad local y del sistema. También pueden proporcionar servicios operativos necesarios para integrar recursos renovables en la red eléctrica del estado. Algunos propietarios de centrales eléctricas repotenciarán sus instalaciones y utilizarán tecnologías de enfriamiento seco para reemplazar el OTC, mientras que otros retirarán sus instalaciones por completo. El cierre permanente de la Estación de Generación Nuclear de San Onofre en 2012 presenta desafíos adicionales para la red, especialmente en el sur de California, que proporcionó capacidad de generación y soporte de voltaje para la región. Las agencias de energía de California están trabajando estrechamente para evaluar las necesidades de confiabilidad en esta región y el potencial de utilizar una cartera equilibrada de opciones, incluidas plantas de gas natural y recursos preferidos, para reemplazar las plantas OTC y SONGS. En el corto plazo, la necesidad de gas natural adicional para la generación de energía en el sur de California puede ejercer presión sobre la infraestructura de gas natural en la región. A largo plazo, se espera que la demanda total de gas natural para generación eléctrica disminuya a medida que plantas de gas natural más nuevas y más eficientes reemplacen a las plantas de gas más antiguas y menos eficientes y que entren en funcionamiento más recursos renovables para desplazar la generación de gas natural. Es probable que parte de esta reducción se vea compensada por la necesidad de utilizar plantas de gas natural para proporcionar la flexibilidad operativa (obligándolas a funcionar con menor eficiencia) necesaria para integrar cantidades cada vez mayores de recursos renovables.

14 See 2013_energypolicy-2013-09-09_workshop/2013-08-30_prelim_plan.pdf.
15 Procedimiento de planificación de adquisiciones a largo plazo de la CPUC 2012, vía 4.