March 2012

MEXICAN CCS+EOR DEMONSTRATION PROJECT

Rodolfo Lacy

Mario Molina Center

CCS+EOR Proposal

It is planned that the first carbon capture project that will take place in Mexico must be a CCS+EOR form. This strategy will enable Mexico to start utilizing this low-carbon emission technology One of the main factors that support such a project is that the CFE, PEMEX, and geological reservoirs are state-own enterprises and assets

*CCS+EOR. Carbon Capture and Storage + Enhance Oil Recovery

2009 CO2 Sources in Mexico Where to do a CCS demonstration project?

PETACALCO

*Modificar mapa Río Escondido

Sabinas

Altamira

Tuxpan

Poza Rica

Dos Bocas

Petacalco

Manzanillo

Tula

PETACALCO

*Modificar mapa Río Escondido

Sabinas

Altamira

Tuxpan

Poza Rica

Dos Bocas

Petacalco

Manzanillo

Tula

CO2 Sources in Mexico BAU SENER projections

PETACALCO

2025

Río Escondido

Sabinas

Altamira

Tuxpan

Poza Rica

Petacalco

Manzanillo

Tula

PETACALCO

Río Escondido

Carbón II

Altamira

Tuxpan

Poza Rica

Dos Bocas

Petacalco

Manzanillo

Tula

2009 CO2 Sources in Mexico Where to do a CCS demonstration project?

NORTH REGIONS 1

2 SOUTH REGION

Company Name Sector City CO2eq

2008

CO2eq

2025

CFE Central Termoeléctrica Adolfo López Mateos Energy Generation Tuxpan 4,364,184 4,318,360

Fuerza y Energía de Tuxpan S.A: de C.V. Energy Generation Tuxpan 2,662,755 2,634,796

PEMEX Complejo Petroquímico Morelos Oil and Petrochemical Industry Coatzacoalcos 1,792,074.0 2,240,093

PEMEX Complejo Petroquímico Cosoleacaque Oil and Petrochemical Industry Cosoleacaque 1,714,444.6 2,143,056

PEMEX Refinería Lázaro Cárdenas Oil and Petrochemical Industry Minatitlán 1,540,040 1,955,851

Central Ciclo Combinado, Dos Bocas Energy Generation Medellín 1,287,484 1,314,650

Central Turbo Gas, Adolfo López Mateos Energy Generation Tuxpan 1,479,082 1,463,552

Electricidad Águila de Tuxpan S. de R.L. de C.V. Energy Generation Tuxpan 1,388,296 1,417,589

Cementos Apasco S.A. de C.V. Cement Production Industry Ixtaczoquitlan 974,048 1,051,113

CFE Central Termoeléctrica Poza Rica Energy Generation Tihuatlan 227,212 573,048*

VERACRUZ

Company Name Sector City CO2eq

2008 CO2eq 2025

PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Complejo

Procesador de Gas Nuevo PEMEX Oil and Petrochemical Industry Centro 2,140,544 2,782,707

PEMEX Exploración y Producción. Estación de

Complejo Procesador de Gas Ciudad PEMEX Oil and Petrochemical Industry Macuspana 1,091,740 1,419,262

Cementos Apasco S.A. de C.V. Planta Macuspana Cement Production Industry Macuspana 567,342 612,228

TABASCO

CO2 emission sources >500,000 ton/year

* Taking into account the planned power increment, refitted to natural gas, and an increment in the capacity factor

PEMEX and CFE facilities

DISTANCE (km)

ÉBANO CHICONTEPEC (Humapa oil field)

CINCO PRESIDENTES

NORTH REGION

1

PEMEX-FRANCISCO I. MADERO refinery 57 178

CFE-ALTAMIRA power plant 41 205

NORTH REGION

2

CFE-DOS BOCAS power plant 418 240

PEMEX-POZA RICA gas processing plant 210 34

CFEADOLFO LOPEZ MATEOS power plant 160 70

CFE-POZA RICA power plant 210 30

SOUTH REGION

PEMEX-LA VENTA gas processing plant 12

PEMEX-PAJARITOS petrochemical plant 41

PEMEX-COSOLEACAQUE petrochemical plant 64

PEMEX-CANGREJERA petrochemical plant 38

PEMEX-Gral. LAZARO CARDENAS refinery 58

Distance between CO2 sources and oild fields

PEMEX is planning EOR activities using their own CO2 high purity streams with the possibility of geological carbon storage at the end of the EOR operations

CC

S+EO

R

regi

on

s

REGIÓNTECNOLOGÍA

UNIDAD

UBICACIÓN

UNIDAD

CAPACIDAD

(MW)

COSTO

INSTANTÁNEO

ISLA DE

GENERACIÓN Y

BOP (Millones

USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

GASIFICACIÓN

(Millones USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

LIMPIEZA GASES

(Millones USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

CAPTURA Y

COMPRESIÓN

(Millones USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

TOTAL DE

INVERSIÓN EN

GENERACIÓN

(Millones USD)

COSTO

UNITARIO

( USD/KW)

Norte 1 IGCCAltamira (Nueva)

(1)150 275 354

Incluído en Costo

de Captura159 788 5,251

Norte 1 IGCCAltamira(Nueva)

(1)150 275 354

Incluído en Costo

de Captura159 788 5,251

Norte 1Lecho Fluidizado

Carbón (7)(8)Altamira (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Norte 2Ciclo Combinado

Gas (3)

Poza Rica

(Repotenciación)

(2)

250 222 NAIncluído en Costo

de Captura222 444 1,777

Norte 2

Supercrítica de

Carbón

Pulverizado

(4) (5) (6) (7)

Tuxpan (Nueva) 300 710 NA 39 529 1,279 4,263

Norte 2Lecho Fluidizado

Coque (7)(8)Tuxpan (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Norte 2 IGCC Tuxpan (Nueva) 300 468 601Incluído en Costo

de Captura270 1,338 4,462

Norte 2IGCC+NGCC sin

CapturaTuxpan (Nueva) 300 390 626 NA NA 1,016 3,386

Sur IGCCMinatitlán

(Nueva)300 468 601

Incluído en Costo

de Captura270 1,338 4,462

SurLecho Fluidizado

Coque (7) (8)

Minatitlán

(Nueva)300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Sur NAPPQ

CosoleacaqueNA NA NA NA NA NA NA

Notas:

(G1) No se consideró en ninguna opción los costos asociados al manejo de carbón o coque, ni los costos de transporte de estos combustibles desde sus centros de

producción a la unidad de generación.

(G2) Para todas las tecnologías los costos instantáneos de las unidades de generación fueron tomados del COPAR 2009, excepto para el IGCC.

(G3) Los costos para las diferentes capacidades de las unidades fueron corregidos de acuerdo a la fórmula del COPAR 2009 de la Sección 2.1.1.

(1) No se consideraron las unidades existentes de la CT Altamira en virtud de que su retiro está programado para las unidades 1 y 2 en 2010 y para las 3 y 4 en 2015.

(2) Se ha considerado que CFE resolverá el suministro de combustible gas natural a este ciclo combinado.

(3) Con base a información de la Agencia Internacional de Energía (IEA) la captura incrementa el costo de inversión de un ciclo combinado de gas natural en 100%.

(4) Se consideraron los costos de un desulfurador y un precipitador electrostático.

(5) Con base a información de la IEA la captura incrementa el costo de inversión de una supercrítica de carbón pulverizado en un 80%.

(6) No se incluyen los costos correspondientes a obras portuarias e instalaciones para la recepción y manejo de carbón.

(7) Se incluye el costo de un reductor catalítico.

(8) Se supone que el costo de captura para una unidad carboeléctrica supercrítica y una de lecho fluidizado de la misma capacidad son iguales.

REGIÓNTECNOLOGÍA

UNIDAD

UBICACIÓN

UNIDAD

CAPACIDAD

(MW)

COSTO

INSTANTÁNEO

ISLA DE

GENERACIÓN Y

BOP (Millones

USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

GASIFICACIÓN

(Millones USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

LIMPIEZA GASES

(Millones USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

CAPTURA Y

COMPRESIÓN

(Millones USD)

COSTO

INSTANTÁNEO

TOTAL DE

INVERSIÓN EN

GENERACIÓN

(Millones USD)

COSTO

UNITARIO

( USD/KW)

Norte 1 IGCCAltamira (Nueva)

(1)150 275 354

Incluído en Costo

de Captura159 788 5,251

Norte 1 IGCCAltamira(Nueva)

(1)150 275 354

Incluído en Costo

de Captura159 788 5,251

Norte 1Lecho Fluidizado

Carbón (7)(8)Altamira (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Norte 2Ciclo Combinado

Gas (3)

Poza Rica

(Repotenciación)

(2)

250 222 NAIncluído en Costo

de Captura222 444 1,777

Norte 2

Supercrítica de

Carbón

Pulverizado

(4) (5) (6) (7)

Tuxpan (Nueva) 300 710 NA 39 529 1,279 4,263

Norte 2Lecho Fluidizado

Coque (7)(8)Tuxpan (Nueva) 300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Norte 2 IGCC Tuxpan (Nueva) 300 468 601Incluído en Costo

de Captura270 1,338 4,462

Norte 2IGCC+CC sin

CapturaTuxpan (Nueva) 300 390 626 NA NA 1,016 3,386

Sur IGCCMinatitlán

(Nueva)300 468 601

Incluído en Costo

de Captura270 1,338 4,462

SurLecho Fluidizado

Coque (7) (8)

Minatitlán

(Nueva)300 661 NA 39 529 1,229 4,098

Sur NAPPQ

CosoleacaqueNA NA NA NA NA NA NA

Notas:

(G1) No se consideró en ninguna opción los costos asociados al manejo de carbón o coque, ni los costos de transporte de estos combustibles desde sus centros de

producción a la unidad de generación.

(G2) Para todas las tecnologías los costos instantáneos de las unidades de generación fueron tomados del COPAR 2009, excepto para el IGCC.

(G3) Los costos para las diferentes capacidades de las unidades fueron corregidos de acuerdo a la fórmula del COPAR 2009 de la Sección 2.1.1.

(1) No se consideraron las unidades existentes de la CT Altamira en virtud de que su retiro está programado para las unidades 1 y 2 en 2010 y para las 3 y 4 en 2015.

(2) Se ha considerado que CFE resolverá el suministro de combustible gas natural a este ciclo combinado.

(3) Con base a información de la Agencia Internacional de Energía (IEA) la captura incrementa el costo de inversión de un ciclo combinado de gas natural en 100%.

(4) Se consideraron los costos de un desulfurador y un precipitador electrostático.

(5) Con base a información de la IEA la captura incrementa el costo de inversión de una supercrítica de carbón pulverizado en un 80%.

(6) No se incluyen los costos correspondientes a obras portuarias e instalaciones para la recepción y manejo de carbón.

(7) Se incluye el costo de un reductor catalítico.

(8) Se supone que el costo de captura para una unidad carboeléctrica supercrítica y una de lecho fluidizado de la misma capacidad son iguales.

Estimated Costs

Estimated Costs

SOURCE: CMM, 2009. Proyecto Demostrativo para Generar Energía Eléctrica a partir de Combustibles Fósiles libre de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero.

In 2009, the Mario Molina Center evaluated different alternatives for power generation plant with petcoke and carbon, combined with EOR in Mexico

COSTS OF CCS + EOR* OPERATIONS IN MEXICO (USD/MWh)

TECHNOLOGY OPTIONS

Power generation leveled cost

Transport/Compression

leveled cost

Injection/Storage leveled cost

Total leveled cost

EOR

Total leveled cost

with EOR

CO2 value (externalities) **

Total leveled cost

with EOR and

externalities

IGCC

150 MW

IGCC

300 MW

PCSC

300 MW

FLUIDIZED

BED

300 MW

NGCC

250 MW

*CCS. Carbon Capture and Storage EOR. Enhanced Oil Recovery with a $60 USD price per barrel. Obtaining 2.5 barrels per ton of CO2 injected **Calculated according to the externalities methodology adopted by the Mexican Ministry of Energy in 2009

16.41

0.24

172.38

155.73

111

13.36

61.38

48.02

The initial proposal was to run the demonstration project in the CFE Tuxpan power plant that would be refitted to use coal and petcoke

CCS + EOR First Approach:

Tuxpan Power Plant

* Esimated costs by Centro Mario Molina (being corroborated by PEMEX and IIE)

General operation diagram*

Separación para re-inyección

0.5 Usdlls/1,000 ft3 de CO2 recuperado

300 MW

+111

USdlls/MWh

+13.36

USdlls/MWh

- 16.65 USdlls/MWh

- 155.73 USdlls/MWh

93 USdlls/MWh con carbón

73 USdlls/MWh con petcoke

Generation levelized cost

EOR/EGR

Net Benefit Oil sells

Externalities

Transport + Injection

* Recovered-

CO2

separation

and re-

injection

* Separation for recovered CO2 re-

injection 0.5 Usdlls/1,000 ft3

Compressor

CO2

separator

Amine

tower NOx SOx

Particles

Bottom

ashes

Limestone

Boiler

fluidized bed

Boiler

fluidized bed

Gases

cleaner

Clean

air

Conversion

NOM-085 Particles

10 PPM

NOx & SOx

CO2 capture

48.02 USdlls/MWh

FUEL SWITCHING TO COAL

COAL

EOR sites in the Chicontepec Region

Oil sites located at Chicontepec Region that might be suitable for EOR operations

Due to CFE strategic decisions, it was

decided to have the CCS project in the NGCC

Power Plant located at Poza Rica

CFE TUXPAN Fuel oil power plant

NGCC Private

power plant

Power Plant and well sites at Poza Rica

Localization of the Poza Rica Power Plant and well sites suitable for the injection of CO2

Power Plant

Well site at Poza Rica

PEMEX has several well sites located at Poza Rica that are relatively close to the Power Plant facilitating the transport of the CO2

The Pilot Plant will capture up to 8 ton of

CO2 per day

Poza Rica Region Oil Fields for CO2 EOR

OIL FIELD POSSIBLE OIL

RECOVERY MMbbl

CO2 DEMAND

MMCFD MMtons/y

Poza Rica 150-390 200-530 4.1-10.8

Tajin 160-430 220-590 4.5-12

Coapechaca 100-260 130-360 2.6-7.3

Simbología

Pozos Petroleros

Campo petrolero Poza Rica

Campos Petroleros

Oil well

Poza Rica oil field

Oil fields

Demonstration Project

General scheme for the CCS+EOR demonstration project between CFE and PEMEX

Source: Mario Molina Center

Levelized Costs CCS+EOR

Levelized Costs

NGCC Power Plant 250 MW

(Usdlls/MWh)

Generation (including gas cleaning and capture)

113.12

Compression and pumping 5.00

Transport* 0.80

Injection and Storage 0.30

Total levelized cost 119.22

Oil benefits -44.38

Total levelized cost including EOR** 74.84

Monetary value of avoided CO2 *** -5.38

Total levelized costs (including environmental externalities and EOR)

69.14

* Basd on a 30 km distance from the injection point. ** Calculated with the selling of a 60 USD barrel , recovering 2.5 barrels per each CO2 ton

injected, without considering the natural gas natural obtained simultaneously from the well.

*** Calculated based on the SENER environmental externalities methodology used in 2009.

Source: Centro Mario Molina, preliminary estimations

Integral Project Pilot Plant + EOR

The CCS Mexican Group* decided to pursue the design and construction of a Pilot Plant for

capturing CO2 emissions. The plant will added to a CFE Power Plant in Poza Rica, Veracruz, in the

Gulf of Mexico region**

**The experience and experience obtained from the Pilot Plant will be an important source of information for the design of a large scale CO2 capture system for the demonstration project.

2 MW Pilot Plant Charleston, West Virginia, USA

* Members: PEMEX, CFE, Ministry of Energy, Electrical Research Institute, Mexican Petroleum, Institute, Mario Molina Center, among others

The Integral Project will also include the transportation of CO2 to near production sites

where PEMEX will use for EOR activities

Demonstrative Project CCS+EOR

EOR/EGR incorporation

Basic Engineering, IIE (325 mil USDlls)

CONTRACT consortium

Integral Project (Pilot Plant+EOR)

Mexican Atlas for CO2 Geological Storage

COST STUDY, World Bank (1.2 MUSDlls)

Energy National Strategy

presentation

IEA workshop

CSLF workshop

National Strategy for

CCUS

2012 MAR FEB

Announcement Sustentability

Fund

JUN AUG

PILOT PLANT CONSTRUCTION AND OPERATION

OCT

status

2014 2015-2019

DEMONSTRATION PROJECT

FEDERAL GOVERNMENT Next Administration

2013

Aditional CO2

NGCC Poza Rica

Combustion gases equivalent to a 2MW plant

Cooling water

Solid and liquid residuals

Electricity

2 opertors

Vapor

Laboratory

Electrical Research Institute

PEMEX

Mexican Petroleum Institute

Exploration

Amine providers

CO2

PILOT PLANT Integral Operative System

THANK YOU

CO2 Capture Costs

GENERATION UNIT

Capture trains

USD USD/year USD/year USD/year t/year t/year

Inversion at Present value

2011 O & M CO2

Fuel CO2

Compression CO2

CO2 captured CO2

Avoided

Fluidized Bed 7 44,042,710 15,811,018 18,756,075 30,920,647 2,159,456 1,598,674

SUBCRITICAL Pulverized Carbon

7 64,149,578 15,537,853 18,165,633 34,232,079 2,143,655 1,599,301

SUPERCRITICAL Pulverized Carbon

6 47,828,111 14,249,157 16,801,261 30,313,648 1,957,405 1,453,836

Equivalent anual cost for the CO2 capture process (using amine) for one unit within the Tuxpan CFE facilities using 100% carbon fuel

In this option, PEMEX would acquire the captured CO2. A sensibility analysis was also carried out to

evaluate recovery cost for CO2 ton thus the investment on capture system and its operation

will not result in economic losses X X X

Net Present Value

USD

Mill

ion

s

Selling price for CO2 (USD/ton)

Subcritical FB PC Subcritical PC Supercritical