Competitividad del gas natural en el sector industrial de la zona centro de Colombia

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(1)COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL EN EL SECTOR INDUSTRIAL DE LA ZONA CENTRO DE COLOMBIA. LUGGUETTYS BARROS PASTOR. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA MAESTRIA DE INGENIERIA ELÉCTRICA BOGOTÁ 2003.

(2) COMPETITIVIDAD DEL GAS NATURAL EN EL SECTOR INDUSTRIAL DE LA ZONA CENTRO DE COLOMBIA. LUGGUETTYS BARROS PASTOR. Tesis. Asesor Ángela Inés Cadena PhD., MSc.,Ing. Eléctrica. UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA MAESTRIA DE INGENIERIA ELÉCTRICA BOGOTÁ 2003. ii.

(3) Nota de aceptación ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________ ____________________________________. ____________________________________ Firma del asesor. ____________________________________ Firma del jurado 1. ____________________________________ Firma del jurado 2. Bogotá, enero 15 de 2004. iii.

(4) Dedico este trabajo a Dios, luz y fuerza que me impulsó a sobrepasar obstáculos, esforzarme y seguir adelante.. A mis padres Lugguettys y Carlos, a mi hermano Carlos y a mi esposo Germán, quienes me dieron todo su incondicional apoyo y amor. Este es el fruto de todos sus sacrificios y se los ofrezco con todo el amor que hay en mi corazón.. También quiero dedicárselo a mi ahijada Laurita, para quien quiero ser ejemplo de vida y enseñarle todo lo que mi ser pueda ofrecerle.. iv.

(5) AGRADECIMIENTOS. Quiero agradecer a mi asesora Ángela Cadena, quien con sus aportes, dinamismo y apoyo ayudó al buen desarrollo de esta tesis.. También quiero agradecer a personas con quienes laboro por haber sido excelentes tutores y a empresas externas con importante trayectoria y experiencia.. v.

(6) IEM II – 03 – 02. TABLA DE CONTENIDO. INTRODUCCIÓN......................................................................................………........ .1 1.. OBJETIVOS......................................................................................................... 3. 2. GAS NATURAL Y OTROS COMBUSTIBLES SUSTITUTOS EN LA INDUSTRIA..................................................................................................................... 4 2.1. COMBUSTIBLES INDUSTRIALES ............................................................. 5 2.1.1. Gas Natural .......................................................................................... 6 2.1.2. ACPM..................................................................................................... 8 2.1.3. Gas Propano .........................................................................................10 2.1.4. Carbón Mineral .....................................................................................12 2.1.5. Fuel Oil ...............................................................................................14 2.1.6. Crudo de Rubiales .................................................................................16 2.2. USOS INDUSTRIALES DE LOS COMBUTIBLES .....................................17 2.2.1. Procesos ................................................................................................18 2.2.2. Aplicaciones industriales .......................................................................26 2.3. VENTAJAS DEL GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE INDUSTRIAL 29 2.4. ESTRUCTURA DE LOS MERCADOS ENERGÉTICOS Y AGENTES PARTICIPANTES........................................................................................................32 2.5. REGULACIÓN Y TARIFAS .........................................................................36 3. CARACTERIZACIÓN INDUSTRIA NACIONAL Y ZONA CENTRO DE COLOMBIA ...................................................................................................................41 3.1. CARACTERIZACIÓN INDUSTRIA NACIONAL........................................41 3.1.1 Caracterización de la industria..............................................................42 3.1.2. Caracterización por sector industrial.....................................................45 3.1.3 Comportamiento del PIB nacional .........................................................54 3.2. INDUSTRIA ZONA CENTRO DE COLOMBIA...........................................55 3.2.1. Caracterización de la industria..............................................................56 3.2.2. Caracterización por sector industrial.........................................................61 3.2.3. Caracterización por uso del combustible................................................70 3.2.4. PIB Regional .........................................................................................71 4.. METODOLOGÍA ...............................................................................................72 4.1.. DATOS ACTUALES Y PROYECCIONES ...................................................73. 103.

(7) IEM II – 03 – 02. 4.2. COSTOS DE MANTENIMIENTO Y OPERACIÓN E INVERSIÓN INICIAL ………………………………………………………………………………...77 4.3. COSTO UNITARIO DINÁMICO DE ENERGÍA ÚTIL.................................79 4.4. COSTO RELATIVO DE COMBUSTIBLES .................................................81 4.5. VPN(PROYECTO A-B) Y TIR .....................................................................82 5.. ANÁLISIS Y RESULTADOS.............................................................................84 5.1. RANGOS DE ANÁLISIS ..............................................................................84 5.2. MATRICES RESULTANTES.......................................................................85 5.2.1. Resultados matriz costos unitarios promedio........................................85 5.2.2. Resultados matriz costos relativos promedios.........................................87 5.2.3. Resultados matriz porcentaje costos de Combustible, M&O e Inversión inicial. 88 5.3. ESCENARIOS ..............................................................................................90 5.3.1. Cambio de precios .................................................................................91 5.3.2. Cambio de períodos de tiempo ...............................................................93. 6.. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................94 6.1. 6.2.. COMPETITIVIDAD: ....................................................................................94 RECOMENDACIONES PARA MEJORAR LA COMPETITIVIDAD DE LOS COMBUSTIBLES INDUSTRIALES................................................................................................................96 6.2.1. Políticas estatales ..................................................................................96 6.2.2. Políticas empresariales:.........................................................................97 BIBLIOGRAFIA......................................................................................................100 ANEXOS. 104.

(8) LISTA DE TABLAS pág. Tabla 1.. Canasta energética nacional. 5. Tabla 2.. Características típicas del Gas Natural. 7. Tabla 3.. Propiedades fisico-químicas del ACPM. 9. Tabla 4.. Propiedades fisico-químicas del GLP. 11. Tabla 5.. Reservas de Carbón en Colombia. 13. Tabla 6.. Propiedades físico químicas del Fuel Oil. 15. Tabla 7.. Poderes Calorífico Referencias Utilizado. 16. Tabla 8.. Concentración de emisiones contaminantes. 30. Tabla 9.. Niveles de Contaminación en Colombia en 1991. 31. Tabla 10.. Estructuras Mercados energéticos en Colombia. 35. Tabla 11.. Balanza energética nacional por sector industrial año 1997. 41. Tabla 12.. Balanza energética nacional por sector industrial año 1998. 42. Tabla 13.. Balanza energética nacional por sector industrial año 1999. 42. Tabla 14.. Balanza energética nacional por sector industrial año 2000. 42. Tabla 15.. Balanza energética Zona Centro por sector industrial año 2003. 56. Tabla 16.. Eficiencias energéticas por uso por combustibles. 71. Tabla 17.. Costo Unitario promedio. 82. Tabla 18.. Peso de Costo Combustible. 85. Tabla 19.. Peso de Costo Mantenimiento y Operación. 85. viii.

(9) Tabla 20.. Peso de Costo de inversión inicial. 88. Tabla 21.. Energía útil factible de usar Gas Natural. Escenarios. 90. Tabla 22.. Máximas variaciones de precios unitarios en el tiempo. 91. ix.

(10) LISTA DE GRÁFICAS pág. Gráfico 1. Distribución consumo gas natural año 2002. 8. Gráfico 2. Evaluación anual consumo nacional de combustibles. 40. Gráfico 3. Consumo nacional de energéticos por tipo de industria. 41. Gráfico 4. Consumo energético por combustible año 2000. 44. Gráfico 5. Evaluación consumo nacional sector alimentos. 45. Gráfico 6. Evaluación consumo nacional por combustibles. Alimentos. 45. Gráfico 7. PIB sector alimentos y bebidas. 46. Gráfico 8. Evaluación consumo energético nacional. Cerámica. 47. Gráfico 9. Evaluación consumo nacional por combustible. Cerámica. 47. Gráfico 10. PIB sector cerámica. 48. Gráfico 11. Evaluación consumo energético nacional. Sector Fibras. 49. Gráfico 12. PIB sector fibras. 49. Gráfico 13. Evaluación consumo nacional. Químicos. 50. Gráfico 14. Evaluación consumo nacional por combustible. Químicos. 50. Gráfico 15. PIB sector químicos.. 51. Gráfico 16. Evaluación consumo nacional metalmecánica.. 52. Gráfico 17. Evaluación consumo nacional por combustible. Metalmecánica.. 52. Gráfico 18. PIB sector metalmecánica. 53. Gráfico 19. PIB Colombia. 53. x.

(11) Gráfico 20. PIB Industria. 54. Gráfico 21. Porcentaje de participación sector industrial por no. de individuos. 56. Gráfico 22. Consumo energético por sector industrial. 57. Gráfico 23. Porcentaje consumo industrial por combustible utilizado. 58. Gráfico 24. Porcentaje consumo energético por sector. 59. Gráfico 25. Porcentaje industrias por combustible utilizado. 60. Gráfico 26. Porcentaje consumo por combustible utilizado. 61. Gráfico 27. Cantidad de industrias por sector Cerámica. 62. Gráfico 28. Consumo por combustible – Cerámica. 63. Gráfico 29. Participación combustible por no. de ind. y consumo. Fibras. 63 y 64. Gráfico 30. Participación combustible por no. de ind. y consumo. Institucional. 64 y 65. Gráfico 31. Caracterización sector metalmecánica. 66. Gráfico 32. Caracterización sector químico. 67. Gráfico 33. Uso de combustibles Región Centro de Colombia. 68. Gráfico 34. Uso de combustibles por sectores. 69. Gráfico 35. PIB Regional Zona Centro de Colombia. 70. Gráfico 36. Desagregación de costos de Combustibles. 74. Gráfico 37. Evaluación precios combustibles en Colombia (1997 – 2003). 75. Gráfico 38. Esquema costo relativo. 80. xi.

(12) LISTA DE ANEXOS. Anexo A. Esquema de la metodología Anexo B. Resultados del Caso Base Tabla 1. Matriz de costos unitarios promedios Tabla 2. Matriz de costos relativos promedios Tabla 3. Matriz de pesos de costos de combustibles promedios Tabla 4. Matriz de pesos de costos de M&O promedios Tabla 5. Matriz de pesos de costos de inversión inicial promedios Anexo C. Resultados de Escenarios Tabla 1. Matriz costos relativos promedios escenario i) Tabla 2. Matriz costos relativos promedios escenario ii) Tabla 3. Matriz costos relativos promedios escenario iii) Tabla 4. Matriz costos relativos promedios escenario iv) Tabla 5. Matriz costos relativos promedios escenario v) Anexo D. Comparación matrices costos relativo caso base vs escenario v) Anexo E. Cuadros de efectos de emisiones contaminantes Tabla 1. Efectos de los contaminantes dependiendo de la concentración Tabla 2. Efecto de los contaminantes en el medio ambiente, edificaciones y estructuras Tabla 3. Efectos de los contaminantes en la salud humana Tabla 4. Cuadro resumen de efectos negativos de los contaminantes. xii.

(13) IEM II – 03 - 02. INTRODUCCIÓN. La energía en Colombia es un importante dinamizador de la economía.1 En los años 90’s el PIB de este sector creció a una tasa de 5% promedio anual, comparándolo con el 3.6% de crecimiento del conjunto de la economía. De igual forma, para 1997 y 1999 este sector tuvo una alta inversión extranjera total.. En los años siguientes disminuyó la demanda energética sobretodo en el sector industrial, el consumo de energía per cápita cayó un 10% entre 1997 y 2001, encontrando bajas tasas de rentabilidad y problemas de orden público. A nivel internacional hay volatilidad de precios del petróleo, crisis en sectores eléctricos y alta movilidad del capital, lo cual general desconfianza en el sector.. En Colombia, en este período, se presentan reformas institucionales que tratan de establecer y mejorar las políticas energéticas establecidas en la Ley 142 de 1994 (competencia, calidad y regulación) como creación y reestructuración de empresas estatales, creación de contribuciones, inversión y capitalización por parte de capital privado extranjero, nuevo sistema de regalías, nueva política de precios de combustibles, creación de indicadores de calidad y servicios, cambio en las contrataciones, entre otros.. La regulación, entonces se toma como herramienta para establecer las condiciones del mercado. Inicialmente, ella busca reflejar los costos económicos reales y controlar los monopolios naturales o en competencia incipiente. Esta debe ser. 1. UPME. PEN 2003.

(14) IEM II – 03 – 02. transparente, independiente para lograr un buen desarrollo, teniendo en claro las responsabilidades y sus límites, y abrirse a discutir las intenciones regulatorias.. Pero, el problema que ha presentado es su inestabilidad y rigidez con respecto a las reglamentaciones, lo cual no permite tomar decisiones de inversión soportadas a largo plazo y pierde la confianza y credibilidad por parte de los inversionistas, lo mismo que la inapropiada coordinación entre las entidades de regulación control y planeación. Además, no ha sido el reflejo de la evolución real del mercado y situación del país. En el punto 2 se detallará la estructura actual del mercado energético y la composición de las tarifas de cada uno de los combustibles.. Los combustibles que actúan dentro de un mercado de competencia deben tener en cuenta el punto de cruce de demanda y oferta y algunos factores externos para fijar sus precios, comparando los posibles combustibles con el de menor costo bajo las características propias de operación de cada industria. Es por esto, que para el industrial es importante saber la estructura de sus costos y la competitividad, no sólo financiera, de los combustibles que puede utilizar en sus procesos, ya sean combustibles líquidos derivados del petróleo, carbón o gas natural.. 2.

(15) IEM II – 03 – 02. 1.. •. OBJETIVOS. Diseñar una metodología para establecer las competencias del gas natural. frente a otros combustibles en el sector industrial, incorporando aspectos técnicos, finacieros y ambientales •. Definir las categorias y procesos de utilización de la energía en los cuales el. gas natural sea más competitivo que otros combustibles, utilizando la industrias de la Zona Centro de Colombia, •. Recomendar políticas, incentivos o estrategias empresariales para lograr una. mayor penetración del gas natural en el sector industrial de la Zona Centro y del país en general. 3.

(16) IEM II – 03 – 02. 2.. GAS NATURAL Y OTROS COMBUSTIBLES SUSTITUTOS EN LA INDUSTRIA. En 1991 se aprobó por medio del documento CONPES DNP-25712 el Plan de Masificación del Gas por medio del cual se proponían las estrategias para conseguir la matriz energética con la mayor eficiencia y conservar el medio ambiente permitiendo el consumo masivo del gas natural y GLP y sustituyendo otros combustibles costosos. Se esbozaron políticas macroeconómicas y energéticas para incentivar la construcción de gasoductos e inversión privada en distribución. En 1993, por medio del decreto 408 del 3 de marzo3, se aprueban las estrategias para el desarrollo del Plan del Gas, y en 1994 se estableció el marco regulatorio y tarifario por medio de la Ley 142 de servicios públicos, designando las actividades a los entes encargados. En septiembre de 2003, mediante el documento CONPES 32444, se busca la continuidad de la consolidación y masificación de la industria del gas natural y la vinculación al desarrollo económico y social del país, evaluando las estrategias adelantadas hasta el momento y formulando directrices, siguiendo con la eliminación de la distorsión de precios y la homogenización de períodos de indexación de los mismos.. A continuación se muestra la matriz de la canasta energética nacional.. 2. CONPES DNP 2571 Decreto 408 de Marzo de 1993 4 CONPES 3244 de septiembre de 2003 3. 4.

(17) IEM II – 03 – 02. Tabla 1. Canasta energética nacional. Fuente: UPME Combustible. Industrial. Transporte. Residencial. Comercial. Otros. y público Carbón. 8. 0. 0.6. 0. 0. 8.6. Gas natural. 4.4. 0.2. 1.5. 0.3. 0. 6.4. GLP. 0.3. 0. 2.7. 0.3. 0. 3.3. Eléctrico. 4.2. 0. 5.5. 2.5. 1. 13.2. Petróleo. 3.8. 0. 0. 0. 0.1. 3.9. Derivados. 3.1. 36.1. 0.6. 1.5. 2.5. 43.8. Leña-bagazo. 6.7. 0. 8.1. 0. 4.7. 19.5. Recuperados. 0.8. 0. 0. 0. 0.5. 1.3. 31.4. 36.3. 19. 4.6. 8.7. 100. La matriz de consumo de energía muestra una alta participación de la industria con un 31.4%, se destaca el uso de carbón mineral, gas natural, leña y bagazo y petróleo y derivados.. 2.1.. COMBUSTIBLES INDUSTRIALES. A nivel industrial, los combustibles refinados del petróleo han sido altamente utilizados desde los años setenta, pero en los últimos años ha crecido sustancialmente la sustitución a gas natural debido a su economía, a la seguridad que aporta este combustible y a su alto componente ecológico.. Pero, con la abundancia actual de las reservas de carbón, existe una alta preocupación por el alto uso que pueda tener sin contar con las medidas preventivas necesarias para la alta contaminación ambiental que puede producir y que su precio en el mercado no refleja los costos reales. Es por esto, que en este trabajo se estudiará qué tan competitivo puede resultar el uso de gas natural en industrias de. 5.

(18) IEM II – 03 – 02. la zona central del país dependiendo de los tipos de procesos que se presenten en ellas, teniendo en cuenta precios, costos de operación y mantenimiento e inversión inicial.. Los combustibles comerciales se clasifican en naturales o primarios y artificiales o secundarios. De los primeros tenemos combustibles como carbón, madera, biomasa, metales, uranio (sólidos) y Petróleo y derivados, gases (líquidos), mientras que de los segundos tenemos coque, carbón vegetal, aglomerado de hulla, biomasa residual (sólidos) y alcoholes , aceites de nafta y benzol (líquidos).. Los combustibles a ser estudiados en este trabajo y que son los más representativos de la zona piloto entre los cuales tenemos gas natural, gas propano, ACPM, Fuel Oil, Carbón mineral y Crudo de Rubiales.. 2.1.1. Gas Natural. 5. El gas natural es una mezcla combustible de gases de gran poder calorífico, formado en las entrañas de la tierra en el curso de un proceso evolutivo de centenares de miles de años.. Las acumulaciones de gas natural existentes en nuestro país se han encontrado en las siguientes cuencas sedimentarias: Guajira, Valle del Magdalena, Putumayo y cuenca de los Llanos Orientales.. Este combustible está constituido en un 85% por metano con una pequeña porción de hidrocarburos pesados, así como de nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, agua y otros materiales en poca proporción.. 5. Cadena del Gas Natural. UPME. 6.

(19) IEM II – 03 – 02. A continuación se presenta una descripción de las principales particularidades del gas en cada una de las áreas productoras colombianas:. Tabla 2. Características típicas del Gas Natural. Fuente: UPME Componente. Guajira. Guepajé. Payoa. Montañuelo. Opón. Apiay. Cusiana. Neiva. Metano. 97.76. 96.94. 95.68. 96.17. 91.86. 78.46. 76.55. 91.78. Etano. 0.38. 0.55. 4.20. 0.70. 5.52. 14.06. 10.86. 2.77. Propano. 0.20. 0.15. 0.12. 0.24. 1.32. 1.96. 5.36. 2.28. i-butano. 0. 0.07. 0. 0.05. 0.12. 0.48. 0.68. 0.54. n-butano. 0. 0.02. 0. 0. 0.50. 0.45. 0.78. 0.90. i-pentano. 0. 0.02. 0. 0. 0. 0.41. 0.13. 0.45. n-pentano. 0. 0.01. 0. 0. 0. 0.09. 0.08. 0.21. Hexano. 0. 0.01. 0. 0. 0. 0. 0.05. 0. Heptano. 0. 0.07. 0. 0. 0.01. 0. 0. 0.2. N2. 1.29. 2.12. 0. 0.42. 0.15. 1.69. 0.44. 0.63. H2. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0. 0.37. 0.03. 0. 2.42. 0.96. 2.39. 5.07. 0.24. CO2. 0.01. Agua Pmolec. 16.41. 16.55. 16.67. 16.96. 17.56. 20.12. 21.31. 18.36. GravEsp. 0.57. 0.57. 0.58. 0.59. 0.61. 0.70. 0.74. 0.63. Pcalorífico. 1003. 1001. 1044. 991. 1069. 1146. 1159. 1118. El gas natural que se utiliza en la zona central del país proviene esencialmente de Guajira, Apiay y desde el 2003 de Cusiana.. El país cuenta con un total de 11468 Gpc de reservas, de gas natural. De esta cifra, 7673 Gpc corresponden a reservas probadas y 3745 Gpc son reservas probables. Las reservas de Cusiana ya están siendo utilizadas para garantizar el servicio en el interior del país y apoyar el suministro de gas natural en la Costa Atlántica. 7.

(20) IEM II – 03 – 02. Gráfica 1. Distribución Consumo Gas Natural año 2002. Fuente: Minminas DISTRIBUCION DEL CONSUMO DE GAS NATURAL A JUNIO DE 2002. DOMESTICO 21% TERMICO 36%. ECOPETROL 17% INDUSTRIAL 24%. G.N.C. 2%. Para su transporte existe un sistema de gasoductos troncales y de distribución. El sistema troncal permite la interconexión entre los principales campos productores y los centros de consumo.. 2.1.2. ACPM6 El ACPM, aceite combustible (Diesel), es un destilado medio obtenido de la destilación atmosférica del petróleo crudo, en tal forma que su índice de cetano, el cual mide la calidad de ignición, sea de 45 mínimo.. Está diseñado para ser usado como combustible en vehículos con motores diesel para generar energía mecánica y eléctrica, y también en quemadores de hornos, secadores y calderas industriales.. Se clasifica como un líquido combustible Clase II de acuerdo con la Norma 321 de la NFPA (National Fire Protection Association). Para los diseños de plantas de almacenamiento de ACPM, estaciones de servicio, tuberías, llenaderos, etc., deben tenerse en cuenta las normas NFPA (para almacenamiento y protección contra in-. 8.

(21) IEM II – 03 – 02. cendio), API (American Petroleum Institute) y las reglamentaciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía.. Se vende bajo las modalidades de oleoducto (mínimo 20.000 galones), planchón (mínimo 20.000 galones) y carrotanque (mínimo 2.000 galones).. A continuación se muestran las características físico-químicas del ACPM:. Tabla 3. Propiedades físico químicas del ACPM. Fuente: ECOPETROL Propiedades. Método ASTM. Unidades. MIN. Agua y Sedimento. D 1796. % Vol. -. 0.1. Azufre Total. D 4294. % masa. -. 0.6. Ceniza. D 482. % masa. -. 0.01. Color. D 1500. ºC (ºF). -. 3. Corrosión lámina de cobre, 3h a 50º C. D 130. -. 2. -. Destilación. D 86. -. -. -. Recuperado a 300ºC (572ºF). -. % Vol. 50. -. Recuperado a 360ºC (680ºF). -. %Vol. 90. -. Punto Final de Ebullición. -. ºC (ºF). -. 390. Indice de Cetano. D 976. -. 45. -. Punto de Fluidez. 97. ºC (ºF). -. 4(15.5). Punto de Inflamación. D 93. ºC (ºF). 51 (124). -. BTU/gal. Poder Calorífico. MAX. 138.000 0.86. Gravedad específica Residuo de Carbón micro (10% fond). D 4530. % masa. -. 0.2. Viscosidad a 40ºC. D 445. mm2/s. 2. 5.8. 6. http//www.ecopetrol.gov.co. 9.

(22) IEM II – 03 – 02. 2.1.3. Gas Propano 7 También se conoce como GLP (Gas Licuado de Petróleo). Es una mezcla de hidrocarburos livianos conformada principalmente por propano, propileno, butilenos y butano, en proporciones variables y que se encuentra en estado gaseoso a temperatura y a presión ambiente, y en estado líquido a presión de 2 Bar.. Puede obtenerse en una planta de procesamiento de gas natural o en una refinería, en las unidades de ruptura catalítica. Ecopetrol entrega el producto en estado líquido bajo la modalidad de trasiego a las almacenadoras de GLP.. Fue descubierto en 1910 por el químico y experto en explosivos Dr. Walter Snelling mientras trabajaba con vapores del tanque de la gasolina de un nuevo modelo Ford. Se utiliza como combustible para cocción de alimentos y calentamiento de agua principalmente. También es empleado por diferentes tipos de industrias como combustible en hornos, secadores, calderas y en motores de combustión interna y en turbinas de gas para generación de energía eléctrica.. El GLP cuando se encuentra en estado gaseoso actúa como asfixiante simple y depresor del sistema nervioso central. En estado líquido puede causar quemaduras por congelamiento e irritación de la piel.. Los datos toxicológicos son escasos y no se conocen efectos sistémicos crónicos debido a exposición industrial, a pesar de la presencia de odorizantes.. Es un gas inflamable a temperatura ambiente y presión atmosférica, por lo cual se debe tener especial cuidado en el diseño de los tanques de almacenamiento, tuberías y llenaderos. Es conveniente recordar que este producto genera vapores des7. http//www.ecopetrol.gov.co. 10.

(23) IEM II – 03 – 02. de una temperatura de –148º C, que al mezclarse con el aire en proporciones de 1.9 a 9.5% en volumen, causa mezclas inflamables y explosivas; y que por tener una densidad mayor que la del aire (1.8 veces aprox.), sus vapores se concentran en las zonas bajas, que son sensibles a fuentes de ignición tales como, interruptores, pilotos de estufas, tomas de corriente, lámparas, puntos calientes, etc., pudiendo causar incendios y/o explosiones. Entre las propiedades físico – químicas de este combustible tenemos:. Clase de combustibles: Doméstico e industrial - Fórmula química C3H8 Tabla 4. Propiedades físico-químicas del Gas propano. Fuente ECOPETROL Método ASTM. Propiedades. Unidades. MIN. Gravedad específica líquido. 0.509. Gravedad específica vapor. 1.52. Temperatura de ignición. °F. Máxima temperatura de llama. °F. Poder calorífico. BTU/gal. 920. MAX. 1120 3,595. 92.000. Presión de vapor a 37.8ºC. ASTM D 1267. KPa. 1374. Temperatura de evaporación, 95. ASTM D 1837. ºC. 2.2. Pentano y fracciones pesadas. ASTM D 2163. %Vol. 2. Residuo sobre evaporación de 100 ml. ASTM D 2158. Ml. 0.05. Contenido odorizante. UOP 212. mg/m3. 82. 165. Para el diseño de las instalaciones en que se almacena, transporta y maneja GLP deben tenerse en cuenta las normas ICONTEC, NFPA, DOT, API y las reglamentaciones expedidas por el Ministerio de Minas y Energía.. En particular se deben revisar cuidadosamente las válvulas, conexiones y accesorios de los tanques, cisternas y cilindros que se utilizan para almacenar el producto con el fin de evitar escapes. Asimismo, ventilar adecuadamente el sitio en donde. 11.

(24) IEM II – 03 – 02. se ubiquen los recipientes y las instalaciones que conduzcan este producto, para evitar concentraciones de alto riesgo en caso de escape.. Como precaución especial, debido al poder de solvencia orgánica relativamente alto que tiene el producto, se debe evitar el contacto de éste con algunos plásticos, caucho natural y revestimientos de caucho. Las mangueras o conexiones flexibles para la conducción de GLP deben ser adecuadas para este propósito y cumplir con la respectiva Norma Técnica Colombiana.. 2.1.4. Carbón Mineral El carbón es un mineral que se encuentra en el subsuelo a diferentes profundidades formando vetas de diferentes tamaños que proceden de la carbonización natural de grandes masas vegetales sepultadas hace millones de años.. La extracción de carbón se puede realizar mediante la excavación de pozos aireados para permitir el acceso directo de los trabajadores al yacimiento y de manera más fácil en las minas a rajo abierto o de superficie.. El carbón mineral contiene impurezas, muchas de las cuales se eliminan con un tratamiento de lavado en la zona minera. No ocurre así con el azufre, que crea problemas de contaminación con su combustión. Después del lavado, el carbón se clasifica por tipos y tamaños.. El carbón de coque es un carbón bastante ligero, de aspecto poroso y elevada potencia calorífica. Se obtiene de la destilación del carbón mineral, calentándolo fuertemente en hornos cerrados para aislarlo del aire.. 12.

(25) IEM II – 03 – 02. En el siguiente cuadro se muestran las reservas de Carbón en Colombia, tanto de Carbón térmico como carbón metalúrgico (Zona Centro):. Tabla 5. Reservas de carbón en Colombia año 2002. Fuente: Cerrejón Región. Reservas (Mt). Guajira. 3700. Cesar. 1900. Córdoba. 380. Cundinamarca. 240. Boyacá. 170. Norte de Santander. 120. Antioquia. 90. Santander. 60. Valle del Cauca. 40. TOTAL. 6700. El carbón mineral desprende gases y queda en el horno el carbón de coque. Este carbón es indispensable para la fabricación del hierro y del acero.. El carbón tiene muchos usos importantes, aunque los más significativos son la generación eléctrica, la fabricación de acero y cemento y los procesos industriales de calentamiento. En el mundo en desarrollo es también importante el uso doméstico del carbón para calefacción y cocción.. 13.

(26) IEM II – 03 – 02. Una gran parte del carbón térmico, entre 35 y 39 millones de toneladas año entre los años 2000 y 2002, extraído en la zona Ca. 14.

(27) IEM II – 03 – 02. Tabla 6. Propiedades Físico-Químicas del Fuel Oil. Fuente. ECOPETROL Propiedades. Método ASTM. Unidades. MIN. MAX. Agua. D 95. % Vol. -. 0.5. Agua y Sedimento. D 1796. % Vol. -. 2. Azufre Total. D 4294 (1). % masa. -. 2.5. Explosividad. FTMS 1151.. % Vol LIE. -. 50. -. -. 1.022. Potencia Calorífica. (1) D 287 D 4868 (2). BTU/gal. 150.000. -. Punto de Fluidez. D 97. ºC. -. 20. Punto de Inflamación. D 93. ºC. 60. -. Viscosidad a 50ºC. D 445. mm2/s. 430. 638. Gravedad Específica 15.6/15.6ºC. Para su manejo se deben conectar a tierra los camiones tanques (cargue y descargue del producto), las tuberías, bombas y tanques.. Se debe tener precaución en su manejo a temperaturas superiores a 90º C. Sus vapores son más densos que el aire, pudiendo inflamarse a distancia. Puede reaccionar con oxidantes fuertes, con riesgo de incendio y explosión.. Puede ingresar al organismo por absorción cutánea, ingestión o inhalación. Por absorción cutánea irrita los ojos, la piel y las vías respiratorias. Por ingestión, la absorción líquida por pulmones puede causar neumonía. La inhalación de vapores puede causar pérdida de conocimientos.. Se vende bajo las modalidades de carrotanques (mínimo 2.000 galones) y planchones (mínimo 20.000 galones). Se debe precalentar para que fluya bien y se atomice mejor.. 15.

(28) IEM II – 03 – 02. 2.1.6. Crudo de Rubiales El Crudo de Rubiales se extrae de un pozo ubicado en Puerto Gaitán (Meta). Este centro de extracción estuvo cerrado por problemas de orden público hasta que en el año 2000 una empresa transportadora (Coltanques) ganó la licitación para la comercialización del mismo.. Los poderes caloríficos, para cada uno de los combustibles, utilizados en este trabajo son los siguientes:. Tabla 7. Poderes caloríficos referencia utilizados. Fuente: Gas Natural ______________________________________________ Combustible. BTU/unid. kw/unid. _____________________________________________________________________. Gas Natural (m3). 35.315. 10.3. ACPM (gal). 138.000. 40.4. Fuel Oil (gal). 150.000. 44.0. 92.000. 27.0. Crudos (gal). 152.000. 44.5. Carbón (kg). 24.000. 7.0. GLP (gal). No se toma en estudio la Energía Eléctrica porque estamos analizando procesos industriales resultantes de la combustión de energéticos fósiles. Tampoco se tienen en cuenta la leña ni el bagazo, ya que estos no tienen participación en la zona de estudio.. 16.

(29) IEM II – 03 – 02. 2.2.. USOS INDUSTRIALES DE LOS COMBUTIBLES. Las proyecciones energéticas futuras están rodeadas de muchas incertidumbres, ya que existen muchos factores influyentes como: •. Estructura económica, crecimiento de la población. •. El desarrollo y uso de nuevos tipos de tecnología industrial y la velocidad con que se adopten y desarrollen.. •. Incremento o disminución de mercados nacionales e internacionales atendidos por industrias.. •. Estructuras regulatorias, subsidos e impuestos, privatizaciones, políticas estatales y empresariales.. •. Estructuras de precios vs costos reales de los diferentes combustibles industriales.. •. Políticas ambientales, medidas de control de emisiones de contaminantes y normatividad relacionada con la misma.. Los principales usos de los combustibles a nivel industrial son los siguientes: •. Generación y distribución de calor o. Usos Directos: . Secado. . Otros (Tratamientos térmicos, fusión). 17.

(30) IEM II – 03 – 02. o. Usos Indirectos: . Generación de vapor. . Otros fluidos térmicos como aceite. •. Generación y distribución de frío. •. Generación y distribución de aire comprimido y generación de la energía eléctrica.. De las anteriores las que nos interesan en esta tesis son la generación de calor de forma directa por medio de quemadores y hornos, y la generación de vapor por medio de calderas.. 2.2.1.. Procesos. El secado constituye una parte muy importante en muchas ramas industriales tales como la química, alimentación, papel, pintura, madera, textil, cerámica, metalurgia, etc.. La evaporación natural al aire libre es lenta y las condiciones económicas de producción conducen a acelerar esta evaporación. La aceleración requerida se obtiene por un aporte exterior de calor hacia el producto a tratar. Este aporte de calor, que en ciertos casos debe modularse y controlarse de forma precisa, es suministrado por la combustión de un combustible.. Se busca que el combustible utilizado en secado sea más rápido, más barato, más preciso y con menos complicaciones, y limpio sobretodo para los procesos delicados en los que el acabado del producto final sea esencial.. 18.

(31) IEM II – 03 – 02. El secado consiste en un proceso capaz de separar líquidos de cuerpos sólidos y puede llevarse a cabo mediante procedimientos muy diversos, como por calor. Este procedimiento se consigue por la evaporación del líquido (generalmente agua), mediante transferencia de calor y, posteriormente, debe procederse a la eliminación o separación del vapor resultante mediante transferencia de masa.. En el secado por calentamiento influyen directamente los siguiente efectos: • Temperatura del aire de secado. El grado de secado es directamente proporcional a la diferencia de temperaturas entre el aire de secado y la superficie del sólido. Un incremento de temperatura es muy frecuentemente la forma más cómoda de aumentar el grado de secado y la capacidad de los secaderos. Sin embargo, para materiales muy sensibles al calor, la temperatura debe incrementarse muy cuidadosamente. • Temperatura del sólido. Un secado más eficiente se conseguirá cuando las piezas o el material a secar entren en el secadero a temperatura superior a la ambiental. • Humedad del aire. Cuando se utiliza aire a baja temperatura, el grado de secado puede incrementarse deshumidificando el aire que vaya a emplearse en el calentador. • Velocidad del aire. Al aumentar la velocidad del aire, aumentan los coeficientes de transmisión de calor y de masa y, por tanto, aumenta el grado de secado. Además la turbulencia favorece el contacto del aire con el cuerpo a secar. • Contenido final de humedad. En general es antieconómico secar material hasta un grado de humedad inferior al de equilibrio en aire atmosférico. Si el contenido de humedad final permitido es elevado, disminuirá el tiempo de secado.. 19.

(32) IEM II – 03 – 02. • Distribución de aire. Una distribución uniforme provocaría un secado gradual igual para todas las piezas y, por tanto, el aprovechamiento será óptimo. Una distribución irregular provocaría un secado irregular y el aprovechamiento de aire y temperatura no será el óptimo. Influirá, pues decisivamente la distribución de entradas, salidas y la forma o diseño de la cámara de secado. • Dirección de flujo del aire. En especial para materiales delicados será necesario que el aire más caliente actúe sobre las piezas más húmedas y el menos caliente sobre las menos húmedas. Sin embargo, en otros productos puede ser perjudicial este procedimiento y el flujo de aire de secado debería ser entonces contrario al anterior.. El secado puede efectuarse mediante dos procedimientos: la calefacción indirecta y la calefacción directa.. En el caso de calefacción indirecta, la transmisión de calor se efectúa por medio de un intercambio en superficie, es decir sin mezcla de los productos de la combustión y del aire que envuelve la materia a tratar mientras que en el calentamiento directo, los productos de la combustión más o menos diluidos, entran en contacto con la carga a tratar por lo que este sistema tiene gran ventaja sobre el anterior, sobre todo en el secado de productos alimenticios, en los que hay que respetar unas normas de fabricación muy estrictas. En este sistema la combustión tiene una gran importancia.. Las ventajas del secado directo sobre el indirecto son:. -. Mayor eficiencia. Aproximadamente un 25% más, con lo que disminuyen los costos de operación.. 20.

(33) IEM II – 03 – 02. -. Mejor control de temperatura. Los ajustes o correcciones tienen una respuesta inmediata. También la puesta en marcha y la parada son mucho más rápidas.. -. Instalación más simple y de más bajo costo, aún incluyendo toda clase de seguridades y controles. Por otra parte, el mantenimiento es también mínimo.. El vapor es todavía muy utilizado en secado indirecto, pero requiere grandes instalaciones, proporciona un rendimiento bastante inferior y posee una limitación de temperatura muchas veces determinante.. El secado por convección es el más empleado. En este procedimiento, la transferencia de calor tiene lugar por contacto directo entre el sólido húmedo y los gases calientes. Los vapores resultantes son eliminados por renovación de ambiente.. Los gases calientes pueden ser: • Aire calentado de forma indirecta. • Productos de combustión • Gases inertes.. El grado de secado por radiación depende de la eficiencia en la liberación y transmisión de energía por radiación infrarroja y de su absorción por parte del artículo a secar.. Dado que la transmisión por radiación se efectúa en línea recta, el material a secar debe ofrecer la máxima superficie plana a la acción de los rayos. Si la superficie. 21.

(34) IEM II – 03 – 02. del producto es irregular, debe, en general, combinarse este sistema con la con-. 22.

(35) IEM II – 03 – 02. Las fuentes de calor pueden ser: vapor saturado o recalentado; agua caliente o cualquier fluido capaz de ceder calor; gases de combustión; o bien elementos eléctricos. El vapor saturado es el medio más frecuente debido, principalmente, a su calor latente. Sin embargo tiene la importante limitación del secado a alta temperatura.. La llama directa como elemento de secado es un procedimiento reservado a escasos artículos. El método abarca simultáneamente radiación, conducción y convección, y su control es muy delicado ya que la forma de la llama y las características de combustión deben permanecer constantes.. Este método ha sido utilizado satisfactoriamente en el secado de tintas de imprenta sobre papel, también en metalurgia en el secado de moldes especiales y en secado de refractario de hornos.. El vapor es, con mucho, el fluido más ampliamente utilizado en la industria. Su elevado calor latente junto a su gran coeficiente de transferencia térmica hacen de él la alternativa ideal en aplicaciones a baja y media temperatura.. El vapor es una fuente de energía que se requiere en buena parte de procesos industriales, ya sea para utilizarlo directamente para aprovechar su calor en intercambiadores, ya sea para transformar su energía en fuerza motriz.. Los generadores de vapor son los aparatos encargados de producirlo mediante calentamiento directo del agua que se vaporiza a alta presión. Más adelante, este vapor puede ser recalentado o permanecer simplemente saturado según la aplicación que se quiera dar.. 23.

(36) IEM II – 03 – 02. El calor suministrado por el combustible se transmite al agua por radiación y convección al interior del hogar que es donde debe realizarse la combustión.. Un sistema de producción y distribución de vapor consta generalmente de los siguientes equipos: •. Una o varias calderas que pueden quemar: carbón, fuel-oil, gas, ACPM, etc.. •. Planta de tratamiento de agua más o menos sofisticada según la calidad. necesaria. •. Las bombas de alimentación están encargadas de llevar el agua hasta la cal-. dera. •. Colector general de vapor y ramales para llevar el vapor a todos los puntos de. consumo.. En las instalaciones de vapor se pueden considerar dos variantes principales: • Que sólo se produzca vapor. • Que se produzca vapor y energía eléctrica.. En el primer caso el vapor se producirá a una presión igual o algo superior a la que exige el proceso. En la distribución puede haber uno o más niveles de presión, para lo cual, si no se instalan turbinas de contrapresión, es necesario utilizar estaciones reductoras.. En las aplicaciones en hornos se imparte el calor a la carga para elevar la temperatura de ésta, sin que se pretenda tenga lugar ninguna reacción química o cambio de estado, tal como fusión o vaporización.. En cualquier proceso de calentamiento, la temperatura del horno supera siempre aquella a la que ha de calentarse la carga. Las temperaturas elevadas vuelven. 24.

(37) IEM II – 03 – 02. más blandos la mayoría de los metales, capacitándolos para las operaciones de deformación por flexión, forja, estampación, extrusión o laminación. Las temperaturas todavía más elevadas funden los metales y también eliminan la acritud de los mismos; el proceso de calentamiento de los metales con este fin, enfriando después de modo que no se produzca ninguna deformación, se conoce como recocido.. La elevación de la temperatura por encima de un cierto punto crítico, seguida de un enfriamiento brusco, vuelve a algunos metales más duros y resistentes pero con una ductilidad menor. Un nuevo calentamiento a una temperatura inferior al punto crítico disminuye la dureza y aumenta la ductilidad. Se conoce como tratamiento térmico el proceso completo que tiene por objeto producir unas propiedades físicas deseadas, controlando la estructura cristalina. Las subdivisiones del tratamiento térmico son muy numerosas e importantes.. También se calientan los metales para absorber carbono, como en el caso de la cementación o para cambiar el estado de los compuestos de carbono, como en el recocido de piezas de fundición maleable.. La temperatura deseada en el horno se produce por la generación de calor. Se emplean dos métodos: • Combustión del combustible • Conversión de energía eléctrica en calor.. El tipo de horno de combustión se emplea mucho más que el horno eléctrico. En este sentido, el horno eléctrico tiene rendimientos del 100%, mientras que hornos con otros combustibles tienen rendimientos no superiores al 80%.. 25.

(38) IEM II – 03 – 02. Las operaciones industriales abarcan una amplia gama de temperaturas, las cuales dependen del material a calentar y también (para un material dado) del objeto del proceso de calentamiento y de las operaciones subsiguientes.. 2.2.2.. Aplicaciones industriales. Los tipos de industria que tienen un alto consumo energético son Alimentos y Bebidas, Fibras (Textil, papel y cartón), Cerámica (cementos, asfaltos, cerámicas, vidrio), Metalmecánica y Procesos químicos con procesos como prensado, secado, ondulamiento, desfibrado, blanqueo, cocción, lavado, tinturado, estampación , acabados, entre otros.. Hay algunos tipos de industrias en los cuales cierto tipo de procesos requieren que se manejen un grupo de combustible, excluyendo algunos por sus características físico químicas, la calidad exigida del producto final, las características técnicas del proceso, como por ejemplo el gas natural ofrece a la industria cerámica unas ventajas, cuyo provecho viene determinado por el tipo de producto de que se trate y el equipo usado. En la fabricación de azulejos, porcelana, gres o refractarios, su utilización se traduce en un importante aumento de la producción, la mejora en la calidad de los productos y la optimización en la economía de la empresa.. A continuación se describen las aplicaciones más importantes de las industrias de mayor consumo energético a nivel nacional. • Fibras: El consumo energético de esta industria representa un valor alto en el consumo industrial del país. Incluyen industrias de papel, cartón, textiles, entre otros. Para esta industria es muy importante la generación de vapor por lo cual generalmente poseen una central térmica compuesta por un conjunto importante de calderas y a veces turbina de vapor o gas. Sus principales aplicaciones son:. 26.

(39) IEM II – 03 – 02. o. Descortezado, astillado, cocción, lavado, clasificación, blanqueo y seca-. do para obtención de pastas o. Desfibrado, depuración, refinado, dilución, depuración. o. Formación, prensado, secado y tratamiento de papeles. o. Ondulado, encolado y secado de cartones y cajas. o. Lavado de textiles (agua caliente). o. Tintura de textiles (agua caliente, vapor, aire). o. Encolado, estampación y acabado de textiles. o. Entre otras. • Alimentos: Se pueden listar en esta clasificación industrias de alimentos, bebidas, tabaco, concentrados, carnes frías, entre muchas otras. Las aplicaciones industriales se dan en los siguientes procesos: o. Calentamiento y cocción. o. Secado. o. Lavado y agua caliente. o. Esterilización. o. Entre otras. • Químicos: En este sector encontramos industrias como laboratorios farmacéuticos, productos para aseo. Las aplicaciones más utilizadas son: o. Calentamiento de sustancias. o. Modificación de propiedades físico-químicas. o. Secado. o. Esterilización. o. Entre otras. • Cerámico: Incluyen las industrias de ladrillos, alfarería, tejas, azulejos, vidrio, entre otras. Para estos procesos la energía térmica representa cerca de un 25% de sus costos, y se presentan básicamente en las siguientes actividades:. 27.

(40) IEM II – 03 – 02. o. Secado de la mezcla o pasta: Para extraer la mayor cantidad de agua. posible o. Cocción: Para la adquisición final de propiedades, para evacuación de. agua residual, contracción y endurecimiento, vitrificación y buscar la calidad que se requiere del producto o. Esmaltado: Generalmente piezas decoradas con la introducción de es-. malte o. Modelaje de vidrio, templado. o. Entre otras. • Metalmecánico: Las aplicaciones que más se realizan en este tipo de industria son : o. Precalentamiento. o. Fundición. o. Tratamiento para propiedades físico-químicas. o. Entre otras. • Institucional: En esta clasificación tenemos instituciones como hospitales, clínicas, hoteles, clubes sociales, entre otros. Entre sus aplicaciones encontramos: o. Agua caliente para piscinas, lavado de prendas y utensilios. o. Aire para calentamiento de ambientes. o. Cocción de alimentos. o. Incineración de desechos. o. Esterilización de material quirúrgico. 2.3.. VENTAJAS DEL GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE INDUSTRIAL. El gas natural tiene muchas ventajas sobre los otros combustibles fósiles industriales. A continuación enumeramos los principales:. 28.

(41) IEM II – 03 – 02. •. Fácil manejo y comodidad, ya que la industria sólo tiene que abrir una válvula y empezar a consumir, mientras que hay otros combustibles como el carbón la cual requiere a personal o equipo adicional para realizar el transporte del combustible y posterior alimentación de la caldera. Los combustibles líquidos también requieren procesos adicionales como calentamiento y pulverización. Por otro lado, la operación de los equipos que trabajan con gas natural es sencilla debido a la automatización.. •. No requiere almacenamiento, por lo tanto no se necesita tener un espacio para colocar tanques de combustibles y no se tienen costos por inventario.. •. Mejora la eficiencia de los equipos, aumentando la transferencia de calor al no haber presencia de hollín.. •. Reducción de costos de mantenimiento, al disminuir costos de limpieza y cambio de piezas.. •. Es un combustible seguro, al ser más liviano que el aire tiende a elevarse en caso de fugas y tiene un menor riesgo de explosividad, al tener límites de explosividad entre el 5% y el 15%.. •. Mejora la calidad de los productos tratados por el hecho de ofrecer una disminución del porcentaje de unidades defectuosas, por eliminar la eventualidad de manchas y decoloraciones de los artículos durante cada cocción y secado, y por estar libre de azufre y de impurezas. Es el combustible ideal para el secado sobre todo para los procesos delicados en los que el acabado del producto final sea esencial; además el gas es capaz de producir un secado más rápido, más barato, más preciso. 29.

(42) IEM II – 03 – 02. •. Excelente homogeneidad en el calentamiento y cocción de productos junto a un total ajuste de las temperaturas para las necesidades requeridas. No provoca sobrecalentamientos locales al disponer de una llama adaptable a las características del recinto de calentamiento, y posibilita un perfecto control de la atmósfera del horno (oxidante o reductora) al alcanzar una excelente regulación en la mezcla aire-gas.. •. Ecológico, esto es, por los bajísimos niveles de contaminantes atmosféricos, y este punto es importante en las industrias porque este sector es uno de los que más contamina el aire, y podrán cumplir niveles máximos permitidos por algunas entidades gubernamentales. En otros países, incluso le pagan a las industrias por los niveles de emisiones que dejan de producir, esto es por los graves problemas a nivel mundial por efecto invernadero, lluvia ácida, daños en el ecosistema y en la salud, producidos por óxidos de carbono, de nitrógeno, azufre, partículas, plomo, ozono, entre otros productos de procesos de combustiones incompletas.. Tabla 8. Concentración de emisiones contaminantes. Fuente: Gas Natural ___________________________________________________________________________________________________________. Indust. Pst. CO. SO2. Nox. HC. VOC. Metal. ________________________________________________________________________________________________________. GLP. -. M. B. M. M. M. -. GN. -. M. -. M. M. M. -. ACPM. A. M. A. A. A. M. A. FO. A. A. A. A. A. M. A. Crudo. A. A. A. A. A. M. A. CM. A. A. A. A. A. M. A. ________________________________________________________________________________________________________. * A=Alta. M=Media B=Baja emisión.. 30.

(43) IEM II – 03 – 02. donde, - Ninguna emisión atmosférica, B: Baja concentración de emisiones, M: Concentración media de emisiones, A: Alta Concentración de emsiones atmósfericas , PST: Partículas suspendidas, CO: Monóxido de Carbono, SO2 Dióxido de Azufre, NOx Oxidos de Nitrógeno, HC Hidrocarburos, COV Compuestos Orgánicos Volátiles.. En las tablas 1, 2, 3 y 4 del anexo E se muestran los efectos que los componentes contaminantes atmosféricos tiene sobre el ecosistema (flora, fauna, personas y edificaciones).. En el siguiente cuadro se muestran los niveles (en Ton/año) de los diferentes contaminantes en Colombia en 1991 de acuerdo a la fuente utilizada en la industria:. Tabla 9. Niveles de contaminación en Colombia en 1991. Fuente: MinSalud MP. SO2. Carbón. 242.965. ACPM. NOx. CO. HC. 275.922. 157.567. 24.056. 3.612. 525. 12.788. 5.299. 263. 50. Fuel Oil. 212. 5.422. 2.247. 113. 21. Otros derivados. 2.249. 31.187. 7.694. 646. 124. Gas Natural. 50. 248. 1.639. 457. 166. 2.4.. ESTRUCTURA. DE. LOS. MERCADOS. ENERGÉTICOS. Y. AGENTES PARTICIPANTES Las estructura básica de los mercados de energéticos se compone básicamente de producción, transporte y distribución / comercialización, donde encontramos agentes participantes tanto activos como reguladores del negocio.. 31.

(44) IEM II – 03 – 02. Los productores son los exploradores y suministradores de combustibles en boca de pozo o mina, el principal productor en nuestro país es ECOPETROL, quien maneja la actividad exploratoria de forma monopólica para GLP, ACPM, Fuel Oil y crudos, y como duopolio para gas natural (junto a Texa) y entrega sus productos a transportadores o distribuidores mayoristas. En el caso del Fuel Oil la mayoría de producción tiene un mercado internacional y en el caso de crudos la mayoría de la producción va a carga de refinerías. Para el carbón mineral la estructura es de un oligopolio con 8 áreas de producción para exportación (CARBOCOL INTERCOR) más modernizado y a cielo abierto, y 35 áreas de producción subterránea y artesanal para el mercado nacional.9. ECOPETROL maneja esencialmente las áreas de exploración y producción, transporte y refinación y mercadeo.. En la exploración y producción propicia el aumento de la actividad exploratoria ya sea directamente o asociada, que conduzcan al hallazgo de nuevas reservas de hidrocarburos y satisfagan la demanda interna de petróleo y sus derivados y gas natural verificar posibilidades de exportación y atraer capitales privados de inversión.. Para el transporte garantizar al país la disponibilidad oportuna de los diferentes hidrocarburos para refinación, exportación o consumo, mediante el manejo eficiente de la red de transporte por tubería 11.859 kilómetros, de los cuales son de su propiedad 6.881 km de líneas consistentes en 2.527 km de poliductos para transporte de combustibles, 1.751 km de oleoductos para el transporte de crudo, 378 km de propanoductos para el transporte de GLP, 663 km de combustoleoductos para el transporte de combustóleo, 1.001 km de gasoductos para el transporte de gas natural y 561 km de líneas en proceso de reconversión para el servicio de gas natural. 9. Pen 2003. UPME. 32.

(45) IEM II – 03 – 02. Para la refinación y mercadeo transforma y comercializa los hidrocarburos, es la responsable de los principales sistemas de refinación con que cuenta Colombia, Complejo Industrial de Barrancabermeja y Refinería de Cartagena, y del suministro de los combustibles que demanda el país, y desarrollar programas para su expansión. En Colombia operan, adicionalmente, tres pequeñas refinerías de Ecopetrol con capacidad de 6.000 barriles por día, cuyo manejo corresponde al área de Exploración y Producción.. Ecopetrol no participa en el negocio de distribución de combustibles al consumidor final, sino que los suministra directamente a los distribuidores mayoristas en los terminales de entrega. En este caso la Gerencia de Mercadeo y Ventas es la responsable por la comercialización de los combustibles y los productos petroquímicos, tarea que realiza con las compañías distribuidoras mayoristas en el caso de los combustibles, y con los consumidores directos de los productos en el de los petroquímicos. Ecopetrol abastece el 100% de la demanda nacional de combustibles con los volúmenes de producción nacional y las importaciones que realiza la Empresa para atender debidamente ese mercado.10. Los transportadores son aquellos que garantizan el suministro de combustibles para consumo interno o exportación mediante una red de transporte por ductos o transporte terrestre, entre ellos tenemos para gas natural a ECOGAS en el interior del país y PROMIGAS en la Costa Atlántica y 6 empresas más que dependen de la primera, ECOPETROL de forma monopólica por medio de ductos y carrotanques para los combustibles líquidos, para el carbón mineral se tiene el tren para exportación y carretero para consumo nacional.11. 10 11. http://www.ecopetrol.gov.co PEN 2003. UPME. 33.

(46) IEM II – 03 – 02. Los distribuidores son las empresas que transportan y comercializan al cliente final los combustibles industriales. Para el caso del carbón los mismos productores los distribuyen a los clientes, ECOPETROL vende el Fuel Oil en puerta de refinería y los crudos en puerta de campo. Para GLP hay 26 mayoristas y 145 minoristas sin claridad de límites de área de servicio y para el ACPM existen 4 mayoristas EXXON-MOBIL, TERPEL, TEXACO y SHELL. Para gas natural existen 20 empresas.. 12. Por otro lado, entre las entidades estatales que participan en la cadena de combustibles tenemos a Ministerio de Minas y Energía, Comisión de Regulación de Energía Eléctrica y Gas (CREG), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Superintendencia de Servicios Públicos (SSPD), quienes se encargan de controlar, regular, planear y vigilar respectivamente a cada uno de los participantes activos descritos en las actividades anteriores.. El Ministerio de Minas y Energía es una entidad pública de carácter nacional cuya responsabilidad es la de administrar los recursos naturales no renovables del país asegurando su mejor y mayor utilización; la orientación en el uso y regulación de los mismos, garantizando su abastecimiento y velando por la protección de los recursos naturales del medio ambiente con el fin de garantizar su conservación y restauración y el desarrollo sostenible, de conformidad con los criterios de evaluación, seguimiento y manejo ambiental señalados por la autoridad ambiental competente. Adopta e informa la política nacional y los reglamentos y hacer cumplir las disposiciones en materia de exploración, explotación, transporte, refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución de minerales e hidrocarburos. Asegura que se realicen en el país por medio de empresas oficiales, privadas o mixtas, las actividades comercialización, construcción y operación de gasoductos según previo concepto del CONPES, lo mismo que para la distribución, suministro. 12. PEN 2003. UPME. 34.

(47) IEM II – 03 – 02. de hidrocarburos de propiedad de la nación. Identifica el monto de los subsidios que deben tener los hidrocarburos nacionales.13. En lo relativo a la parte ambiental, las Corporaciones Autónomas Regionales, creadas en la ley 99 de 1.999, determinan los máximos niveles de emisiones permisibles en cada una de las zonas, y deben hacerlas cumplir. En la zona de análisis actúan la CAR para Cundinamarca (exceptuando Bogotá que es manejada por el DAMA), Corpoboyacá, Corpochivor y Corpoguavio para el departamento de Boyacá.. Tabla 10. Estructura mercados energéticos en Colombia. Fuente:UPME Composición Poder calorífico (BTU/Unid) Producción Transporte Distribución (Margen May y Min) Impuestos. 2.5.. GN 85%Metan o. ACPM Refinación. FO Refinación 150.00 0 L Carretero. 35.315. 138.000. R. R. R. Estamp. R 8.9%-FC. CM. GLP. Fósil. HC Liv. 24.000. 92.000. L Carretero. R. R. L. L. Iva(P)Stasa. Iva(P). N/A. Estamp R Margen seg. Crudos Sin refinar 152.00 0 L Carretero L N/A. REGULACIÓN Y TARIFAS. La zona centro de Colombia, exceptuando la capital del país, es un área de concesión especial donde se presenta la exclusividad del servicio público de distribución de gas natural a una empresa distribuidora la cual adquiere ante el ente gubernamental (Mínimas) un compromiso mínimo de cobertura con buenos niveles. 13. http://www.minminas.gov.co. 35.

(48) IEM II – 03 – 02. de eficiencia en la prestación del servicio y estándares de calidad a usuarios domiciliarios y grandes consumidores en el área geográfica concedida. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) es la unidad administrativa creada por el ministerio de minas y energía mediante la ley 142 y 143 de 1992 como la encargada de dictar las normas que regulan a los entes que prestan servicios públicos domiciliarios aprovechando eficientemente los recursos de costo del servicio y calidad, creando y promoviendo la competencia entre los inversionistas privados, evitando la posición dominante de los monopolios no dejando de ser eficientes. También establece la libre fijación de tarifas o la libertad regulada.14. Para el caso de la zona centro la CREG basado en proyecciones de crecimientos de demanda, IPC, PIB, y tipo de uso, devaluación del peso colombiano, entre otras autoriza las tarifas de gas natural calculadas por la empresa distribuidora tanto para residencial como para comercial e industrial regulado anualmente, entendiéndose este último como la industria que consuma menos de 250.000 m3/mes. La tarifa dada es por todo el año y ésta sólo se puede modificar dentro del mismo año si la variación dada es mayor al 5%.. Las tarifas de los combustibles en Colombia está dada básicamente dentro del marco regulatorio, con una desagregación para cada uno de los agentes participantes. Para el gas natural el precio es regulado por la CREG mediante resolución 05715 de julio 30 de 1996 para usuarios regulados mediante la siguiente fórmula:. M st = Gt + Tt + Dt + St + Kst. 14. http://www.creg.gov.co. 36. (1).

(49) IEM II – 03 – 02. donde Gt: Costo promedio máximo unitario en $/ m3 para compras de gas en troncal en el período t (Regulado); Tt: Costo promedio máx unitario en $/ m3 de transporte en el año t (regulado); Dt: Cargo promedio máx unitario en $/ m3 por uso de la red de distribución en el período t (regulado); St: Cargo o margen máximo unitario en $/ m3 de comercialización en el período t; Kst: Factor de corrección en $/ m3 en el período t ( puede ser positivo o negativo) y Mst: Costo Medio de Prestación del Servicio en $/m3 en el período t.. El precio del gas natural proveniente de Guajira depende del precio del semestre anterior multiplicado por la variación del precio promedio de referencia de exportación del Fuel Oil (FOB) Cartagena del semestre anterior respecto al precio promedio FO del mismo semestre del año anterior. Mientras que el precio del gas proveniente de Cusiana, maneja precios no variables de Gt y Tt en dólares, con lo que tiene menos fluctuaciones. En la zona estudiada hay consumo de ambos pozos. Es por esto que el Gt y Tt serán los valores de venta de los suministradores y transportadores de gas natural dependiendo el lugar de compra y son regulados y el Dt se ajusta con el IPC con reajustes por inflación y cambio de políticas tributarias, y desde el próximo año y por cambios en la regulación habrá precios de DT promedio, piso y techo, pero iguales para clientes que se encuentren en el mismo rango de consumo, el Dt es regulado. También maneja una contribución del 8.9% sobre precio de venta. Por otro lado el precio del Fuel Oil 16se compone de los siguientes ítems: •. Ingreso por producción el cual es libre e impuestos a las ventas (IVA: 16% sobre el ingreso por producción). •. El transporte es por medio de carretero y es libre. •. Los precios del mayorista y minorista son libres. 15 16. Resoluciòn CREG 057 de 1996 http://www.ecopetrol.gov.co. 37.

(50) IEM II – 03 – 02. El precio del ACPM tiene los siguientes componentes17, mediante la resolución 82439 de 1998 de Minminas: •. Ingreso por producción el cual depende del índice No. 2 US Gulf COAST Waterborne de Standard & Poor’s y de los costos de transportar un galón de ACPM de la Costa del Golfo de E.U (es regulado), importaciones y timbres. •. Transporte y/o manejo que es una tarifa estampilla ajustada por el Ministerio de Minas y Energía. •. Impuesto global. •. Impuesto a las ventas (16% sobre el ingreso por producción). •. Margen del mayorista el cual incluye gastos de operación relacionados con el negocio de distribución de ACPM (es regulado). •. Margen del minorista como aquel que tiene en cuenta costos de operación y mantenimiento, administración y ventas. •. Transporte desde la planta de abastos hasta la estación de servicio ajustada mediante el Indice de Precios al consumidor. •. Sobretasa equivalente a un 6% sobre el precio de referencia de venta al público por galón, fijado por la UPME, pero que en este momento están aumentando para equipararlo con la sobretasa de la gasolina.. Por la resolución 083 de 1997 se presenta la siguiente estructura de precios para el gas propano18: •. Ingreso al Productor (Ingreso máximo por productos, regulado). •. Transporte y/o manejo (Ingreso máximo por transporte, regulado). •. Margen de seguridad (Resoluciones 048 de 2000 y 012 de 2001) el cual depende del IVA, de un factor para actividades de mantenimiento, reparación y 17. Resoluciòn 82439 de 1998 de Minminas. 38.

(51) IEM II – 03 – 02. reposición de cilindros y tanques, póliza global y válvula de seguridad y del volumen total del GLP contratado por los grandes comercializadores por un período de un año •. Margen del mayorista (regulado) como aquel que dependerá de un margen base, un factor por capacidad de almacenamiento nominal y efectiva. •. Margen distribuidor (varía si la distribución es por carrotanque, o por cilindros y de las capacidades de los cilindros, regulado).. Históricamente el precio del gas propano siempre ha estado por encima del precio del gas natural, por lo cual el mercado del gas propano son los lugares lejanos a las troncales de gas natural.. El carbón maneja un esquema diferente, ya que se maneja un precio por demanda, esto es debido a la gran reserva de carbón que existe en Colombia (aproximadamente 300 años). No existe regulación, los precios por producción, mayorista y minorista son libres, el transporte es por carretero y no tiene ningún tipo de impuesto.. 18. Resolución CREG 083 de 1997. 39.

(52) IEM II – 03 – 02. 3.. CARACTERIZACIÓN INDUSTRIA NACIONAL Y ZONA CENTRO DE COLOMBIA. 3.1.. CARACTERIZACIÓN INDUSTRIA NACIONAL. La industria nacional presenta la siguiente distribución de consumos de combustibles año a año desde 1997 a 2000.. Gráfica 2. Evolución anual consumo nacional de combustibles. Fuente UPME. Evolución del consumo nacional anual de combustibles 170.000. TBTU. 165.000 160.000 Consumo 155.000 150.000 145.000 1996. 1997. 1998. 1999. 2000. 2001. Año. Esta gráfica nos muestra que el consumo total de combustibles refleja la situación económica de Colombia.. Se observa la crisis económica de 1.999 que impactó fuertemente en la industria y la constante preocupación de las industrias por bajar sus consumos de energéticos (Uso racional de la Energía).. 40.

(53) IEM II – 03 – 02. También hay que tener en cuenta que muchas multinacionales que tenían sede en Colombia no están ya en el país y que otras industrias no han podido sostener su situación ante la crisis y se han visto en la obligación de cerrar.. Se mirará detalladamente cómo ha sido la evolución por sectores industriales y cuáles son los combustibles dominantes en cada uno de ellos.. 3.1.1 Caracterización de la industria Se tomaron básicamente los siguientes sectores: Alimentos y Bebidas, Fibras, Metalmecánica, Químicos y Cerámicas, asfaltos y vidrio. En el estudio piloto que se hará de la zona central de Colombia se explicará que tipo de industria incluyen cada una de las clasificaciones. Se deben excluir empresas de servicios, distribuidoras, comercializadores, importadores e industrias cuya principal fuente energética sea la energía eléctrica.. En los siguientes cuadros se muestra cómo está la balanza energética desde 1.997 a 2.000, en porcentajes por sector industrial y combustibles.. Tabla 11. Balanza energética nacional por sector industrial 1997. Fuente UPME Sector industrial / Combustible. Gas Natural. Crudo. Carbón. GLP. ACPM. FO. Total. Alimentos. 1.56. 5.46. 3.28. 0.47. 3.17. 0.39. 14.32. Fibras. 1.84. 5.09. 12.79. 0.21. 0.92. 0.69. 21.54. Químicos. 10.38. 2.08. 2.47. 0.16. 0.32. 1.17. 16.58. Cerámica. 9.43. 4.14. 17.23. 0.46. 1.31. 1.46. 34.04. Metalmecánica. 0.79. 3.16. 7.93. 0.34. 0.27. 1.04. 13.53. Total. 24.01. 19.92. 43.70. 1.63. 5.98. 4.76. 100. 41.

(54) IEM II – 03 – 02. Tabla 12. Balanza energética nacional por sector industrial 1998. Fuente UPME Sector industrial. Gas Na-. / Combustible. tural. Crudo. Carbón. GLP. ACPM. FO. TOTAL. Alimentos. 1,56. 4,78. 3,37. 0,50. 3,20. 0,30. 13,71. Fibras. 1,85. 4,46. 13,11. 0,22. 0,93. 0,53. 21,10. Químicos. 10,43. 1,82. 2,54. 0,17. 1,18. 0,08. 16,22. Cerámicas. 9,47. 3,63. 17,72. 1,23. 1,48. 0,02. 33,56. Metalmecánica. 0,79. 2,77. 8,16. 0,37. 1,05. 2,26. 15,40. TOTAL. 24,12. 17,46. 44,91. 2,48. 7,83. 3,20. 100. Tabla 13. Balanza energética nacional por sector industrial 1999. Fuente UPME Sector industrial / Combustible. Gas Natural. Crudo. Carbón. GLP. ACPM. FO. TOTAL. Alimentos. 1,78. 3,73. 3,50. 0,57. 3,22. 0,21. 13,00. Fibras. 2,11. 3,48. 13,67. 0,25. 0,93. 0,36. 20,81. Químicos. 11,85. 1,42. 2,64. 0,19. 1,18. 0,06. 17,35. Cerámicas. 10,77. 2,83. 18,42. 0,75. 1,49. 0,02. 34,27. Metalmecánica. 0,90. 2,16. 8,48. 0,42. 1,06. 1,55. 14,57. TOTAL. 27,41. 13,61. 46,72. 2,19. 7,88. 2,19. 100. Tabla 14. Balanza energética nacional por sector industrial 2000. Fuente UPME Sector industrial / Combustible. Gas Natural. Crudo. Carbón. GLP. ACPM. FO. TOTAL. Alimentos. 1,85. 1,77. 3,55. 0,52. 3,07. 0,78. 11,54. Fibras. 2,20. 1,65. 13,85. 0,23. 0,89. 1,37. 20,19. Químicos. 12,37. 0,67. 2,68. 0,17. 1,13. 0,21. 17,23. Cerámicas. 11,23. 1,34. 18,65. 0,51. 1,42. 0,06. 33,22. Metalmecánica. 0,94. 1,07. 8,59. 0,38. 1,01. 5,83. 17,82. TOTAL. 28,60. 6,51. 47,31. 1,83. 7,51. 8,24. 100. 42.