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Estudio de Competitividad entre el Gas Natural, el Carbón y
la Energía Eléctrica en las principales ciudades de Colombia
Pedro Alejandro Fuentes Lobo
Universidad de los Andes
Facultad de Ingeniería Industrial
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Estudio de Competitividad entre el Gas Natural, el Carbón y
la Energía Eléctrica en las principales ciudades de Colombia
Pedro Alejandro Fuentes Lobo
Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero
Industrial
Asesor: Julio Villarreal Navarro
Co-Asesor: Omar Tovar
Universidad de los Andes
Facultad de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Industrial
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TABLA DE CONTENIDO
Tabla de contenido
1. Introducción ... 8
2. Gas Natural ... 9
2.1 Definición Gas Natural ... 9
2.2 Sustitutos del Gas Natural y competitividad ... 10
2.3 Aplicaciones y usos ... 11
2.4 Cadena de valor del Gas Natural ... 12
2.4.1 Exploración ... 14
2.4.2 Perforación ... 14
2.4.3 Producción ... 15
2.4.3 Procesamiento ... 15
2.5 Reservas de Gas Natural ... 19
2.6 Oferta Gas Natural ... 19
2.7 Demanda Gas Natural ... 20
2.8 Comercialización del Gas Natural ... 21
2.9 Precios del Gas Natural ... 22
2.9.1 Precios del Gas Natural en Boca de Pozo... 23
2.9.2 Precios de transporte ... 25
2.10 Estructura tarifaria Gas Natural ... 27
2.10.1 Estructura tarifaria del costo de distribución ... 27
2.10.2 Estructura Tarifaria del costo de comercialización ... 29
2.11 Regulación del Gas Natural en Colombia... 30
3. Carbón ... 31
3.1 Definición Carbón ... 31
3.2 Usos del Carbón ... 32
3.3 Cadena del carbón. ... 33
3.3.1 Exploración, reservas y calidades del carbón. ... 33
3.3.2. Explotación y producción. ... 34
4
3.3.4 Transformación ... 37
3.3.5 Transporte ... 37
3.3.6 Comercialización y distribución ... 39
3.4 Minería del carbón en las regiones de este estudio. ... 40
3.4.1 Departamento de Antioquia: ... 40
3.4.2 Departamento de Cundinamarca: ... 40
3.4.3 Departamento de Norte de Santander: ... 41
3.4.4 Departamento de Santander:... 42
3.4.5 Departamento del Valle del Cauca y Cauca: ... 42
3.5 Reservas de Carbón en Colombia ... 43
3.6 Oferta de carbón en Colombia ... 43
3.7 Demanda de carbón en Colombia ... 44
3.8 Precios ... 44
3.9 Costos ocultos de carbón ... 46
3.10 Programa de uso racional de energía ... 47
3.11 Retos ambientales para el uso del carbón ... 47
4. Energía Eléctrica ... ¡Error! Marcador no definido. 4.1 Definición Energía Eléctrica ... 48
4.2 Cadena de valor de la energía eléctrica ... 49
4.2.1 Generación: ... 49
4.2.2 Transmisión: ... 52
4.2.3 Distribución: ... 53
4.2.4 Comercialización: ... 53
4.3 Competencia en el sector eléctrico ... 53
4.4 Demanda: ... 55
4.5 Oferta ... 56
4.6 Participantes Sistema Eléctrico Colombiano ... 57
4.7 Funciones de XM en el sistema eléctrico colombiano ... 58
4.7.1 Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) ... 58
4.7.2 Administración del Mercado de Energia Mayorista ... 61
4.8 Precios del Sistema Eléctrico Colombiano ... 62
5 4.10 Exportaciones de electricidad. ... 65 4.11 Importaciones de electricidad ... 66 5. Analisis ... ¡Error! Marcador no definido.
6. Conclusiones ... 74 7. Bibliografía. ... 75
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INDICE DE FIGURAS
Ilustración 1. Principales empresas por sector del Gas Natural ... 12
Ilustración 2. Cadena de valor del Gas Natural ... 13
Ilustración 3. Reservas probadas Gas Comercial 2007-2011 ... 19
Ilustración 4. Oferta de Gas Natural MPCD 2007-2011 ... 20
Ilustración 5. Demanda de Gas Natural por sectores 2007-2011 ... 21
Ilustración 6. Reservas de Carbón en Colombia. ... 33
Ilustración 7.Producción colombiana de carbón en 1980 y 2011... 35
Ilustración 8. Producción colombiana de carbón por departamento 2011 ... 35
Ilustración 9. Producción colombiana de carbón térmico 2005-2011 ... 36
Ilustración 10. Participación en la reserva mundial de carbón por país 2011... 43
Ilustración 11. Evolución de los precios internos del carbón. 2007-2011... 45
Ilustración 12. Generación real de Energía Eléctrica 2007-2011 ... 50
Ilustración 13. Fuentes de Generación de energía eléctrica ... 51
Ilustración 14. Demanda del Sistema Interconectado Nacional 2007-2011 ... 56
Ilustración 15. Generación Mensual Energía SIN-agosto 2013 ... 59
Ilustración 16. Consumo de combustibles en el sector eléctrico ... 59
Ilustración 17. Capacidad efectiva de generación por tipo de combustible 2007-2011... 61
Ilustración 18. Precios de oferta promedio ponderado por Disponibilidad ... 63
Ilustración 19. Precio de bolsa promedio por hora ... 63
Ilustración 20. Precio promedio de energía eléctrica en contrato ... 64
Ilustración 21.Determinación costo de servicio energía eléctrica ... 65
Ilustración 22. Resultados del análisis de competitividad en Bogotá ... 69
Ilustración 23.Resultados del análisis de competitividad en Medellín. ... 70
Ilustración 24. Resultados del análisis de competitividad en Cali ... 71
Ilustración 25. Resultados del análisis de competitividad en Cúcuta ... 72
Ilustración 26. Resultados del análisis de competitividad en Bucaramanga ... 73
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INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Combustibles sustitutos del gas natural. ... 11
Tabla 2. Precios Gas natural 1990-2011 ... 23
Tabla 3. Costos del transporte de carbón en Colombia ... 37
Tabla 4. Costos del transporte de carbón en Medellín, Cali y Barranquilla ... 38
Tabla 5. Consumo por sectores de carbón ... 39
Tabla 6.Recursos más reservas básicas de carbón en Antioquia. ... 40
Tabla 7.Recursos más reservas básicas de carbón en Cundinamarca. ... 40
Tabla 8.Recursos más reservas básicas de carbón en Norte de Santander ... 41
Tabla 9.Recursos más reservas básicas de carbón en Santander. ... 41
Tabla 10.Recursos más reservas básicas de carbón en Valle del Cauca-Cauca. ... 41
Tabla 11. Precios internos de carbón térmico ... 43
Tabla 12. Precios internos de carbón y coque 2007-2011 ... 44
Tabla 13. Consumo de combustibles en la generación térmica en marzo del 2013. ... 51
Tabla 14. Agentes del mercado en Colombia en el 2012 ... 58
Tabla 15. Capacidad efectiva neta del SIN a diciembre 31 del 2011 al 2012 ... 60
Tabla 16. Precios de Bolsa agosto 2013 ... 63
Tabla 17. Cantidad GWh exportado hacia Ecuador y Venezuela... 66
Tabla 18. Cantidad GWh importado desde Ecuador y Venezuela ... 67
Tabla 19. Precios del gas natural en USD/MBTU en las principales ciudades de Colombia ... 69
Tabla 20. Precios del carbón en USD/MBTU en las principales ciudades de Colombia ... 69
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1.
Introducción
Ecopetrol S.A es una empresa colombiana dedicada principalmente a la exploración, producción, transporte, refinación y suministro de hidrocarburos. Entre las muchas gerencias que pertenecen a la empresa, está la Gerencia de Gas. Ella lidera la línea de negocios de gas natural, gestionando el desarrollo de proyectos de producción directa y asociada, en búsqueda de la adecuada atención de la demanda nacional y fomentando la participación del gas en la canasta energética del país. La gerencia está conformada por el Departamento de Desarrollo de Gas, la Coordinación Operativa de Gas y la Coordinación Comercial de Gas. La amplia trayectoria de Ecopetrol S.A y su dominio del negocio le han permitido consolidarse como la empresa más grande del país con una utilidad neta de $14.97 billones en el año 2012, liderando no sólo el desarrollo del sector de hidrocarburos en el mercado colombiano, sino también perteneciendo al grupo de las cuatro petroleras principales de Latinoamérica. (Ecopetrol,s.f).
El tema del gas natural, es muy importante en Colombia, incluso en el mundo. Por ejemplo, en los Estados Unidos, fueron completados seis proyectos de gas natural durante el 2012, por lo que el alto desarrollo del shale gas en dicho país ha hecho que este haya pasado de importar la mayor parte de los requerimientos de gas a ser autosuficiente. (Hopkins y Infante, 2012).
El documento que se desarrolló como proyecto de grado expone un análisis de competitividad del gas natural para la Coordinación Comercial de Gas de la empresa Ecopetrol S.A en 6 de las ciudades más importantes de Colombia: Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla, Bucaramanga y Cúcuta. Este estudio pretende mirar la situación actual del gas natural con respecto a sus dos sustitutos energéticos más importantes: la Energía eléctrica y el carbón.
La motivación principal que lleva a realizar el proceso de análisis de competitividad para Ecopetrol S.A es el deseo por parte de su Coordinación Comercial de Gas de contar con un modelo dinámico que le permita prepararse para su entrada a los mercados industriales y entender en que ciudades de Colombia, el Gas Natural puede ser competitivo. Para esto se
9 elaboró un modelo dinámico en Excel donde se incluyeron todos los precios que conforman la cadena de producción de estos tres energeticos en las seis ciudades de Colombia, y se realizó un análisis comparativo, en el que se tuvo cuenta las características particulares de cada ciudad y los costos ocultos de estos energéticos.
El documento pretende abordar en primera instancia, un marco teórico completo sobre el Gas Natural, el Carbón y la Energía Eléctrica, en el que se definirán los conceptos y las características generales de estos mercados, incluyendo una descripción detallada de sus cadenas de valor. Luego se mostraran cifras recientes de demanda, oferta, reservas y precios de estos mercados en el país. Y finalmente, se hará un comparativo de estos energéticos, con el fin de entender, si el Gas Natural puede ser competitivo en las industrias de estas ciudades bajo estudio.
2.
Gas Natural
2.1 Definición Gas Natural
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, constituida en su mayor parte por metano y etanol, y en menor proporción por propano, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados. Las principales impurezas que puede contener la mezcla son vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y helio entre otros.(Lozano, 2009,p.15).
El gas natural se encuentra, al igual que el petróleo, en yacimientos en el subsuelo. Puede ser asociado, que es cuando está mezclado con el crudo, o libre también conocido como no asociado, cuando se encuentra en un yacimiento que contiene únicamente gas. Por lo tanto, sus propiedades como composición, gravedad específica, peso molecular promedio y poder calorífico difieren en cada yacimiento. La regulación colombiana indica que el poder calorífico del gas debe estar entre 900 y 1400 BTU/PC, sin embargo existen fuentes de gas natural con poderes caloríficos incluso mayores a 3500 BTU/PC. Este gas debe ser procesado para adecuarlo a la regulación. (Lozano, 2009, p.15).
El gas natural es una energía eficaz, rentable y ambientalmente amigable. Debido a sus bajos precios y su eficiencia como combustible permite obtener ahorros importantes a los usuarios. El costo del gas natural equivale a una quinta parte del gasto que se tendría con el pago de energía
10 hidroeléctrica. Por ser el combustible más limpio de origen fósil, contribuye decisivamente en la lucha contra la contaminación atmosférica. Los procesos de combustión del gas natural en comparación a los de otros combustibles (ACPM, fuel oil, gasolina, leña, carbón, etc.) producen menores cantidades de humo, hollín, compuestos volátiles y tóxicos, lo que significa una mejora notable en la calidad de las emisiones gaseosas. (Lozano, 2009, p.16).
Las características del gas natural, como su reducido intervalo de combustión, hacen de esta fuente de energía una de las más seguras. Por su rendimiento y baja emisión de contaminantes, el gas natural es especialmente apropiado para la generación de electricidad y cogeneración, uso de calderas y hornos industriales, automoción, climatización y otros usos en los sectores comercial y doméstico. Las anteriores bondades del gas natural lo destacan por su creciente participación en los mercados mundiales de la energía. (Lozano, 2009, p.16).
2.2
Sustitutos del Gas Natural y competitividad
El gas natural es un combustible económico con grandes cualidades. Sin embargo existen combustibles cuyos precios les permiten competir con el gas natural en la canasta de energéticos. En muchos casos el factor decisivo para optar por un combustible es el precio, dejando de lado consideraciones ambientales y operativas. Esto genera que la competitividad del gas natural en Colombia se limite únicamente al valor por unidad de volumen o de energía y se desprecien las bajas emisiones contaminantes que genera su combustión, o sus facilidades de uso en comparación a los otros combustibles
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SUSTITUTOS DEL GAS
NATURAL Sector Transporte
Sector Industrial Gasolina
Extra
Fuel Oil
Gasolina Corriente
GLP
ACPM Crudo
Rubiales Tabla 1. Combustibles sustitutos del gas natural.
Fuente: Lozano, 2009, P.18
2.3
Aplicaciones y usos
Las características que tiene el gas natural permiten una amplia gama de usos en diferentes sectores. El gas natural se utiliza como materia prima o como combustible en los sectores:
Industrial: Existen muchas industrias en las que el gas natural puede ser utilizado de dos diferentes maneras: como materia prima o como combustible.
Termoeléctrico: El sector termoeléctrico se dedica a la conversión de energía calórica a energía eléctrica por medio de turbinas o motores de combustión interna. La energía calórica puede ser generada a partir de la combustión del gas natural.
Doméstico y comercial: El gas es usado para la cocción de alimentos, sistemas de calefacción de agua para duchas y piscinas, calentadores de ambiente, secadoras de ropa y otros instrumentos pueden ser utilizados con gas natural.
Transporte: El sector automotor desde hace algunos años tiene a disposición como combustible al gas natural comprimido para vehículos (GNCV), que se caracteriza por ser ecológico, económico, seguro y eficiente.
12
2.4
Cadena de valor del Gas Natural
El negocio del gas natural está dividido por sectores. Cada sector está regulado por la CREG y tiene sus propios actores. En la figura que se muestra a continuación están clasificadas las principales empresas de cada uno de los sectores.
Ilustración 1. Principales empresas por sector del Gas Natural
13 A continuación se muestra la cadena de valor del gas natural:
Ilustración 2. Cadena de valor del Gas Natural Fuente: Lozano (2009). P. 17
Exploració
n
Perforació
n
Producción
Procesamient
o
Transporte
Distribución y
Almacenamient
o
Usuarios
finales
Residencial
y
Industrial
Petroquímico
Vehicular
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2.4.1 Exploración
La exploración es la primera fase de la cadena de valor del gas natural. Esta consiste en la identificación y localización de las áreas en las cuales se puedan encontrar las formaciones sedimentarias y estructuras que contengan hidrocarburos por medio de la geofísica de exploración.
En la exploración se elaboran mapas que permitan identificar características del área, tales como: tipo de roca, fallas geológicas, topografía, entre otras. También se adquiere información magnética y gravimétrica de la zona, así como muestras de las rocas de la superficie.
Una de las herramientas de la geofísica utilizada en la exploración es la sísmica, la cual estudia el comportamiento de ondas sonoras generadas artificialmente a través del subsuelo. Con la información de la sísmica se diseñan mapas en tres dimensiones de las diferentes capas inferiores a la corteza terrestre.
Por medio del estudio de las vibraciones en la corteza terrestre, los geólogos determinan las características de la roca presente en el subsuelo y la profundidad a la que se encuentra. Los más modernos desarrollos tecnológicos permiten por medio de la sísmica obtener mapas en tres dimensiones del subsuelo. En estos mapas se pueden observar las diferentes capas de roca presentes.
Los tipos de roca presentes determinados por la sísmica dan una idea de las posibilidades de encontrar hidrocarburos, tales como el petróleo o el gas. Entre más perfeccionadas sean las técnicas, mayor probabilidad habrá de encontrar recursos.( Lozano, 2009,p. 17)
2.4.2
Perforación
Si después de realizar el proceso de exploración, las probabilidades de encontrar hidrocarburos son altas, se continúa con la perforación.
15 La perforación puede efectuarse en tierra firme o en el mar. El equipamiento que se emplea depende de varios factores, entre estos el tipo de roca presente, las características de la superficie, la profundidad a la que se espera encontrar los hidrocarburos y el tamaño del depósito entre otras.
Existen diferentes tipos de perforación. Puede ser vertical, horizontal o con un ángulo de inclinación. Eso depende de la forma que tengan los yacimientos. Existen también diferentes métodos, por ejemplo si la perforación se hace en una formación poco profunda, se puede utilizar perforación de cable. Con este método se utiliza una broca de metal pesado que sube y baja de forma repetitiva en la superficie de la tierra. Cuando se espera encontrar los hidrocarburos a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación rotativa, que es el método actualmente más utilizado. Éste consiste en una broca puntiaguda utilizada para perforar a través de las capas de tierra y roca y lograr alcanzar el crudo.
Perforar un pozo es la única forma de obtener seguridad de la presencia de hidrocarburos en el subsuelo, por lo tanto este proceso es determinante en el proceso. ( Lozano, 2009,p. 19)
2.4.3
Producción
Este proceso es mediante el cual se realiza la extracción del gas. Generalmente la presión a la que se encuentra el gas natural en el subsuelo es mayor a la atmosférica, lo que implica que el gas saldrá sin intervención externa. Sin embargo, puede ocurrir que la presión no sea muy alta, o que a medida que se extrae el gas, la presión en el interior del yacimiento disminuya. En tal caso es necesario utilizar compresores o métodos más complejos para la extracción. ( Lozano, 2009,p. 20)
2.4.4
Procesamiento
Después de extraerse el gas, es necesario acondicionarlo de tal manera que cumpla con los requerimientos necesarios para su uso final. Dependiendo del yacimiento, la composición del gas natural difiere, por lo que el tratamiento necesario en cada campo de producción es diferente.
16 En general el tratamiento consiste en la remoción de agua, partículas sólidas, hidrocarburos pesados, compuestos de azufre y de nitrógeno, dióxido de carbono, entre otros. ( Lozano, 2009,p. 20).
A continuación se muestran los diferentes procesos importantes en este procesamiento:
Separación inicial: debido a que los yacimientos están compuestos principalmente por gas, petróleo y agua, las tres sustancias son traídas a la superficie. La separación se hace aprovechando la diferencia de densidad de estas tres sustancias. El gas es la sustancia menos densa por lo que sale por la parte superior del separador. El agua es la sustancia con mayor densidad de la mezcla. Ésta es retirada por la parte inferior. El petróleo flota sobre el agua pues su densidad es menor, lo que permite que sea separado por la mitad.
Generalmente se instala en la parte superior del separador un extractor de niebla donde las gotas de líquido son atrapadas en una malla fina. Cuando las gotas asumen un tamaño grande, precipitan y caen al fondo del separador mientras que el gas pasa por el extractor de neblina y sale por la parte inferior del recipiente. El líquido se acumula en el fondo y sale por una válvula para ser transportados por un tubo hasta un tanque, el cual es vaciado por camiones tanqueros cuando alcanza su máximo nivel. ( Lozano, 2009,p. 21).
Filtrado: por medio de filtros se retira el material sólido contenido en el gas.
Endulzamiento: En los yacimientos junto con el gas, el petróleo y el agua hay sustancias no deseadas como el CO2 y el H2S. El dióxido de carbono en presencia de agua líquida produce corrosión y en condiciones criogénicas puede producir taponamientos por solidificación. El H2S es un compuesto altamente tóxico en concentraciones por debajo de 100 ppm. Por lo anterior estas sustancias deben ser removidas. Una forma común de retirarlas es por medio de una absorción con soluciones acuosas de aminas (MEA, DEA, MDEA y otras). A la columna de absorción ingresa la amina por la parte superior y cae por gravedad. El gas ingresa por la parte inferior ascendiendo para encontrarse con la amina que cae. Cuando quedan en contacto, el H2S y el CO2 son absorbidos por la fase líquida. Por la parte superior de la columna sale el gas despojado de esas dos sustancias. El gas de salida es también conocido como gas dulce. Por la parte inferior sale la amina con el
17 material absorbido. La remoción de CO2 y H2S puede hacerse por otros métodos: adsorción física y métodos híbridos.
Deshidratación: Si el contenido de vapor de agua en el gas es muy alto, se corre el riesgo que en los gasoductos, en las zonas donde la presión sea elevada y la temperatura reducida, el agua forme hidratos de metano sólidos generando grandes problemas en el transporte.
Para la formación de hidratos se requiere una concentración suficiente de moléculas de agua. Por lo tanto, un método para evitar la formación de hidratos es la eliminación de las moléculas de agua en el gas. Hay dos métodos: deshidratación con glicol (generalmente TEG: trietilenglicol) o con un desecante sólido. En la deshidratación con glicol el agua suspendida en el gas es absorbida por la solución de glicol. En el caso del deshidratador con desecante sólido se emplea un absorbente líquido que atrae hacia la superficie las moléculas de agua. Existen otros métodos físicos como el uso de tamices moleculares.
Extracción de hidrocarburos pesados: dependiendo la composición del gas natural, en esta fase se retiran hidrocarburos líquidos valiosos como lo son el etano, propano, GLP y gasolina natural. El gas procesado debe cumplir las especificaciones de dew point de hidrocarburos y el poder calorífico. Los procesos más usados son: absorción con aceites livianos refrigerados, refrigeración externa y sistemas turboexpander.
En los campos productores de gas libre Guajira y Güepajé, se realiza básicamente el proceso de absorción, mediante el cual se retira las fracciones líquidas (agua) con la inyección de un alcohol. En los campos del Magdalena medio, donde el gas se produce con el petróleo como Payoa, Provincia y El Centro se efectúan los procesos de absorción, destilación y fraccionamiento.
En el caso del Magdalena Medio la absorción se ejecuta con un hidrocarburo, como el Varsol, JP o Querosene. Posteriormente, se somete al proceso de destilación donde por calentamiento se efectúa la separación de líquidos y gases en forma de vapor. Finalmente, para obtener los distintos compuestos, como propano, butano y gasolina natural, se
18 produce al fraccionamiento del gas, el cual es enfriado, utilizando plantas despropanizadora y desbutanizadora, permite obtener diversos productos tanto para utilización directa como materia prima en procesos de refinación. Otros de los procesos realizados es la turbo expansión, consiste en un tratamiento de expansión en el cual los fluidos obtenidos se encuentran a baja presión y baja temperatura. Después de este fraccionamiento los fluidos van a destilación y por último a fraccionamiento. Este sistema es usado para el tratamiento y separación de los gases del área de Apiay.
Actualmente, para el caso del gas Cusiana y Cupiagua, los hidrocarburos son procesados en una planta de separación con absorción de líquidos, gracias a la inyección de un alcohol que retira los componentes de los 20 MPCD del gas procesado. El resto del gas, incluidos los líquidos obtenidos, son re inyectados al yacimiento para mantenimiento de la presión de este.
Compresión: Para que el gas fluya por los gasoductos y así poder ser transportado, debe elevarse la presión por medio de compresores.
2.4.5
Transporte
Este consiste en el transporte del Gas Natural desde el campo de extracción, hacia las regiones donde se usará. En esta red de transporte están todos los gasoductos que conformar el territorio nacional. La empresa más grande de Colombia en la red de gasoductos, es la Transportadora de Gas Internacional, TGI, seguida por Promigas, que le distribuye a toda la Costa Atlántica
2.4.6 Distribución
La red de transporte está conectada a la red de distribución, la cual consiste en la entrega del Gas Natural al usuario final a través de estas redes de distribución.
19
2.5
Reservas de Gas Natural
Las reservas probadas de gas comercial han ido en aumento en los últimos años, con la cifra más alta en el año 2011, con 5000 GPC. A continuación una gráfica, con las reservas desde el año 2007 hasta el año 2011 en Giga Pies Cúbicos (GPC).
Ilustración 3. Reservas probadas Gas Comercial 2007-2011 Fuente: Upme (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía. P.201
2.6
Oferta Gas Natural
La oferta de gas natural en el país en el 2011 fue de 1022 Millones de Pies Cúbicos Día. El campo Guajira, el cual es el más grande del país, aporto 637 MPCD, seguido por los campos de Cusiana, que aportaron 248 MPCD. A continuación una gráfica con la oferta de Gas Natural MPCD desde el año 2007 al 2011.
20 Ilustración 4. Oferta de Gas Natural MPCD 2007-2011
Fuente: Upme (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía. P.201
2.7
Demanda Gas Natural
La mayor demanda de gas natural para el 2011 provenía del sector industrial, con un 30% del total del país. El segundo sector que más gas demanda con un 27%, es el sector eléctrico, con el uso de gas como sustituto energético, seguido del residencial con un porcentaje del 19%. A continuación se muestra una gráfica con la demanda por sectores de gas natural en el año 2011.
21 Ilustración 5. Demanda de Gas Natural por sectores 2007-2011
Fuente: UPME (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía. P.206
La demanda de gas natural en el año 2011 fue de 783 Millones pies cúbicos Día, es decir un total en el año de 285795 MPCD.
2.8
Comercialización del Gas Natural
Según el decreto MME 2100 del 2011 , así como la Resolución CREG 118 de 2011, y demás normas que las modifiquen, adicionen, aclaren o sustituyan, en especial la Resolución CREG 122 de 2013 el suministro de gas natural en Colombia se puede clasificar en:
Servicio de Suministro en Firme o que Garantiza Firmeza: Servicio de suministro de gas en el cual un Agente garantiza mediante un contrato escrito el suministro de un volumen máximo de gas natural sin interrupciones durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas.
Servicio de Suministro con Firmeza Condicionada: en este tipo de suministro, el vendedor podrá ofrecer gas en firme con destino a usuarios no regulados sujeto a
22 una condición donde la entrega sea interrumpida cuando el precio de bolsa de electricidad supere el Precio de Escasez definido en el Artículo 2 de la Resolución CREG 071 de 2006 o aquellas que la modifiquen aclaren o sustituyan. Los interesados en recibir el gas en dichas condiciones pactarán con el vendedor los mecanismos para establecer el cumplimiento de la condición mencionada.
Servicio de Suministro Interrumpible o que no garantiza Firmeza: Servicio de suministro de gas en el que las partes acuerdan mediante un contrato escrito no asumir compromiso de continuidad en la entrega o recibo, sobre las cantidades solicitadas. Este servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los términos definidos en el contrato.
(Ecopetrol. Información Comercial Gas Natural, s.f)
2.9
Precios del Gas Natural
A continuación se presenta una gráfica, con algunos indicadores del precio del gas a nivel internacional, desde 1990 hasta el 2011. Los precios se encuentran en USD/ MBTU.
23 Tabla 2. Precios Gas natural 1990-2011
Fuente: Upme (2012). Boletin estadístico de Minas y Energia.
2.9.1 Precios del Gas Natural en Boca de Pozo
Gas Guajira
El gas que se consume en Colombia proviene en su mayoría de los pozos de La Guajira y Cusiana, que agrupan aproximadamente el 90% de la producción nacional. Hasta enero de 2006 el precio del gas natural extraído en la Guajira se calculó según lo dispuesto en la Resolución 039 de 1975, expedida por la Comisión de Precios del Petróleo y del Gas Natural, que establece una actualización del precio en febrero y agosto de cada año. A partir de febrero de 2006, entró en vigencia la Resolución CREG 119 de 2005, que modificó el índice con el cual se actualiza el precio. Anteriormente el índice utilizado era el precio FOB del Fuel Oil de exportación, la Resolución CREG 119 de 2005 determinó que el índice a aplicar es el “NewYork Harbor Residual Fuel Oil 1% Sulfur LP Spot Price” publicado por el Departamento de Energía de Estados Unidos en www.eia.doe.gov. A partir de la expedición de la Resolución CREG 187 de 2010 el índice utilizado para el cálculo del Precio
24 Máximo Regulado del gas se modificó y actualmente se utiliza el Platts US Gulf Coast Residual Fuel No. 6 1.0% sulfuel oil. (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, 2011).
De acuerdo con la Resolución CREG 119 de 2005, el Precio Máximo Regulado del gas natural debe ser actualizado semestralmente, el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año para el gas producido en los campos de la Guajira. El precio correspondiente al segundo semestre del año 2011 fue de 5.8033 US$/MBTU y el estimado para el primer semestre del 2012 fue de 5.7598 US$/MBTU. (UPME, 2012, Proyecciones de precios de Gas Natural y combustibles líquidos para generación eléctrica).
El procedimiento para estimar los precios de gas natural, es la siguiente:
Donde:
= Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t),
expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU).
= Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1).
= Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1)
=Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2).
US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil precio de cierre, según la serie de la publicación Platt’s de Estándar & Poor’s
Para el gas de los campos de la Guajira el precio correspondiente al segundo semestre de 2011 fue 5.8033 US$/MBTU. Por lo tanto, el precio estimado para el primer semestre de 2012 es:
= 5.8033
=101.39 =102.0773
25 PMRt = 5.8033 x 0.9925 = 5.7598 US$/MBTU
Gas Cusiana
El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de producción superó los 180 MPCD, situación que se dio en junio de 2006; de conformidad con lo establecido en el artículo 1 de la Resolución CREG 119 de 2005, como se mencionó anteriormente. En consecuencia, se realiza un análisis “Netback” que no es otra cosa que la evaluación de la competitividad del precio del gas Cusiana con respecto al precio de los campos de la Guajira, a fin de poder establecer la proyección y estimar la tendencia futura del precio boca de pozo para Cusiana y de esta forma determinar los costos del gas natural para generación de electricidad. No obstante, en los últimos años los valores del gas no regulado han sido fijados por el sistema de subastas que no necesariamente están guiados por el valor “Netback” del gas de otros campos. (UPME, 2012, Proyecciones de precios de Gas Natural y combustibles líquidos para generación eléctrica).
En términos generales el precio del gas Cusiana en el nodo de Barranca, para diciembre del 2011 fue entre 5.7 USD$ /MBTU Y 7.8$USD/MBTU
2.9.2
Precios de transporte
Los costos de transporte del gas natural, se incluyen en la tarifa al usuario final mediante el componente Tt, que se calcula como la relación de los costos totales de transporte en que incurren los distribuidores y el volumen de gas transportado.
Así la metodología aplicada durante el periodo establece, para cada gasoducto, un cargo fijo para remunerar los costos de Administración, Operación y Mantenimiento, AOM y parejas de cargos fijos y variables para remunerar los costos de inversión. Adicionalmente, se calculan dos tarifas estampilla para remunerar parte de la inversión en los gasoductos principales y los gasoductos ramales.
Los cargos fijos y vari|ables, se determinan utilizando tasas promedio de costo capital para la remuneración de servicios de capacidad y volumen respectivamente.
26 Los cargos fijos se calculan como la relación del valor presente de los costos de inversión o
AOM y el valor presente de la demanda esperada de capacidad, utilizando la tasa promedio de costo de capital para la remuneración de servicios de capacidad.
Los cargos variables se calculan como la relación del valor presente de los costos de inversión y el valor presente de la demanda esperada de volumen, utilizando la tasa promedio de costo de capital para la remuneración de servicios de volumen.
De esta forma, se introduce una señal de distancia, con base en el uso de la infraestructura de transporte, pues el precio de este servicio guarda una relación directa con la distancia de la fuente de producción a los centros de consumo.
La actualización de los cargos de transporte se hace con base en el PPI de los Estados Unidos para el caso de los cargos fijos y variables que remuneran costos de inversión, y en el Índice de Precios al Consumidor, IPC de Colombia, para el cargo fijo que remunera costos de AOM. Los cargos que remuneran inversión están expresados en dólares americanos, por tanto son afectados también por el comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado, TRM. Los componentes de compras y transporte de gas natural, son afectados directamente por el comportamiento de la Tasa Respresentativa del Mercado, TRM. (UPME, 2012, Proyecciones de precios de Gas Natural y combustibles líquidos para generación eléctrica).
Para determinar el precio máximo de transporte por gasoducto, se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior, al momento de la realización del ejercicio, considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del último año después del vencimiento de las resoluciones. Adicionalmente, se supuso una pareja de cargos regulados, cargo fijo / cargo variable, 50% / 50%, durante todo el periodo de proyección.
PROMIGAS: Resolución CREG 070 de 2003
TGI: Resoluciones CREG 076 de 2002 (Cusiana – El Porvenir) y CREG 125 de 2003 TRANSORIENTE: Resolución CREG 0111 y 0195 de 2011
Cabe resaltar que mediante las Resoluciones CREG 110 de agosto 25 de 2011 y 117 de Agosto 25 de 2011, se establecieron los nuevos cargos regulados de transporte para los sistemas de transporte de PROMIGAS S.A E.S.P. y TGI S.A E.S.P. No obstante dado que los actos administrativos fueron recurridos, se mantienen vigentes las Resoluciones70 de 2003 y 076de
27 2002 y 125 de 2003 respectivamente. (UPME, 2012, Proyecciones de precios de Gas Natural y combustibles líquidos para generación eléctrica, P. 11).
2.10
Estructura tarifaria Gas Natural
En el Artículo 74 de la Ley 142 de 1994 se pueden encontrar las funciones y facultades generales de las Comisiones de Regulación. Dentro de estas funciones se encuentra la definición de metodologías y fórmulas tarifarias para que las empresas puedan determinar las tarifas que se le cobraran a los usuarios finales. En consecuencia, son las empresas las que calculan las tarifas a cobrar a los usuarios a partir de la metodología tarifaria que establece la Comisión.
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios es la encargada de vigilar la correcta aplicación de las fórmulas tarifarias y metodologías por parte de las empresas de servicios públicos, según el Artículo 79 de la Ley 142 de 1994.
En términos generales las principales causas de las variaciones de las tarifas, pueden darse entre otros por factores tales como:
• El costo de gas.
• La tasa representativa del mercado
• Las condiciones económicas de los contratos de compra y transporte de gas que adquieren los comercializadores
• El origen y la trayectoria del gas comprado
• La variación de los indicadores económicos IPC e IPP (CREG, Estructura Tarifaria Gas Natural, p.1)
2.10.1 Estructura tarifaria del costo de distribución
El esquema de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por red está definido en las Resoluciones CREG 057 de 1996 y CREG 011 de 2003.
Las Resoluciones CREG 057 de 1996 y CREG 007 de 2000 fueron aplicadas por las empresas distribuidoras del país hasta la entrada en vigencia de la Resolución CREG 011 de 2003. A
28 partir de esa fecha, la Resolución CREG 057 de 1996 sólo está vigente para las empresas que prestan el servicio en las seis Áreas de Servicio Exclusivo (ASE) que existen en el país.
El marco tarifario de la Resolución CREG 011 de 2003 difiere de lo establecido en la Resolución CREG 057 de 1996 porque no se impone un precio techo a todo el mercado; sino un precio de restricción o acotación que permite formar un vector de precios para diferentes rangos de consumo.
Para la remuneración del servicio de distribución se utiliza la metodología de Canasta de Tarifas, que es aplicada por los distribuidores con base en los cargos calculados por la CREG a partir de costos medios de mediano plazo.
La Comisión de Regulación aprueba, con base en las solicitudes tarifarias presentadas por las empresas para un determinado mercado relevante, los cargos promedio máximos de
comercialización y distribución, C y D, que se deben aplicar en la definición de las tarifas. El distribuidor anualmente puede establecer hasta seis rangos de consumo que utilizará para la definición de las tarifas. (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, 2011).
La tarifa final al usuario remunera a los diferentes agentes involucrados en la cadena de prestación del servicio, a través de los componentes tarifarios asociados a cada uno de ellos. A partir de estos componentes, el distribuidor calcula el cargo fijo y el cargo variable a aplicar para cada rango de consumo de acuerdo con las fórmulas establecidas por la comisión para cada modalidad del servicio: gas natural por red, GLP por red o gas natural comprimido. (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, 2011).
Para el servicio de gas natural por red aplica la fórmula del artículo 32 de la Resolución CREG 011 de 2003, que involucra los componentes de compras, transporte, comercialización y distribución de gas, G, T, C y D respectivamente.
Cargo variable: Cargo fijo:
j = Rango j de consumo.
M = Mes de prestación del servicio.
= Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural destinado a
29 = Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema
Nacional de Transporte destinado a usuarios regulados.
p = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en el Sistema de Distribución, equivalente a 3.5%, desagregado en un 1% para el Sistema Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.
= Componente variable del Cargo de Distribución en $/m3 permitido al Distribuidor por
uso de la red aplicable en el mes m, correspondiente al rango j de consumo. No incluye la conexión.
= Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en el mes m correspondiente al rango j de consumo. Este componente es igual a cero para los usuarios del primer rango de consumo.
= Cargo máximo de Comercialización del mes m expresado en pesos por factura.
2.10.2
Estructura Tarifaria del costo de comercialización
El costo de comercialización definido de acuerdo con la Resolución CREG 011 de 2003,
se determinará como el cociente de los gastos anuales de AOM y la depreciación anual de las inversiones en equipos de cómputo, paquetes computacionales y demás activos atribuibles a la actividad de Comercialización que resulten de aplicar la metodología de Análisis Envolvente de Datos, divido entre, el ingreso anual del comercializador correspondiente al año en el cual se efectuaron los cálculos de los gastos de AOM multiplicado por un margen de comercialización de 1.67%. (CREG, Estructura Tarifaria Gas Natural, p.2)
Las tarifas de servicio público domiciliario de gas natural son establecidas de la siguiente forma: Los estratos 1 y 2 pagan su factura con un descuento dado por el subsidio que aportan los
estratos 5 y 6.
Los estratos 3 y 4 pagan su factura normal, sin ningún tipo de descuento ni contribución. Los estratos 5 y 6 pagan su factura, y adicionalmente, pagan una contribución que aporta
a subsidiar los estratos 1 y 2.
La Ley 142 de 1994, en su artículo 89.5 determinó que los agentes que suministren o
30 costo económico de suministro en puerta de ciudad. Los dineros recaudados se aportaran al Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos para otorgar subsidios a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3.
Así mismo, el artículo 99.6 definió los porcentajes máximos de subsidios aplicables a los usuarios de estratos 1, 2 y 3 en 50%, 40% y 15% respectivamente. Sin embargo, dió
discrecionalidad a las comisiones de regulación para el otorgamiento de subsidios al estrato 3. La Resolución CREG 057 de 1996 acogió las definiciones legales para el cálculo de subsidios y contribuciones, en el servicio de gas combustible por red. El consumo subsidiable fue establecido en 20 m3.
De acuerdo con los estudios realizados por la Comisión a nivel nacional, antes de la entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994, la contribución promedio que sufragaban los usuarios
residenciales de los estratos 5 y 6 era 60% y 68% respectivamente. Para los usuarios
industriales y comerciales este valor era 8,9%. (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, 2011).
2.11
Regulación del Gas Natural en Colombia
En el sector del gas hay varios actores regulatorios que se encargan de redactar los documentos que enmarcan legalmente al sector. Estos entes son:
Congreso de la República: es el estamento colombiano encargado de redactar las leyes del país. Dichas leyes determinan el marco legal de exploración, explotación y distribución de hidrocarburos.
Ministerio de Minas y Energía (MME.): es el encargado de adoptar políticas y planes de exploración y transporte. Regula los intercambios internacionales. Define el criterio de reservas para permitir exportación. Determina la prioridad de abastecimiento. En general, se encarga de dictar la regulación técnica y económica de la actividad de producción y comercialización del gas.
Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG): es el organismo encargado de velar por la disponibilidad eficiente de la oferta energética en el país. Tiene las funciones de promover la evolución del mercado hacia la libre competencia incluyendo, entre otras, la regulación de las actividades de comercialización, transporte, conexión y distribución.
31 Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios: se encarga principalmente de velar por los intereses de los consumidores residenciales para controlar la prestación del servicio. Controla, vigila y fiscaliza las empresas del sector domiciliario, y tiene facultades para sancionar o intervenir cuando las empresas incumplan de manera reiterada las normas establecidas.
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME): se encarga de la planeación indicativa. Elaborar el Plan Energético Nacional y los planes sub sectoriales.
(Lozano, 2009, p.45-49)
3.
Carbón
3.1 Definición Carbón
El carbón es una roca sedimentaria que está compuesta principalmente por carbono, hidrógeno y oxígeno. Es un mineral negro y brillante, formado a partir de la vegetación consolidada entre los estratos de roca, que fue alterada por los efectos combinados de presión y calor durante millones de años.
Se estima que la formación de carbón se inició durante el Período Carbonífero que se extendió desde 360 hasta 290 millones de años antes de la era común. Acerca de las reservas de carbón en el mundo actualmente, se estima que se contara con carbón durante 119 años más. Este escenario es diferente a lo que pasa con el petróleo o el gas que tienen reservas disponibles para tiempos inferiores.
El carbón es un valioso y abundante recurso natural que cumple un importante papel en la vida cotidiana; no sólo es una de las principales fuentes para la producción de energía sino que se convierte también en un combustible esencial para la producción de acero y otras actividades industriales. Como fósil natural, el carbón ha sido el primer combustible mineral que la humanidad comenzó a explotar industrialmente. (Cerrejon, El Carbón, s.f)
La producción de carbón en los últimos años ha sido de gran aporte para la economía nacional, ya que entre el año 2005 y 2011, la producción de carbón presentó un incremento del 43,78%, al pasar de 59 millones de toneladas a 85,8 millones de toneladas año, siendo ésta la máxima producción (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.7). También, el carbón representó un 16,80% del valor total de las exportaciones nacionales, incrementando desde el año 2005 hasta el año 2011
32 en un 40,89%, presentando un valor de 40.786 millones de dólares FOB. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.7).
Colombia es el país con mayores reservas de carbón en América Latina, ya cuenta con recursos potenciales de 16.436 millones de toneladas (Mt), de los cuales 6.508 Mt son medidas (a diciembre de 2011), 4.571 Mt son indicadas, 4.237 Mt son inferidas y 1.1209 Mt son recursos hipotéticos. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.8). Por otra parte, también es el cuarto exportador de carbón térmico del mundo, con una participación de 10,01%, equivalente a 73,21 Mt anuales de carbón; el décimo productor mundial con una producción de 74,35 Mt para el año 2010 y el noveno productor de carbón térmico con una participación de 1,38%.(SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.8).Tambien concentra el 47% de la actividad minera nacional y representaba el 1,57% a 2011 del producto interno bruto colombiano con algo más de 7,05 billones de pesos. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.9).
3.2
Usos del Carbón
El carbón es la fuente de combustible sólido más abundante del mundo. Es la fuente primaria de generación de energía y a medida que los países se volvían más industrializados, su uso aumentaba, y se proyecta que este se incremente con el paso de los años. El carbón también es considerado como una manera de producir combustibles líquidos. Cada vez mas países están considerando instalar la infraestructura necesaria para para producir estos tipos de combustibles con la licuefacción indirecta (gasificando el carbón y produciendo combustibles líquidos de los gases). China, por ejemplo, ha aumentado la construcción de las plantas que permiten esta transformación, y muchos países están haciendo lo mismo. (Miller, 2011, p.2)
El carbón ha sido usado como energía desde épocas muy antiguas, incluso antes de la revolución industrial. La primera mención de carbón en la literatura europea data de la década del cuarenta A.C. Durante el primer siglo de esta época, el carbón fue la fuente primaria de energía de la cultura China y su uso fue reportado por el veterano viajero Marco Polo en el centenario decimotercero. Pero fue hasta la época de la revolución industrial cuando los desarrollos que tuvo la época hicieron que se expandiera el uso del carbón en Inglaterra, y posteriormente al resto del mundo. Esta revolución trajo consigo la necesidad de crear nuevas vías para transportar el carbón, lo cual llevó a la construcción de nuevas vías férreas y terrestres, dado que los busques que transportaban por vía marítima este recurso, no daban abasto. En cuanto a la era posterior a la
33 revolución industrial, el usó del carbón tuvo otro incremento, y quizás uno de los más altos, con la invención de la energía eléctrica a finales del siglo XIX. Esto debido a que se incrementó el uso de gas carbón para la generación de la energía eléctrica. (Miller, 2011, p.4)
3.3
Cadena del carbón.
3.3.1
Exploración, reservas y calidades del carbón.
Consiste en la búsqueda del yacimiento carbonífero cuyas condiciones geológicas, tales como potencialidad y calidad, serán valoradas.
En esta etapa es importante resaltar que Colombia cuenta con recursos de carbón de excelente calidad, suficientes para participar en el mercado mundial por largo tiempo. Las reservas medidas son de 6.508 Mt, distribuidas en las tres cordilleras: Oriental, Central y Occidental. Se ubican principalmente en la costa atlántica, donde se encuentra el 89.80% del total del carbón nacional, que a su vez corresponde al 98% del carbón térmico. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.36). En la figura 1 se encuentran las reservas de carbón en Colombia.
Ilustración 6. Reservas de Carbón en Colombia. Fuente: Simco.
34 También es importante destacar la buena calidad del carbón colombiano en boca mina. Entre las variables que se miden para esta calificación se encuentran: la humedad, cantidad de cenizas, cantidad de materiales volátiles, carbono fijo, azufre total y el poder calorífico.
3.3.2. Explotación y producción.
Después de una etapa de exploración positiva, con resultados económicos factibles, viene la etapa de explotación, la cual se subdivide en 3 etapas:
Desarrollo- montaje: se estudian las vías de acceso, obras de infraestructura y los servicios con que debe contar la mina para funcionar de manera adecuada.
Preparación: se delimitan las áreas dentro del yacimiento, los bancos, niveles y subniveles de tierra, entre otros.
Arranque: extracción o producción en mina, por diferentes métodos y sistemas de explotación.
(SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.47).
Este sistema de explotación está determinado por las condiciones geológicas y características estructurales del yacimiento, por el valor del recurso, y las restricciones ambientales y legales prevalecientes en el momento del desarrollo del proyecto. El tipo de explotación se realiza de acuerdo a las condiciones geológicas del yacimiento, para lo cual se selecciona el sistema más adecuado según las condiciones del yacimiento carbonífero. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.47).
La producción colombiana ha tenido un incremento constante, en especial, a partir del año 2000. Los proyectos de la costa atlántica, le dieron un impulso importante a la producción del carbón, representando un 90% del total de producción. La producción interna, también tuvo un aumento considerable. A continuación una gráfica con la producción colombiana de carbón entre 1980 y 2011.
35 Ilustración 7.Producción colombiana de carbón en 1980 y 2011
Fuente: UPME – SIMCO; INGEOMINAS 2004 a 2010, Servicio Geológico Colombiano 2011, con base en pago de regalías.
De acuerdo con los niveles de producción del carbón registrados durante el 2011, los departamentos que concentraron la mayor parte fueron Cesar con 50,92% y la Guajira con 38.87%, mientras que el restante 10,21% se distribuyó en los departamentos de Boyacá, Cundinamarca, Norte de Santander, Antioquia, Córdoba, Santander, Casanare y Cauca. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.49).
Ilustración 8. Producción colombiana de carbón por departamento 2011
36 En cuanto a la producción de carbón térmico, en el año 2011 fue de 81,38 Mt, la cual tuvo un crecimiento de 44,45% respecto al año 2005, cuando la producción fue de 56,34 Mt. La producción promedio de 2005 a 2011 fue 67,97 Mt; la máxima producción correspondió a la del año 2011.
Ilustración 9. Producción colombiana de carbón térmico 2005-2011 Fuente: UPME-SIMCO; Servicio Geológico Colombiano 2011
3.3.3 Proceso de beneficio
Es el conjunto de actividades y operaciones necesarias para el mejoramiento de las condiciones físicas del carbón que permitan adecuarlo a determinados usos y facilitar su transporte.
Entre los procesos más importantes para mejorar estas condiciones se encuentran: Separación, selección o clasificación manual, trituración y quebrantamiento, clasificación por tamaño, lavado, secado y mezcla de carbones. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.52).
37
3.3.4 Transformación
Es el conjunto de operaciones fisicoquímicas o metalúrgicas que se utilizan para obtener un producto comercial no identificable con el material en su estado natural, tal como la destilación de carbón para producir coque, gas, amoniaco y brea, entre otros.
3.3.5 Transporte
El carbón generalmente es transportado desde la mina en volquetas de 10 toneladas, camiones de 20 y 40 toneladas y en otros casos por barcazas, bandas transportadoras, cables aéreos y vías férreas. Los lugares más comunes a los cuales es transportado el carbón son: los patios de acopio, las plantas de beneficio, consumidores internos y a los puertos de embarque para su posterior exportación. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.54).
38 A continuación se muestra una tabla con los costos del transporte del carbón colombiano:
Tabla3. Costos del transporte de carbón en Colombia
Fuente: Fuente: UPME (2011); Empresas Mineras y Tabla de Fletes Min-Transporte.
Tabla 4. Costos del transporte de carbón en Medellín, Cali y Barranquilla. Fuente: UPME (2011); Empresas Mineras y Tabla de Fletes Min-Transporte.
39
3.3.6 Comercialización y distribución
El carbón puede ser negociado mediante contratos de largo plazo para períodos hasta de cinco años o contratos de corto plazo, surgidos a principios de la década de los noventa, cuya negociación suele ser flexible dado el precio, el cual está controlado por variables como: relación entre oferta y demanda, tipo de carbón, calidad, cantidad y costos de transporte hasta el puerto de embarque. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.34).
El carbón térmico que se produce en el interior del país, del cual es estudio esta tesis, se destina a la generación eléctrica, como fuente de energía primaria y secundaria de la industria. A continuar una tabla, en cual se visualiza el consumo por sectores del carbón, en el cual se concluye que el segundo sector que más consume carbón es el de la energía eléctrica.
Tabla 5. Consumo por sectores de carbón.
Fuente: Balance Energético (2010), UPME-SIEL (datos en revisión)
La dinámica del consumo por actividad económica venía siendo estable hasta el año 2005, cuando el carbón con mayor participación era el térmico, con el 78% del total doméstico, especialmente en los subsectores eléctrico y cementero, seguidos por los subsectores de
40 alimentos, ladrillero, textilero y por último el residencial. A partir del 2006 la participación se ha centrado en la producción de coque, la cual ha alcanzado un 43,21% en el 2011 y el 54,83% del nivel nacional, junto a la demanda siderúrgica. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.57).
3.4
Minería del carbón en las regiones de este estudio.
3.4.1 Departamento de Antioquia:
Las áreas carboníferas de este departamento se localizan en los municipios de Amagá, Angelópolis, Venecia, Fredonia, y Titiribí. El carbón de esta zona es de tipo térmico. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.37).
Tabla 6. Recursos más reservas básicas de Carbón en Antioquia. Fuente: SIMCO
3.4.2 Departamento de Cundinamarca:
Esta área se encuentra ubicada en el centro del país. La formación carbonífera en la región va desde el municipio de Zipaquirá hasta los límites con el departamento de Boyacá. El carbón es del tipo bituminoso y cuenta con las siguientes zonas mineras: Jerusalén-Guataquí, con 1,79 Mt; Guaduas-Caparrapí, con 6,57 Mt; San Francisco-Subachoque-La Pradera, con 87 Mt; Guatavita- Sesquilé-Chocontá, con 21,86 Mt; Suesca-Albarracín, con 32,59 Mt; y Checua-Lenguazaque, con 127,38 Mt. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.44).
41 Tabla 7. Recursos más reservas básicas de Carbón en Cundinamarca.
Fuente: SIMCO 3.4.3 Departamento de Norte de Santander:
El departamento de Norte de Santander está localizado en los límites con Venezuela; sus principales zonas mineras están en Catatumbo, con 43,63 Mt; Zulia-Chinácota, con 34,01 Mt; y Tasajero,con 11,46 Mt. Posee reservas medidas de 105,34 Mt y se caracteriza por predominar la minería con problemas de manejo de gases y que se encuentra en implementación de mejores sistemas de explotación.
Además, debido a su ubicación geográfica, gran parte de la producción se destina a la exportación a través del puerto de Maracaibo, en Venezuela. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.45).
Tabla 8. Recursos más reservas básicas de Carbón en Norte de Santander.
42 3.4.4 Departamento de Santander:
La principal zona carbonífera en este departamento se encuentra en el municipio de San Vicente de Chucurí, conocida como el área de San Luis, la cual dispone de reservas medidas de 55,17 Mt. La actividad minera en esta área es incipiente, con una gran expectativa en los proyectos que se han iniciado, especialmente la empresa CENTROMIN S.A. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.46).
Tabla 9. Recursos más reservas básicas de Carbón en Santander. Fuente: SIMCO
3.4.5 Departamento del Valle del Cauca y Cauca:
La región carbonífera del Valle del Cauca, caracterizada por carbones con alto contenido de ceniza y azufre, va desde el municipio de Yumbo hasta el río Timba en los límites con el departamento del Cauca. Aquí la principal área minera se ubica en Yumbo-Asnazú, para la cual se han estimado reservas medidas de 29,77 Mt. Para estos dos departamentos se contabilizan reservas medidas por 40,52 Mt. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.46).
Tabla 10. Recursos más reservas básicas de Carbón en Valle del Cauca-Cauca Fuente: SIMCO
43
3.5
Reservas de Carbón en Colombia
Para el año 2011, se calculaba que el país tenía 6508 millones de toneladas de carbón. De este total, 6128 millones de toneladas eran de Antracitas y Bituminosas, y el resto de toneladas eran de Sub-bituminosos y Lignititos. (UPME, Boletín estadístico de Minas y Energia, 2011).
Con esta cantidad, Colombia, aporta el 0.8 % de las reservas totales de carbón en el mundo. A continuación una gráfica con la participación de Colombia, en las reservas totales del mundo.
Ilustración 10. Participación en la reserva mundial de carbón por país 2011 Fuente: UPME, Boletín estadístico de Minas y Energia, 2011
En cuanto al consumo, Colombia usa el 0.2 % del carbón total del mundo, lo cual es una cifra relativamente baja, que demuestra, porque en Colombia son tan importantes las exportaciones.
3.6
Oferta de carbón en Colombia
La oferta mundial de carbón térmico en Colombia fue de 69.78 millones de toneladas, con una participación del 1.30 % en relación al mercado mundial. La producción total en todo el mundo fue de aproximadamente 5294.75 Millones de Toneladas. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.18).
44
3.7 Demanda de carbón en Colombia
La demanda de carbón en el año 2011 fue de 4.72 millones de toneladas, teniendo una participación en el mercado mundial de 0.09 % en relación al mercado mundial. En cuanto al ámbito internacional, los países que incrementaron su demanda considerablemente fueron China, India, Japón y Europa. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.20).
3.8 Precios
Los precios en el mercado interno del carbón térmico durante el 2011 presentaron un comportamiento estable, con precio promedio por tonelada reportado por las termoeléctricas de $111.501/t, equivalente a 60,37 US$/t; históricamente presenta una tendencia creciente y sostenida, alcanzando el mayor precio en 2008, al llegar a $114.218 por tonelada; pero decrece un 17,39% en el año 2009, para lograr nuevamente su recuperación en los años 2010 y 2011. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.63).
A continuación se muestra una tabla con los precios internos de carbón térmico desde el año 1994 hasta el 2011.
Tabla 11. Precios internos de carbón térmico Fuente: UPME-SIMCO, comercializadoras y termoeléctricas.
En Cundinamarca y Boyacá se ubicó entre $82.000 y $86.000 y en Norte de Santander en $85.000 por tonelada en el 2010, mientras que para el 2011 fue de $111.926, $99.322 y $113.307, respectivamente.
En cuanto a los de todos los tipos de carbón, se puede ver la siguiente tabla con los precios desde el año 2007 al 2011.
45 Tabla12. Precios internos de carbón y coque 2007-2011
Fuente: Upme (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía.
También se presenta una gráfica, con la evolución de los precios internos del carbón desde el año 2007 al 2011. En esta se puede observar como el precio del carbón térmico en Colombia se ha mantenido constante en los últimos años.
Ilustración 11. Evolución de los precios internos del carbón. 2007-2011 Fuente: Upme (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía.
46
3.9
Costos ocultos de carbón
El precio del carbón tiene unos costos adicionales a los que componen su fórmula de costo total, los cuales se conocen como costos ocultos, y con el fin de detallar mucho más la investigación de esta tesis, se mencionaran dichos costos.
El primer costo oculto es el de arreglo de vías, ya que a las carboneras y a las asociaciones de carbón les toca asumir una parte del costo de reparación y mantenimiento de las vías para permitir el paso de los camiones que transportan dicho mineral. Un ejemplo de este costo se presentó en Julio del 2012 en el departamento de Norte de Santander, donde se llegó a un acuerdo entre la alcaldía de Cúcuta, empresarios de los corregimientos mineros de Cúcuta y la junta directiva de las Asociaciones de Carboneros de Norte de Santander, con el fin de terminar y reparar las vías que corren paralelas al río en Ricaurte, Belén- Carmen de Tonchalá, Puerto Villamizar, Agua Clara y Campo Alegre, en cuyas calzadas ya intervenían cuadrillas de la Secretaría de Infraestructura de Cúcuta. (La Opinion, 2012, s.f)
Otro costo oculto se podría llamar “las peticiones o extorsiones de las comunidades” las cuales piden obras para sus comunidades a cambio de permitir la explotación carbonera. Entre las obras que las comunidades piden se encuentran el arreglo de colegios, remodelación de parques, construcción de vías, entre otras obras civiles. Por ejemplo, en febrero del 2012 , la organización sindical Sintracarbón, se vio obligada a decretar la huelga en Carbones de Cerrejón, debido a que esta compañía no estaba reconociendo la justicia, equidad y legitimidad de sus peticiones en materia de salud y riesgos profesionales, dignidad de sus colaboradores, equidad con los trabajadores tercerizados, protección del medio ambiente de La Guajira y respeto a las comunidades de la región. Estas comunidades pedían a cambio una obra civil que no permitiera la desviación del río Ranchería, con el fin de que se conservara el río de la Guajira, del cual estas comunidades dependen en gran parte para subsistir. (PASC, 2013, s.f)
Adicional a estos, existe otro costo heredado de las denuncias ambientales a las empresas propietarias de las minas. Estos costos consisten principalmente en el pago de un abogado y de un asesor ambiental, con el fin de que ayuden a defender este tipo de denuncias. Uno de los casos más recientes fue en Junio del 2013, cuando en un debate citado por la Comisión Quinta del Senado se revelaron varios casos preocupantes de la situación
47 ambiental y social de siete municipios del Cesar, afectados por el transporte de carbón, debido al constante paso del tren de Fenoco, el cual genera una contaminación auditiva y del polvillo a la comunidad. (RCN radio, 2013, s.f)
Otros costos ocultos más específicos y referenciados por el señor Luciano Canal, gerente de Asocarbón, son: las reformas y cambios que se están presentando en Venezuela desde la presidencia de Hugo Chavez, ya que esta ha generado un costo importante para Colombia, ya que se está usando el puerto de Maracaibo como trampolín para exportar. Otro costo oculto, son los “micos” en las leyes colombianas, en las cuales el congreso ha intentado aumentar los impuestos a la industria minera.
3.10 Programa de uso racional de energía
Actualmente se implementan programas de uso racional de energía con el fin de optimizar el consumo de esta a través de procesos eficientes. Entre estos programas se incluye la utilización industrial de gas, que muestra reducciones en costos y energía. Tal es el caso de la industria cementera, en donde el cambio en una de las fases del proceso húmedo por proceso seco ha alcanzado reducciones, en términos de eficiencia, del 25%.
Las plantas térmicas de gas compiten con las plantas de carbón por sus bajos costos relativos; sin embargo, las reservas de carbón muestran un panorama más claro para las térmicas de carbón, con la adjudicación en el año 2008 del proyecto Gecelca 3, para la construcción de una planta de 150 MW en el municipio de Puerto Libertador, departamento de Córdoba y una planta de generación de carbón de 160 MW adicional a las existentes actualmente, proyecto Tasajero II, en el departamento de Norte de Santander, cuya subasta se realizó en el año 2011. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.78).
3.11
Retos ambientales para el uso del carbón
En la producción, la responsabilidad ambiental recae en la gran minería, donde se atiende desde la prevención hasta la mitigación y el control. En cuanto al consumo, la contaminación se debe a la baja eficiencia de la tecnología empleada para la producción de energía y a la carencia de planes de mitigación. En el caso de la generación de energía eléctrica, se han
