estudio de competitividad entre el gas natural, el carbón
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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
Bogotá D.C, noviembre del 2013
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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
Bogotá D.C, noviembre del 2013
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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
3.3.3 Proceso de beneficio................................................................................................... 36
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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
4.9 Estructura tarifaria de la Energía eléctrica.......................................................................... 64
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 Ilustración 27. Resultados del análisis de competitividad en Barranquilla ..................................... 74
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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 Tabla 21. Precios del energía eléctrica en USD/MBTU en las principales ciudades de Colombia .... 65
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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
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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
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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
Los principales combustibles que compiten con el gas natural convirtiéndose en sustitutos son:
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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.
(Lozano, 2009, p.25-32)
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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
Fuente: Lozano (2009). P.19
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A continuación se muestra la cadena de valor del gas natural:
Ilustración 2. Cadena de valor del Gas Natural
Fuente: Lozano (2009). P. 17
Exploración
Perforación
Producción
Procesamiento
Transporte
Distribución y Almacenamient
o
Usuarios finales
Residencial y
Industrial
Petroquímico
Vehicular
Termoeléctrico
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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
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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$/MBTU. Por lo tanto, el precio estimado para el primer semestre de
2012 es:
= 5.8033
=101.39
=102.0773
Al aplicar la formula, el resultado es el siguiente:
25
PMRt = 5.8033 x 0.9925 = 5.7598 US$/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
usuarios regulados.
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
comercialicen gas combustible, deberán recaudar una contribución equivalente al 20% sobre el
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
Fuente: UPME-SIMCO; Servicio Geológico Colombiano 2011, con base en pago de regalías.
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.
Fuente: SIMCO
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
48
desarrollado tecnologías de carbón limpio que minimizan la formación de óxidos de
nitrógeno (NOx), gases causantes del efecto invernadero, a través de procesos de
requemado. (SIMCO, Cadena del Carbón, 2012, p.79).
4. Energía Eléctrica
4.1 Definición Energía Eléctrica
La energía eléctrica tiene características físicas y operacionales muy parecidas en todo el
mundo. Las características físicas de la industria son generación, operación sistemática,
transmisión y distribución. En cambio, las funciones mercantiles son: venta al por mayor y
venta al por menor.
Las compañías construyen sus propias plantas generadoras y coordinan la planeación de la
generación con la planeación de la transmisión. En cuanto a los clientes, estos reciben una
factura, en la cual todas estas funciones mencionadas anteriormente están incluidas
dentro de una sola tarifa. (Hunt, 2002, p.2)
Las empresas integradas verticalmente tienen monopolios en sus propias áreas, y debido a
esto, los precios son regulados por cada estado, o en muchos países, como en Colombia,
por el gobierno central. En cuanto a la competencia, en la industria eléctrica
generalmente se presenta la producción de electricidad en venta al por mayor y al por
menor. Según Hunt (2002) estas funciones deberías ser no reguladas, los precios
deberían ser establecidos por el mercado competitivo, y no por reguladores. En cuanto, a
las otras funciones, como las de transporte (transmisión y distribución) no pueden ser
competitivos, por ser monopolios. Para Hunt (2002) las operaciones del sistema también
deben ser un monopolio, desde que el operador del sistema tiene el control de todas las
plantas de generación en un área, o el sistema no funcionará bien. Para el, la
preocupación radica en la reestructuración, las partes competitivas necesitan estar
separadas de las reguladas, y las empresas diseñar buenos planes estratégicos, que en
caso de cambiar su coordinación interna, no pierdan sus eficiencias importantes.
Antes de comenzar a detallar la energía eléctrica, es importante recordar que energía, es
la capacidad de generar movimiento o lograr la transformación de algo. El precio de la
energía es medido en $/MWh (MegaVatios por hora).
Según Hunt (2012) la energía eléctrica está sujeta a cuatro verdades técnicas:
49
La electricidad no se puede almacenar, deber ser generada en el momento en que sea
necesitada. La implicación de esto radica en que cuando la demanda varia sobre el curso
del día, la producción también tiene que variar al mismo tiempo. Es por esto que el precio
al por mayor de la energía eléctrica depende mucho del balance entre la oferta y la
demanda.
La electricidad toma el camino de la menor resistencia. Esto significa que es virtualmente
imposible comandar la electricidad para tomar un camino en particular, esta fluye de
acuerdo a la red, siguiendo las leyes de la física.
La transmisión de poder sobre la red, está sujeta a una serie compleja de interacciones
físicas, por lo que pasa en una parte del sistema, afecta las condiciones del sistema
muchas millas más lejos.
La electricidad viaja a la velocidad de la luz. La implicación de esto radica en que la energía
eléctrica requiere de un planeamiento avanzado y un control por fracción de segundo, del
cual se debe encargar el operador del sistema.
En Colombia, desde 1996 se implementó un mecanismo para incentivar la inversion en
generación a través de pagos por capacidad , adicionales a los ingresos de la venta de
energía eléctrica. Sin embargo, el mercado electrico en el pais se caracteriza porque la
generacíón de energia es producida en gran medida por recursos hidroelectricos, lo cual
hace que el suministro de energia este correlacionado con los cambios climatologicos del
país, como por ejemplo el fenomeno del niño, lo cual causa que durante periodos de
sequia no se genere la suficiente energia, y ocurran racionamientos o altos precios en la
energia.
4.2 Cadena de valor de la energía eléctrica
4.2.1 Generación:
Este proceso representa cerca del 35% a 50% del costo final de la electricidad repartida. Lo
particular de la generación eléctrica, es que al contrario de la generación de crudo, esta
usa muchos combustibles y los convierte todos en exactamente el mismo combustible.
Cables girando en un campo magnético producen la energía eléctrica. Estos cables son
50
girados por turbinas que son activadas por una fuerza mecánica que se puede producir por
vapor, caídas de agua a grandes alturas, molinos de viento o combustión de un
carburante, como carbón, gas natural, entre otros. (Hunt, 2002, p.19)
El costo de generar energía puede variar dependiendo del tipo de generación y del
combustible que se usa. La eficiencia de las plantas también varía, ya que por ejemplo, las
plantas menos eficientes, tienes costos variables más altos, pero son menos costosas de
construir, y su uso es eventual, cuando hay picos de demanda muy altos. Según Hunt
(2002) en la década de los 80s se dio un avance tecnológico, el cual combinó los
generadores de vapor, con la combustión directa de combustible, incrementando la
eficiencia máxima de las nuevas plantas a 60%. Estas nuevas plantas se llamaron, turibinas
de gas de ciclo combinado, las cuales usan gas natural como combustible.
La generación real en el país en marzo del 2013 fue de 5185.08 GWh. A continuación se
presenta una gráfica con información real sobre la generación eléctrica en Colombia desde
el año 2007 hasta el año 2011, la cual permite analizar, el constante crecimiento de la
generación real en el país.
Ilustración 12. Generación real de Energía Eléctrica 2007-2011
Fuente: UPME (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía
51
La generación hidráulica sigue siendo la que mayor energía aporta con un 69.73% , seguido de
la energía térmica con gas. A continuación se presenta una gráfica, con las diferentes fuentes
de generación de energía eléctrica en el país.
Ilustración 13. Fuentes de Generación de energía eléctrica
Fuente: Upme (2013). Informe mensual de variables de generación y del mercado eléctrico
Colombiano.
En cuanto a la generación térmica, como se dijo anteriormente, el sustito que mayor energía
térmica aporta es el gas, con un consumo de 7035 GBTU en marzo del 2013, seguido por el
carbón, que en la misma fecha consumió 3959.75 GBTU. A continuación se presenta una tabla
con los combustibles y sus diferentes consumos de energía térmica.
Tabla13. Consumo de combustibles en la generación térmica en marzo del 2013.
Fuente: Upme (2013). Informe mensual de variables de generación y del mercado eléctrico
Colombiano
52
4.2.2 Transmisión:
Este proceso representa cerca del 5% al 15% del costo final de la electricidad. Una vez se
genera la energía eléctrica, esta es transportada por una red de cables, conocido como
sistema de transmisión, para ser llevada a distribuidores locales. También puede ser
transportada por, polos o torres, o en ocasiones, por debajo de la tierra o por el océano.
El sistema de transmisión eléctrico es frágil, ya que este se puede sobrecargar, volviéndose
inestable, y pudieron causar grandes apagones, como el que ocurrió en 1965 en el
noreste de los Estados Unidos. Por esta razón, el sistema de transmisión requiere de una
constante supervisión de un operador del sistema para vigilar esto.
Por lo general, la transmisión es un negocio monopolizado, el cual necesita de regulación
por parte del gobierno, para que los usuarios paguen un precio justo, y sea manejado de
manera eficiente. (Hunt, 2002, p.20)
En estos procesos el operador del sistema juega un papel muy importante, ya que
se encarga de coordinar las plantas de generación con la carga (la suma del uso
instantáneo de todos los consumidores) para mantener un sistema de transmisión estable,
teniendo en cuenta que la electricidad al instante que es producida, deja la planta de
generación, viaja a la velocidad de la luz, y es consumida dentro de un milisegundo. En
este aspecto, los operadores del sistema deben asegurarse de que la generación y
transmisión de energía electica sea controlada, para cumplir con la carga en todo
momento y que esta llegue al consumidor. En este sentido, el operador del sistema
cumple con funciones específicas, como planear y programar el despacho con
anticipación, manejar el sistema en tiempo real, asegurar que el sistema de transmisión no
sea sobrecargado, ser el responsable de la confiabilidad del sistema, mantener el voltaje
en el nivel adecuado y reiniciar el sistema en casos de colapsos.
Hay un operador por sistema, aunque puede haber áreas satélites adicionales que están
bajo el mando de una cabina central. (Hunt, 2002, p.21)
53
4.2.3 Distribución:
Este sistema contabiliza entre el 30 y 50 por ciento del costo final de la electricidad.
Consiste en el sistema de transporte de la energía eléctrica con cables desde el sistema de
transmisión hacia los consumidores. Este proceso no es una función singular, porque esta
es la finalización local del negocio, en la cual entran procesos como el servicio al cliente,
facturación y ventas. Hunt (2002) afirma que la diferencia entre transmisión y distribución
radica en que mientras el primero trabaja con generación a través del operador del
sistema y con altos voltajes, el segundo trabaja directamente con el consumidor y con bajo
voltaje. La función principal de estos monopolios de distribución es la de mantener los
cables eléctricos locales en buen estado, revisar los cantadores locales y cobrar al
consumidor. (Hunt, 2002, p.21)
4.2.4 Comercialización:
Este proceso puede ser mayorista o minorista. Entre las empresas mayoristas se
encuentran las que cierran grandes transacciones de energía eléctrica para luego revender
mientras que en las empresas minoristas, se incluyen funciones adicionales como
valoración, venta, obtención de electricidad y cobro al consumidor. (Hunt, 2002, p.23)
4.3 Competencia en el sector eléctrico
La tradicional estructura basada en la integración vertical, en la cual una misma compañía
se encargaba de la generación, transmisión, distribución y ventas, generando altos precios
en el mercado, se está moviendo a un nuevo tipo de compañías produciendo servicios
desagregados (compañías generadoras independientes de compañías distribuidoras). En el
mercado mayorista, algunas compañías de generación compiten para vender su energía.
En los mercados minoristas, también se presenta competencia, lo cual permite que haya
una variedad y menores precios en servicios. Los procesos de transmisión y distribución
aún son considerados monopolios naturales que deben ser regulados. (Rothwell & Gomez,
2003, 101).
En cuanto al mercado mayorista, es muy importante la función de la operación del
mercado relacionada con el intercambio de energía, programación, y establecimiento de
54
las transacciones de energía en diferentes horizontes de tiempo. De esta función se
encarga el operador del mercado, que en muchas ocasiones termina siendo el mismo
operador del sistema.
En cuanto a la función de este último, está relacionada con la operación y control de la red
eléctrica interconectada, con el fin de mantener la carga, mantener los servicios auxiliares
y manejar la congestión de la transmisión. (Rothwell & Gomez, 2003, 102).
Dado que los sistemas de distribución locales casi siempre son monopolios, es importante,
según Hunt (2002) la intervención del estado para regular los precios y proteger los
consumidores. Cuando el gobierno es dueño de un monopolio, como ocurre en muchos
países, el gobierno establece los precios. Cuando las compañías privadas tienen los
monopolios, ellas deben tener una regulación económica.
Para Hunt (2002), los beneficios de la competencia radican en que provee incentivos para
mejorar. Los principales aspectos que se tienen en cuenta en la competencia del mercado
eléctrico son: la demanda del mercado, los precios, los cambios tecnológicos, la toma de
decisiones sobre mantenimiento, dotación e inversión y finalmente, el riesgo crediticio.
Bajo competencia, estos aspectos son tomados por los dueños de las plantas de
generación. Ellos van a tener que pagar por errores, o cobrar dinero por sus buenas
gestiones administrativas. También, ellos van a tener que tomar los riesgos por cambios
tecnológicos, por lo que tienen grandes incentivos para seleccionar la mejor tecnología, y
realizar ajustes permanentes en los despachos y programación de sus plantas, para ajustar
los precios.
En cambio, cuando el mercado eléctrico está bajo regulación, y no por competencia, estos
riesgos son tomados en su mayoría por los consumidores, los cuales reciben los beneficios
cuando las regulaciones son buenas, y se perjudican, cuando estas decisiones, no son tan
acertadas. Tambien, bajo regulación, si nueva tecnología es implementada, los clientes
van a continuar pagando por la vieja tecnología, y si por ejemplo, la demanda es menor
que la anticipada, los precios van a incrementar, para cubrir el costo del exceso de
capacidad. (Hunt, 2002, p.29)
Al relacionar la competencia, con las diferentes funciones de la energía eléctrica, la
función de generación es el proceso en el cual se presenta mayor competencia. La función
de comercialización puede ser competitiva en términos de búsqueda, precios y venta de
55
electricidad. En cuanto a la operación del sistema, esta no puede ser competitiva, debido a
que solo un operador del sistema es requerido por sistema. La red de transmisión es un
monopolio natural, al igual que los cables de distribución. En cuanto a esta red de
competencia, Hunt (2002) afirma que se deben evitar tres problemas generales en la
competencia del mercado eléctrico:
Evitar cualquier conflicto de interés entre las entidades competitivas (generadores
y comerciantes) y los proveedores de los otro bienes esenciales (transmisión,
operación del sistema y distribución) , como por ejemplo, alguna oportunidad de
discriminación.
Asegurar la coordinación entre entidades competitivas y los bienes esenciales, ya
que la coordinación varía dependiendo de las nuevas instituciones y nuevos
acuerdos y regulaciones.
Asegurar que los precios de mercado que remplazan los precios regulados sean
establecidos en un mercado verdaderamente competitivo.
4.4 Demanda:
Un requerimiento muy importante para un mercado competitivo es tener muchos
compradores, y en especial, muchos compradores quienes son los responsables del precio. Es
por esto, que en este tipo de mercado, los clientes, apenas tanto como los productores,
establecen el precio. Hunt (2002) explica que en todos los mercados competitivos, los precios
se establecen de dos formas:
El precio ofrecido por el ultimo proveedor que oferta, cuando ya la capacidad es
suficiente. En otras palabras, es el valor del último cliente quien pagó.
El valor del ultimo cliente que pago, si la capacidad está limitada. Este es llamado el
precio de racionamiento.
Es por esto que los clientes hacen un buen negocio, ya que ellos pagan mucho menos que
lo que el producto está costando para ellos la mayoría del tiempo. Aun, cuando la
capacidad esta escasa, y los precios aumentan hasta el precio de racionamiento, estos
siguen pagando menos.
56
En el diseño de los mercados eléctricos, todo el enfoque ha estado en el lado de la oferta,
son la suposición implícita de que los clientes van a tomar lo que ellos quieren y puede
comprar.
La demanda de energía eléctrica en Colombia en 2012 alcanzó los 59,370.1 GWh, con un
crecimiento del 3.8% con relación al año 2011, convirtiéndose en el mayor crecimiento de
los últimos cinco años. En cuanto a los días los domingos y festivos fue el que presentó un
mayor crecimiento del 4.3%, en tanto los días ordinarios creció el 3.6% y los sábados el
3.9%. A continuación se muestra una gráfica con la demanda del de energía en Gigavatio
hora (GHw) desde el año 2007 al año 2011, en el cual se muestra un constante incremento
en estos últimos años.
Ilustración 14. Demanda del Sistema Interconectado Nacional 2007-2011
Fuente: Upme (2012). Boletín estadístico de Minas y Energía.
4.5 Oferta
Un mercado competitivo necesita de muchos vendedores. En un mercado de competencia
perfecta, con muchos, muchos vendedores, cada vendedor es un tomador de precio, y no
puede afectar el precio de mercado. Si ellos tratan de cobrar más, los clientes se van a ir a otro
lugar.
57
En contraste, un monopolio tiene la posibilidad de subir los precios sin miedo a que otros
vendedores puedan vender a un precio menor; también puede producir menos que lo que el
mercado competitivo puede producir, y a un precio mal alto de lo que el mercado puede
costar, y hacer mas ganancias.
En la realidad, todos los mercados del mundo reales están en algún lugar entre un monopolio
puro y la competición perfecta, pero si un mercado tiene pocos jugadores, ellos van a actuar
más como un monopolio, y pueden establecer un precio de mercado más amplio. Si el
vendedor no es el tomador del precio, y reconoce que reduciendo la cantidad ofertada al
mercado puede incrementar el precio del mercado y obtener ganancias, se afirma que este
tiene poder en el mercado. (Hunt, 2002, p. 89).
La generación real de energía eléctrica tuvo un incremento en el año 2011 del 9%, al pasar de
53665.7 Ghw en el 2007 a 58628.7 Ghw en el 2011.
4.6 Participantes Sistema Eléctrico Colombiano
El sector eléctrico colombiano se fundamenta en el hecho de que las empresas
comercializadoras y los grandes consumidores adquieren la energía y potencia en un mercado
de grandes bloques de energía, el cual opera libremente de acuerdo con las condiciones de
oferta y demanda.
Con el fin de incentivar la competencia entre las empresas generadoras, se permite la
participación de agentes económicos, públicos y privados, los cuales deberán estar integrados
al sistema interconectado para participar en el mercado de energía mayorista. Por otro lado,
comercializadores y grandes consumidores actúan celebrando contratos de energía eléctrica
con los generadores. El precio de la electricidad en este mercado se establece de común
acuerdo entre las partes contratantes, sin la intervención del Estado. (XM, Descripción del
Sistema Eléctrico Colombiano, s.f)
El siguiente gráfico muestra el número de agentes y fronteras comerciales del sector eléctrico
a 31 de diciembre de 2012.
58
Tabla 14. Agentes del mercado en Colombia en el 2012
Fuente: XM, Descripción del Sistema Eléctrico Colombian
4.7 Funciones de XM en el sistema eléctrico colombiano
XM, compañía de expertos en mercados, es la empresa que opera y administra el mercado
eléctrico colombiano. Su función principal es operar el Sistema Interconectado Nacional
colombiano a través del Centro Nacional de Despacho -CND- y de administrar el Mercado de
Energía Mayorista -MEM-. También tiene como función administrar las Transacciones
Internacionales de Electricidad de corto plazo -TIE- con Ecuador y coordinar la operación
interconectada con el Sistema Eléctrico Venezolano.
4.7.1 Operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN)
XM se encarga de planear los recursos de generación de energía eléctrica en Colombia, es
decir, las plantas hidroeléctricas, térmicas y eólicas, (Capacidad instalada de 13.405,7 MW) y
los recursos de transmisión (24.000 km de líneas) de acuerdo con la demanda de energía
eléctrica de cerca de 42 millones de habitantes. Esta planeación se realiza a corto, mediano y
largo plazo.
En cuanto al año 2013, en el mes de agosto, la energía hidráulica aportó el 68. 3 % de la
generación total de energía, mientras que las plantas térmicas aportaron un 26%. El siguiente
gráfico muestra con mejor detalle los resultados.
59
Ilustración 15. Generación Mensual Energía SIN-agosto 2013
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
En cuanto al consumo de combustibles en el sector eléctrico, se concluye que en el año 2013,
después del agua, el combustible que más se consumió fue el carbón, seguido por el gas
natural que a partir del año 2012 comenzó a aumentar su participación como generador de
energía eléctrica. Los siguientes gráficos muestran dichos resultados. El primero con
información desde el año 2010 hasta el 2013, y el segundo, con información detallada de los
GBTU que consumió cada sustituto en el año 2011.
Ilustración 16. Consumo de combustibles en el sector eléctrico
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
60
En cuanto a la planeación de corto plazo, comprende la recepción de las ofertas diarias que
presentan los generadores a la Bolsa de Energía, donde las plantas hora a hora, asignan la
energía que suministraran al día siguiente. XM, realiza esta selección con criterios de
seguridad y economía para garantizarles a los usuarios el servicio con estándares de calidad,
confiabilidad y eficiencia. (XM, s.f)
La capacidad efectiva del Sistema Interconectado Nacional al finalizar el 2012 fue de 14361
MW, disminuyendo un 0.4% con respecto al año 2011. La siguiente gráfica muestra la
Capacidad efectiva neta del año 2012.
Tabla15. Capacidad efectiva neta del SIN a diciembre 31 del 2011 al 2012
Fuente: XM, Descripción del Sistema Eléctrico Colombiano
A continuación una gráfica en la que se comparan los 3 sustitutos del objeto de estudio de
esta tesis (carbón, energía eléctrica y gas) y su capacidad efetiva en megavatios (MW)
61
Ilustración 17. Capacidad efectiva de generación por tipo de combustible 2007-2011
Fuente: Upme (2012). Boletin estadístico de Minas y Energia.
4.7.2 Administración del Mercado de Energía Mayorista
XM se encarga de administrar el Mercado de Energía Mayorista, en el cual atiende las
transacciones comerciales de aproximadamente 150 agentes, a los cuales les presta servicios
como:
Registro de fronteras, es decir, los sistemas de medida de consumo de energía, su
ubicación y su representante.
Liquidación y facturación de los intercambio de energía resultantes entre los agentes
generadores y comercializadores del mercado, los cuales venden y comprar en la Bolsa
de Energía.
Recaudación del dinero producto de las transacciones en Bolsa, y las transacciones
internacionales de electricidad.
Recaudación de los servicios por transmisión nacional y regional para entregarlos a los
agentes transmisores y distribuidores por el uso de sus redes.
62
Es importe destacar que XM realiza esta gestión administrativa promoviendo el
crecimiento colectivo del sector energético y el desarrollo del comercio internacional de
energía. Debido a esto, XM participó en asocio con otras compañías en la constitución de
la Cámara de Riesgo Central de Contraparte –CRCC, el cual fue el primer paso de apertura
para desarrollar productos energéticos estandarizados, donde XM tiene el gran reto de
implementar un sistema de negociación para darle mayor dinamismo al mercado de
derivados de energía. (XM, s.f)
4.8 Precios del Sistema Eléctrico Colombiano
A continuación se presenta una gráfica de los precios de oferta promedio ponderado por
disponibilidad, la cual muestra como la energía producida por gas es mucho mayor a la
energía producido con carbón.
63
Ilustración 18. Precios de oferta promedio ponderado por Disponibilidad
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
En cuanto al precio de bolsa, para el mes de agosto del 2013, se presenta el siguiente
gráfico, en el cual el precio máximo de bolsa fue de 184.15 $/kwh a las 20 horas, y el valor
minimo fue de 115.8 $/kwh a las 4 horas.
Ilustración 19. Precio de bolsa promedio por hora
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
A continuación se presenta una tabla, con los precios de bolsa tanto de los contratos
regulados, como los no regulados.
Tabla 16. Precios de Bolsa agosto 2013
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
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En cuanto a los precios promedios de energía eléctrica en contratos, se encuentra un
constante crecimiento entre los años 2007 al año 2011, el cual cerró en un precio
promedio de 118 $/kWh. A continuación una gráfica, con los precios promedios ente los
años 2007 al 2011.
Ilustración 20. Precio promedio de energía eléctrica en contrato
Fuente: UPME(2012). Boletín estadístico de Minas y Energía.
4.9 Estructura tarifaria de la Energía eléctrica
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Ilustración 21.Determinación costo de servicio energía eléctrica
Fuente: CREG, Estructura Tarifaria Energia Electrica, s.f
Las tarifas del servicio público domiciliario de energía eléctrica se encuentran establecidas a través
de la Resolución CREG 079 de 1997, así:
Los estratos 1, 2 y 3 pagan su factura con un descuento traducido en el subsidio
que se financia por los estratos 5 y 6.
El estrato 4 paga su tarifa, sin ningún tipo de descuento ni contribución
Los estratos 5 y 6 pagan su factura junto a un sobrecargo, el cual es una
contribución para financiar el subsidio de los estratos 1, 2 y 3.
4.10 Exportaciones de electricidad.
En agosto de 2013, la exportación de Colombia hacia Ecuador, el cual es el segundo país al
cual más se exporta energía eléctrica fue de 11.28 GWh, con una diferencia de 160.9%
respecto al mismo mes del año anterior, lo cual es un notable aumento en las exportaciones
del país. Por su parte, la exportación de Colombia a Venezuela fue de 54.75 GWh, con una
diferencia de -4.2% respecto al mismo mes del año anterior. Los últimos diez días de agosto
del año 2013, se redujeron sustancialmente las exportaciones a Venezuela, el cual es el otro
país fronterizo al que Colombia exporta energía, debido al mantenimiento de la Planta
Tasajero, que limitó la exportación por el enlace Corozo – San Mateo, y al mantenimiento del
enlace Cuestecitas – Cuatricentenario a 230 kV por el lado Venezolano. (XM, Informe
Consolidado del Mercado,2013).
A continuación se presenta una tabla con la información de las exportaciones hacia Ecuador y
Venezuela
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Tabla17. Cantidad GWh exportado hacia Ecuador y Venezuela
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
El precio de exportación promedio diario de Colombia en agosto del 2013, fecha de referencia de
esta tesis de grado, fue de 198.04 $/ GWh
4.11 Importaciones de electricidad
En cuanto a las importaciones de Colombia, en agosto de 2013, la importación desde
Ecuador fue de 13.72 GWh, con una diferencia de 13.6 GWh respecto al mismo mes del
año anterior. Esta situación se dio por las buenas condiciones de oferta del mercado
eléctrico durante agosto. Por su parte, en agosto de 2013, y en general en el año 2013 no
hubo importaciones de Colombia desde Venezuela. A continuación se presenta la
siguiente tabla, con información de las importaciones de energía eléctrica en Colombia.
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Tabla18. Cantidad GWh importado desde Ecuador y Venezuela
Fuente: XM, Informe Consolidado del Mercado, agosto, 2013
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5. Análisis
Para este análisis, todos los precios de los tres energéticos se convirtieron a USD/MBTU con el fin de poder
realizar de manera clara y certera, los comparativos entre sus precios. En primer lugar se mostraran tablas
con los precios de cada uno de los energéticos las siete ciudades escogidas para el estudio de esta tesis.
En cuanto a los precios del Gas Natural, la siguiente tabla muestra los precios en boca de pozo,
la tarifa por distribución, la tarifa de transporte, la tarifa de comercialización y el precio final en
USD/MBTU.
Tabla 19. Precios del Gas Natural en USD/MBTU en las principales ciudades de Colombia
En cuanto a los precios del carbón, la siguiente tabla muestra los precios en boca de mina, la
tarifa de transporte, el aporte de regalías, el Manejo de Patio y Acopio, la utilidad, y el precio
final en USD/MBTU.
Tabla 20. Precios del Carbón en USD/MBTU en las principales ciudades de Colombia
Finalmente, se muestran los precios de la Energía Eléctrica, conformados por el costo de generación (G),
costo de transporte( T), costo de distribución(D), perdidas reconocidas( PR), restricciones( R) , costos de
comercialización variables (CV) y fijos (CF), y el costo unitario final de la industria, todos estos en USD/MBTU.
69
Tabla 21. Precios de la Energía Eléctrica en USD/MBTU en las principales ciudades de Colombia
Una vez se obtuvieron estos precios y cada unidad se llevó a USD/MBTU, se procedió a realizar un grafico por
cada ciudad que permitiera analizar si el Gas Natural podía competir por su precio con el carbón y la energía
eléctrica. Los resultados fueron los siguientes:
a. Bogotá
.
Ilustración 22. Resultados del análisis de competitividad en Bogotá
En Bogotá se puede analizar que el gas natural puede competir perfectamente con la energía
eléctrica, ya que el precio de esta última es sumamente alta, siendo un 81% más caro que el gas
natural. En cuanto al carbón, el gas natural en Bogotá no es competitivo, ya que es casi un 42% mar
caro que este. Por el lado del gas natural, esto es debido principalmente a la alta tarifa de
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Energía electrica(USD/MBTU)
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Bogotá
Bogotá
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distribución que se cobra en la capital del país, que termina por incrementar el precio final del gas
natural. En cuanto al carbón, debido a la gran cantidad de producción que se presenta en esta región
del país, que ya se acerca a los 5 Mt, su precio en boca de mina resulta muy económico, y el hecho
de que el gobierno destine buena parte de sus recursos en el desarrollo de las vías del
departamento, ha hecho que el costo de transporte también se reduzca. Por ejemplo, en el presente
año ya se comenzaron los estudios para desarrollar la troncal del carbón en el departamento de
Cundinamarca.
b. Medellín
Ilustración 23.Resultados del análisis de competitividad en Medellín.
En Medellín se puede analizar que el gas natural puede competir perfectamente con la energía
eléctrica, ya que el precio de esta última es sumamente alta, siendo un 78% más caro que el gas
natural. En cuanto al carbón, el gas natural en Medellín no es competitivo, ya que es un 39% más
caro que este. Por el lado del gas natural, esto es debido principalmente al alto precio en boca de
pozo del gas Guajira, y a la alta tarifa de transporte que se cobra en esta ciudad del país, que termina
por incrementar el precio final del gas natural. En cuanto al carbón, se encontró una tendencia
particular en esta región, y es que la mayoría de sus industrias cuentan con tecnologías de punta que
han permitido reducir la cantidad de carbón necesaria para el consumo de sus hornos. Por ejemplo,
la Ladrillera San Cristóbal, que opera en el occidente de Medellín, pasó de que sus hornos gastaran
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Energía electrica(USD/MBTU)
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Medellín
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240 kilos de carbón por tonelada cocida a gastar solo 42 kilos , una cifra más amigable con el medio
ambiente y que abarata los costos. Por esta razón, el precio en boca de mina de Antioquía es barato,
y esto representa una difícil situación de competencia del gas natural con respecto al carbón
c. Cali
Ilustración 24. Resultados del análisis de competitividad en Cali
En Cali se puede analizar que el gas natural puede competir perfectamente con la energía eléctrica,
ya que el precio de esta última es sumamente alta, siendo un 84% más caro que el gas natural. En
cuanto al carbón, el gas natural en Cali también puede ser competitivo, ya que es un solo un 14%
más caro que este. Por el lado del gas natural, esto es debido principalmente al bajo precio en boca
de pozo del gas Cusiana, y a la baja tarifa de distribución que se cobra en esta ciudad del país, que
termina por disminuir el precio final del gas natural. En cuanto al carbón, el precio en boca de mina
en Cali es demasiado costoso, así como su tarifa de transporte. Esto se debe principalmente a las
pocas producciones de carbón que se realiza en esta región del país, lo cual hace que su precio y
transporte sean muy costosos.
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Gas Natural(USD/MBTU)
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Cali
Cali
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d. Cúcuta
Ilustración 25. Resultados del análisis de competitividad en Cúcuta
En Cúcuta se puede analizar que el gas natural puede competir perfectamente con la energía
eléctrica, ya que el precio de esta última es sumamente alta, siendo un 82% más caro que el gas
natural. En cuanto al carbón, el gas natural en Cúcuta no es competitivo, ya que es un 47% más caro
que este. Por el lado del gas natural, esto es debido principalmente a que la tarifa de transporte en
esta ciudad es muy cara, debido a la poca infraestructura que tiene la ciudad en gasoductos. En
cuanto al carbón, el precio en boca de mina en Cúcuta es bajo, debido a la alta producción de carbón
que se presenta en la región de Norte de Santander. Este mismo fenómeno, también causa que la
tarifa de transporte en el departamento sea baja, ocasionado un precio final del carbón muy barato.
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Gas Natural(USD/MBTU)
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Cúcuta
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e. Bucaramanga
Ilustración 26. Resultados del análisis de competitividad en Bucaramanga
En Bucaramanga se puede analizar que el gas natural puede competir perfectamente con la energía
eléctrica, ya que el precio de esta última es sumamente alta, siendo un 70% más cara que el gas
natural. En cuanto al carbón, el gas natural en Bucaramanga no es competitivo con este, ya que es
un 65% más caro. La razón principal para este alto costo del gas, es su tarifa de distribución, la cual
comparada con las otras ciudades es demasiado alta. A esto se le suma, el alto costo en boca de
pozo del Gas Natural en el campo de Gibraltar. El carbón no presenta algún costo representativo
para esta diferencia.
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Energía electrica(USD/MBTU)
Gas Natural(USD/MBTU)
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Bucaramanga
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f. Barranquilla
Ilustración 27. Resultados del análisis de competitividad en Barranquilla
En Barranquilla se puede analizar que el gas natural puede competir perfectamente con la energía
eléctrica, ya que el precio de esta última es sumamente alta, siendo un 80% más cara que el gas
natural. En cuanto al carbón, el gas natural en Barranquilla es competitivo con este, ya que es solo
10% más costoso. La razón de esta proximidad en el precio radica en que el Gas Natural en
Barranquilla es barato, debido a que su tarifa de distribución es las más baja de todas las ciudades, y
a que su tarifa de transporte también es baja debido a su proximidad al campo Guajira. Este bajo
precio se debe también a que Atlántico próximamente será el primer departamento en Colombia en
alcanzar el 100% en cobertura en Gas Natural, lo cual permite abaratar las tarifas de distribución.
En cuanto al carbón en Barranquilla, este es el más costoso de las ciudades bajo estudio, debido a
que su precio en boca de mina es costoso, por la baja producción de carbón en esta región y a que el
costo de transportarlo también es de los más altos.
6. Conclusiones
Se puede concluir que el gas natural en las 6 ciudades bajo estudio de esta tesis tiene una ventaja
competitiva muy grande con la Energía Eléctrica, ya que esta última tiene un costo muy elevado en
relación con este. El promedio en las 6 ciudades es que la Energía Eléctrica es un 79% más cara que
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Energía electrica(USD/MBTU)
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Barranquilla
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el Gas Natural.
En cuanto al carbón, se puede concluir que la Coordinación Comercial de Gas de Ecopetrol S.A debe
encaminar sus estrategias en los mercados de Cali y Barranquilla, en los cuales el precio del Gas
Natural es muy cercano al del carbón, y se podría competir cómodamente con este último sustituto.
Adicional a esto, es importante que no se descuide el mercado del Gas Natural en las ciudades de
Medellín y Cúcuta, en los cuales la infraestructura del Gas Natural está creciendo y podría abaratar
los costos de este, a pesar de que ya se estén implementando tecnologías para reducir los graves
daños ambientales causados por el carbón. Finalmente ciudades como Bogotá y Bucaramanga son
muy complicadas de competir, ya que en la primera el carbón es muy barato por la cantidad de
producción de su región y a que en Bucaramanga es muy costoso el Gas Natural, por su alto precio
en boca de mina y la alta tarifa de distribución.
Finalmente es importante que Ecopetrol S.A tenga en cuenta que a pesar de que en todas las
ciudades el precio del Gas Natural es más alto que el precio del carbón, el primero tiene muchas
ventajas para una industria, en especial en las ciudades donde la diferencia de precio no es tan alta,
ya que no ocasiona los daños sanitarios y ambientales que produce el carbón en las comunidades y
territorios donde se explota.
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