informe final - upme final.pdf · bogotá d.c, diciembre de 2016. presentaciÓn este tercer...

CONSORCIO SERGEING - SISOCOAL - RMR

Contrato C - 015 - 2016

Realizar un estudio, que analice la capacidad de respuesta de la industria carbonífera del interior

de país frente a un escenario de incremento de la demanda de carbón e identifique y evalué las

implicaciones que tiene para Colombia los condicionantes de cambio climático que puedan derivar

en una posible reducción en la demanda internacional de carbón.

INFORME FINAL

ENTREGABLE 3

ANALISIS DE LAS ENCUESTAS

ENTREGABL 4

ESTRATEGIAS Y DOCUMENTO INTEGRAL

Bogotá D.C, Diciembre de 2016

PRESENTACIÓN

Este tercer informe, corresponde al Entregable Integrado comprende 5 secciones

principales, referidas a:

1. Diagnóstico de Información Secundaria, que incluye:

La caracterización de las plantas de generación térmica, en los aspectos

técnicos, costos y aspectos ambientales. Incluye térmicas a carbón en

operación y proyectadas, así como plantas a gas.

El comportamiento de la producción nacional de carbón, así como las

características relevantes de la minería en los departamentos de Antioquia,

Boyacá, Cundinamarca, Córdoba, Santander, Norte de Santander y Valle

del Cauca (ver Mapa)

El comportamiento de la demanda nacional de carbón

El comportamiento de la oferta y demanda mundial d carbón

2. Desarrollo y conclusiones del Panel

3. Sobre el desarrollo de las encuestas

4. Análisis de Información

5. Estrategias y Acciones

TABLA DE CONTENIDO

1. DIAGNÓSTICO DE LA INFORMACIÓN SECUNDARIA ................................. 12

1.1. CARACTERIZACIÓN DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN .................... 12

1.1.1. Plantas de generación a carbón en operación ......................................... 13

1.1.2. Plantas de generación a carbón proyectadas .......................................... 16

1.1.3. Plantas de generación a gas .................................................................... 17

1.1.4. Tecnología usada en las calderas de las plantas térmicas ...................... 19

1.1.5. Emisiones ................................................................................................. 22

1.1.6. Control de Emisiones ............................................................................... 24

1.1.7. Consumo de carbón en plantas térmicas en operación ........................... 28

1.1.8. Costos de inversión .................................................................................. 33

1.1.9. Costos asociados a los tipos de generación ............................................ 41

1.1.10. Costos de abatimiento .............................................................................. 45

1.1.11. Comparativo entre plantas térmicas ......................................................... 46

1.2. PRODUCCIÓN DE CARBÓN Y CAPACIDAD INSTALADA ........................... 47

1.2.1. Producción Nacional de carbón ................................................................... 47

1.2.2. Panorama de la minería en los departamentos objeto de estudio. .......... 48

1.3. OFERTA Y DEMANDA DE CARBÓN MUNDIAL ........................................... 54

1.3.1. Oferta mundial de carbón térmico ............................................................ 54

1.3.2. Producción Nacional de carbón ................................................................... 57

1.3.3. Producción Nacional de carbón térmico ...................................................... 60

1.3.4. Proyecciones de Producción de Carbón a nivel nacional. ........................ 62

1.3.5. Reservas de carbón por departamento .................................................... 62

1.3.6. Calidad de carbón por departamento ....................................................... 63

1.3.7. Panorama de la minería en los departamentos objeto de estudio. .......... 65

1.3.8. Costos ...................................................................................................... 71

1.3.9. Inversiones ............................................................................................... 73

1.4. DEMANDA NACIONAL DE CARBÓN ......................................................... 74

1.4.1. Consumo Nacional de carbón .................................................................. 74

1.4.2. Consumo Nacional de carbón térmico ..................................................... 75

1.4.3. Proyección de la demanda nacional de carbón ........................................ 76

1.4.4. Flujos de carbón en el país ...................................................................... 77

1.5. OFERTA Y DEMANDA DE CARBÓN MUNDIAL ........................................ 80

1.5.1. Oferta mundial de carbón térmico ............................................................ 80

1.5.2. Demanda Mundial de carbón térmico ....................................................... 83

1.5.3. Exportaciones de carbón térmico colombiano .......................................... 85

1.5.4. Flujos de carbón internacional (Comercialización) ................................... 87

2. DESARROLLO Y CONCLUSIONES DEL PANEL .......................................... 89

2.1. Organización y desarrollo .............................................................................. 89

2.2. Expositores y Temáticas ................................................................................ 90

2.2.1. Panelista Álvaro Infante – Tema: Sobre las Térmicas en Colombia ............ 90

2.2.2. Panelista: Suzi Kerr – Tema: Mapa de ruta para el análisis y diseño de un

sistema de comercio de emisiones de gases de efecto invernadero en Colombia 90

2.2.3. Panelista: Alejandro Castañeda-ANDEG – Tema: Minería y generación

térmica Restos futuros – Reforma tributaria .......................................................... 91

2.2.4. Panelista: Angela Cadena – Tema: Perspectiva: presente y futuro de la

minería del carbón - Generación térmica y compromisos de cambio climático ..... 92

2.2.5. Panelista: Aleksandar Popovic-CRU- Tema: Thermal coal market outlooK 95

2.2.6. Panelista: Andrés Olay – Tema: Impacto de las políticas climáticas sobre las

exportaciones de carbón térmico colombiano ....................................................... 96

3. ENCUESTA .................................................................................................... 98

3.1. Metodología y Trabajo de Campo .................................................................. 98

3.2. Resultados ..................................................................................................... 98

3.2.1. Análisis de la encuesta a productores mineros ........................................... 98

3.2.1.1. Carbón Preparado .................................................................................... 98

3.2.1.2. Capacidad Instalada ........................................................................... 101

3.2.1.3. Producción Anual y proyecciones ....................................................... 104

3.2.2. Análisis de la encuesta agremiaciones .................................................. 110

3.2.2.1. Producción de Carbón de las empresas asociadas ............................... 110

3.2.2.2. Dificultades, facilidades y beneficios ante un incremento de la demanda

de carbón térmico ................................................................................................ 111

4. ANÁLISIS DE INFORMACIÓN ..................................................................... 114

4.1. Valoración técnica, económica y ambiental sobre la generación a carbón 114

4.2. Análisis de Escenarios .............................................................................. 129

4.3. Ventajas y dificultades para poner en marcha nuevas térmicas ................ 141

4.4. Análisis de estrategias de otros países ..................................................... 142

4.5. Sobre la Relación Oferta-demanda ........................................................... 150

4.6. Consumo de carbón en plantas térmicas en operación ............................. 152

4.7. Sobre incremento de producción ............................................................... 155

4.8. Sobre Ampliaciones y sustituciones .......................................................... 165

4.9. Sobre los Impactos .................................................................................... 167

4.10. Consecuencias Económicas .................................................................. 170

4.11. Análisis de consecuencias a corto, mediano y largo plazo .................... 181

4.11.1. Colombia frente al Acuerdo de París .................................................. 182

4.11.2. Medidas de mitigación propuestas en el sector energía ..................... 185

4.11.3. Horizontes a corto, mediano y largo plazo .......................................... 185

5. Formulación de Estrategias y Acciones ........................................................ 188

5.1. Acciones para cubrir demanda .................................................................. 188

5.2. Estrategias sobre política minera y ambiental ........................................... 192

5.3. Acciones sobre control de emisiones ........................................................ 195

5.4. Estrategias sobre participación en el mercado .......................................... 197

LISTADO DE TABLAS

Tabla 1. Participación de capacidad efectiva por recurso energético .................... 13

Tabla 2. Características de las plantas térmicas en operación ............................. 14

Tabla 3. Características de las plantas térmicas a carbón proyectadas ................ 16

Tabla 4. Características de plantas térmicas a gas ............................................... 17

Tabla 5. Características de las plantas térmicas con derivados de petróleo ......... 18

Tabla 6. Estándar de Capacidad y Condiciones del vapor .................................... 20

Tabla 7. Estándares de emisión admisibles del MADS ......................................... 23

Tabla 8. Valores de emisión reportados en concentración .................................... 23

Tabla 9. Eficiencia y consumo estimado de carbón en plantas en operación ....... 28

Tabla 10. Consumo de combustible SIN en Mbtu ................................................. 29

Tabla 11. Consumo histórico de carbón en Plantas de Generación Térmica ........ 29

Tabla 12. Generación del SIN ............................................................................... 31

Tabla 13. Generación y participación por plantas térmicas a carbón, Gwh ........... 31

Tabla 14. Estadísticas de generación de energía 2010-2015 del SIN ................... 32

Tabla 15. Valor de los predios ............................................................................... 34

Tabla 16. Valor de las vías .................................................................................... 34

Tabla 17. Líneas de conexión ............................................................................... 35

Tabla 18. Costo de los equipos para cada planta típica ........................................ 36

Tabla 19. Distribución costo para los equipos en Carboeléctricas ........................ 36

Tabla 20. Obras Civiles ......................................................................................... 36

Tabla 21. Equipos para planta ............................................................................... 37

Tabla 22. Inversiones ambientales ........................................................................ 37

Tabla 23. Ingeniería Planta ................................................................................... 37

Tabla 24. Imprevistos ............................................................................................ 38

Tabla 25. Financieros Preoperativos ..................................................................... 38

Tabla 26. Costos de Ley Preoperativos ................................................................ 38

Tabla 27. Costos AOM (USD/MWh) ...................................................................... 39

Tabla 28. Costos del combustible ......................................................................... 40

Tabla 29. Operativos ambientales ......................................................................... 41

Tabla 30. Seguros ................................................................................................. 41

Tabla 31. Cargos de ley operativos (USD/año) ..................................................... 41

Tabla 32. Comparativo entre Plantas Témicas...................................................... 46

Tabla 33. Producción Nacional por tipo de carbón ................................................ 47

Tabla 34. Panorama de la minería en el departamento de Antioquia .................... 48

Tabla 35. Panorama de la minería en el departamento de Córdoba ..................... 49

Tabla 36. Panorama de la minería en el departamento de Boyacá ....................... 50

Tabla 37. Panorama de la minería en el departamento de Cundinamarca ........... 51

Tabla 38. Panorama de la minería en el departamento de Norte de Santander ... 52

Tabla 39. Panorama de la minería en el departamento de Valle del Cauca ......... 53

Tabla 40. Reservas Mundiales según tipo de carbón ............................................ 55

Tabla 41. Producción Mundial de Carbón (Mt) ...................................................... 56

Tabla 42. Principales países productores de carbón ............................................. 57

Tabla 43. Producción Nacional por tipo de carbón ................................................ 57

Tabla 44. Producción de Carbón por Departamento (Mton) .................................. 59

Tabla 45. Producción de carbón térmico por departamento (ton) ......................... 61

Tabla 46. Proyección de producción de carbón según tipo de minería ................. 62

Tabla 47. Estimativo de Reservas de carbón térmico por departamento (Millones)

.............................................................................................................................. 62

Tabla 48. Calidad de los Carbones en los departamentos objeto de estudio ........ 64

Tabla 49. Panorama de la minería en el departamento de Antioquia .................... 66

Tabla 50. Panorama de la minería en el departamento de Córdoba ..................... 66

Tabla 51. Panorama de la minería en el departamento de Boyacá ....................... 67

Tabla 52. Panorama de la minería en el departamento de Cundinamarca ........... 68

Tabla 53. Panorama de la minería en el departamento de Norte de Santander ... 69

Tabla 54. Panorama de la minería en el departamento de Valle del Cauca ......... 70

Tabla 55. Participación de costos de producción y administrativos por escala de

producción ............................................................................................................. 72

Tabla 56. Distribución de la participación de ítems del rubro de materiales de

costos de operación .............................................................................................. 72

Tabla 57. Costos de producción de una tonelada por tipo de carbón ................... 73

Tabla 58. Valor promedio de activos por departamento ........................................ 73

Tabla 59. Consumo de carbón térmico por sectores ............................................. 75

Tabla 60. Proyecciones de demanda de carbón en Colombia (Kton) .................. 77

Tabla 61. Reservas Mundiales según tipo de carbón ............................................ 81

Tabla 62. Producción Mundial de Carbón (Mt) ...................................................... 82

Tabla 63. Principales países productores de carbón ............................................. 82

Tabla 64. Principales países consumidores de carbón térmico............................. 83

Tabla 65. Principales Importadores de carbón en el mundo (Mt) ......................... 84

Tabla 66. Principales Exportadores de carbón en el Mundo. Exportaciones en

Mton ...................................................................................................................... 84

Tabla 67. Exportaciones de Carbón Térmico Colombiano .................................... 85

Tabla 68. Países importadores de carbón Térmico colombiano .......................... 86

Tabla 69. Proyecciones Demanda de Carbón por Región - Millones de Toneladas

.............................................................................................................................. 88

Tabla 70. Cantidad de carbón preparado y en acopio de los productores mineros

encuestados .......................................................................................................... 99


encuestados .......................................................................................................... 99


encuestados ........................................................................................................ 100


encuestados ........................................................................................................ 101

Tabla 74. Producción y capacidad instalada Antioquia ....................................... 102

Tabla 75. Producción y capacidad instalada Norte de Santander ....................... 102

Tabla 76. Producción y capacidad instalada Boyacá .......................................... 104

Tabla 77. Producción anual de carbón y proyecciones a 2016 y 2020. .............. 105



Tabla 80. Encuesta a productores de carbón octubre-noviembre 2016 ............. 108

Tabla 81. Encuesta a productores de carbón Octubre-Noviembre 2016 ............. 109

Tabla 82. Encuesta agremiaciones octubre-noviembre 2016 ............................. 112

Tabla 83. Costo total de generación .................................................................... 118

Tabla 84. Costos e inversiones carboeléctrica vs planta a gas ........................... 119

Tabla 85. Impacto económico de una térmica de 1.500 MW carboelectrica y mina

versus planta a gas fase de construcción .......................................................... 121

Tabla 86. Impacto económico de una térmica de 1.500 MW, Carboeléctrica y mina

versus planta a gas fase de operación ................................................................ 122

Tabla 87. Comparativo de costos de térmicas en Colombia .............................. 123

Tabla 88. Impacto regional en la generación de empleo ..................................... 124

Tabla 89. Principales oportunidades de mitigación ............................................. 127

Tabla 90. Consumo de energía por energético, 2010, 2050 – Escenario Base (PJ)

............................................................................................................................ 133


............................................................................................................................ 135

Tabla 92. Escenario 12 Plan de Expansión 2015- 2029 según capacidad (MW) 137

Tabla 93. Cronograma de expansión para térmicas a carbón ............................. 138

Tabla 94. Térmicas a carbón (consumo público y privado) Colombia ................. 139

Tabla 95. Emisiones totales en la Unión Europea ............................................... 144

Tabla 96. Emisiones totales en Turquía .............................................................. 145

Tabla 97. Emisiones totales en Estados Unidos ................................................. 146

Tabla 98. Emisiones totales en Israel .................................................................. 147

Tabla 99. Emisiones totales en Chile .................................................................. 148

Tabla 100. Emisiones totales en Brasil ............................................................... 149

Tabla 101. Emisiones totales en Canadá ............................................................ 149

Tabla 102. Balance de carbón colombiano (2006-2030) ..................................... 150

Tabla 103. Consumo histórico de carbón en Plantas de Generación Térmica (Ton)

............................................................................................................................ 152

Tabla 104. Consumo de carbón por departamentos en generación de energía

eléctrica ............................................................................................................... 153

Tabla 105. Participación en el consumo de carbón por departamento ................ 153

Tabla 106. Producción de carbón térmico por departamento (ton) ..................... 154

Tabla 107. Condiciones de la minería en el interior del país ............................... 155

Tabla 108. Cronograma de expansión ................................................................ 162

Tabla 109. Demanda proyectada de carbón en toneladas .................................. 163

Tabla 110. Proyecciones Demanda de Carbón de las regiones importadoras de

carbón colombiano - Millones de Toneladas ....................................................... 168

Tabla 111. Colombia, exportaciones tradicionales y no tradicionales (2005 – 2015)

............................................................................................................................ 170

Tabla 112. Participación del carbón en las exportaciones del país ..................... 172

Tabla 113. Comportamiento de las exportaciones de carbón año corrido 2016. 172

Tabla 114. Impacto de las ventas internacionales de carbón .............................. 173

Tabla 115. Pago de regalías minería e hidrocarburos (Miles de millones de pesos)

............................................................................................................................ 176

Tabla 116. Impacto de las regalías de carbón..................................................... 177

Tabla 117. Proyecciones de Demanda Creciente de Carbón Térmico Mundial (Mt)

............................................................................................................................ 199

LISTADO DE FIGURAS

Figura 1. Localización de los departamentos objeto de Estudio y plantas térmicas.

.............................................................................................................................. 11

Figura 2. Comportamiento del consumo del carbón (2011-2015) ......................... 30

Figura 3. Capacidad efectiva del SIN .................................................................... 33

Figura 4. Generacion de energía ........................................................................... 33

Figura 5. Costos y beneficios netos por año por MW en comparación con la

generación de carga base de carbón .................................................................... 43

Figura 6. Producción Nacional por tipo de Carbón ................................................ 48

Figura 7. Reservas Mundiales de Carbón por Región ........................................... 55

Figura 8. Participación de Producción Mundial de Carbón por Región ................. 56

Figura 9. Producción Nacional por tipo de Carbón ................................................ 58

Figura 10. Producción de carbón por departamento (Miles de toneladas) ............ 59

Figura 11. Histórico producción nacional de carbón térmico. ................................ 60

Figura 12. Producción de carbón térmico por departamento ................................ 61

Figura 13. Reservas de carbón por departamento (Base 2.004)........................... 63

Figura 14. Consumo de Carbón en Colombia (Ton) .............................................. 74

Figura 15. Consumo de carbón por sectores (Kton) ............................................. 76

Figura 16. Proyección de demanda interna de carbón (Kton) ............................... 77

Figura 17. Reservas Mundiales de Carbón por Región ......................................... 81

Figura 18. Participación de Producción Mundial de Carbón por Región ............... 82

Figura 19. Exportaciones de carbón térmico colombiano ..................................... 86

Figura 20. Flujo de carbón térmico en el Mundo ................................................... 87

Figura 21. Cantidad de carbón térmico que producen las empresas asociadas . 111

Figura 22. Dificultades ante un incremento de la demanda ................................ 112

Figura 23. Curvas de costo de abatimiento de CO2 ............................................ 125

Figura 24. Impuesto per cápita de industria y comercio según tipo de municipios

............................................................................................................................ 175

Figura 25. Composición de las regalías .............................................................. 176

Figura 26. Participación en el PIB ....................................................................... 178

Figura 27. PIB Minero ......................................................................................... 179

Figura 28. Evolución del empleo sector minero e hidrocarburos ......................... 180

Figura 1. Localización de los departamentos objeto de Estudio y plantas térmicas.

Plantas a Carbón en Operación: - Termoguajira U1, U2 - Termo tasajero F1, F2 - Gecelca 3 - Termopaipa U1, U2, U3 - Termopaipa IV - Termozipa U2, U3, U4, U5

Plantas Térmicas en Proyecto: - Termo Amagá 1 y 2 - Termo Sinifana - Termo Cucunubá - Cerro Lago - Tasajero III - Termo San Vicente - Termo Terra - TermoBerrio - Termo Lebrija I

Pantas Térmicas a Gas: - Zona Franca - Termobarranquilla - Termocandelaria - Termoyopal - Termovalle - Termocali

Departamentos Objeto de Estudio

1. DIAGNÓSTICO DE LA INFORMACIÓN SECUNDARIA

El diagnóstico de la información secundaria se fundamenta en la recopilación y

captura de información clasificada relacionada con las plantas de generación

térmica, con la oferta y demanda de carbón del interior del país como a nivel

mundial y con los aspectos ambientales determinantes en el marco de la COP 21.

1.1. CARACTERIZACIÓN DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN

La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inició a finales del Siglo XIX y su desarrollo fue el resultado de la iniciativa de inversionistas privados, quienes constituyeron las primeras empresas que tenían como finalidad generar, distribuir y comercializar electricidad. El esquema de propiedad privada se mantuvo durante la primera mitad del Siglo XX, presentándose luego un cambio gradual en la propiedad de las empresas existentes hasta su completa estatización. A comienzos de los años noventa, un diagnóstico efectuado sobre la gestión y logros que habían alcanzado las empresas de electricidad en manos del Estado, mostró resultados altamente desfavorables en términos de la eficiencia administrativa, operativa y financiera de las empresas. A partir de la Constitución de 1991, admitió como principio clave para el logro de la eficiencia en los servicios públicos la competencia donde fuera posible y la libre entrada a todo agente que estuviera interesado en prestarlos. En 1992, como consecuencia del severo racionamiento de energía que sufrió el país, el Gobierno expidió, haciendo uso del “estado de emergencia económica” previsto por la Constitución, el Decreto 700 de 1993. Este Decreto entre otras decisiones, fijó normas para la entrada de inversionistas privados en el negocio de la generación y facultó al Gobierno para tomar decisiones sobre construcción de nuevas plantas de generación y el otorgamiento de las garantías respectivas. Bajo este marco, se dio impulso a varios proyectos previstos en el Plan de Expansión y se autorizó a las empresas oficiales involucradas a firmar contratos de compraventa de energía a largo plazo con los consorcios escogidos para tales efectos. Las primeras Resoluciones expedidas por el ente regulador para el sector eléctrico, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), datan de finales de 1994 y desarrollan en general los siguientes temas: Marco regulatorio aplicable a las actividades de Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización. Los agentes a los que se les denomina genéricamente “Generadores”, son aquellos que efectúan sus transacciones de energía en el mercado mayorista de electricidad, que son normalmente generadores con capacidad instalada igual o superior a 20 MW.

La generación de Energía Eléctrica (EE) en Colombia está soportada por un sistema hidro-térmico de una capacidad efectiva, que al terminar el año 2015, alcanzó 16.420 MW, capacidad que tiene el 28,4% de componente térmico, equivalente a 4.743 MW, constituido por la participación de generación con gas natural, derivados del petróleo y carbón. La tabla 1 presenta el detalle de las cifras, donde se observa la participación de la capacidad efectiva por recurso energético y la variación de capacidad efectiva de 2014 a 2015.

Tabla 1. Participación de capacidad efectiva por recurso energético

CAPACIDAD EFECTIVA NETA DEL SIN A DICIEMBRE 31 DE 2014 Y 2015

RECURSOS 2014 MW

2015 MW

Participación %

Variación (%) 2014-2015

Hidráulicos 10.350,00 10.892,00 66,6 5,6

Térmicos 4.402,00 4.743,00 28,4 7,2

Gas 1757 1548 9,4 -13,5

carbón 1003 1339 8,2 25,1

Combustóleo 297 299 1,8 0,7

ACPM 1023 1247 7,6 18

Jet 1 46 46 0,3 0

Gas -Jet A1 276 264 1,6 -4,6

Menores 694,7 694,7 698,4 4,5

Hidráulicos 594,9 608,6 3,7 3,9

Térmicos 91,4 71,5 0,4 -27,9

Eólica 18,4 18,4 0,1 0

Congeneradores 77,3 86,6 0,5 10,7

Total, SIN 15489 16420 100 5,7 Fuente: XM, 2016

En la generación térmica de EE a partir de combustibles fósiles, fundamentalmente derivados del petróleo, carbón y gas natural, el uso de cada recurso energético tiene sus particularidades en cuanto a costos y efectos ambientales, según el combustible que se utilice para la energía primaria del proceso de generación.

1.1.1. Plantas de generación a carbón en operación

Las plantas de generación térmica en el país con base en carbón, están localizadas en orden de importancia, en los departamentos del altiplano cundiboyacense, en el departamento de Norte de Santander, y los departamentos de la costa atlántica: Córdoba y la Guajira como se observa a continuación:

Tabla 2. Características de las plantas térmicas en operación

PLANTAS A CARBÓN EN OPERACIÓN

PROPIEDAD Planta

Localización Unid

Capacid MW

Estado Tecnolo

g Año

operación

EMGESA S. A. ESP

Termozipa Dpto.

Cundinamarca

2 34 Disponible CP 1964




GECELCA S. A. ESP

Gecelca Dpto.

Córdoba

3 164 Disponible LF 2015

3.2 250 Construcción LF 2017

Termoguajira Dpto. Guajira

1 149 Disponible GN+CP 1982

2 151 Disponible GN+CP 1982

GENSA S. A. ESP Termopaipa

Dpto.: Boyacá

1 31 Repotenciaci

ón CP 1963



TERMOTASAJERO

Termotasajero

Dpto. Norte de Santander



CE SOCHAGOTA Paipa 4

Dpto. Boyacá 4 154 Disponible CP 1997

CP: Carbón Pulverizado; LF: Lecho Fluidizado; GN: Gas Natural - Fuente de datos: XM y Archivo del consultor

A pesar de la antigüedad de las plantas de generación a carbón, ofrecen un

excelente soporte (más del 8% de la Capacidad Efectiva Neta) al sistema de

generación hidro-térmico del país.

La tabla 2 presenta el detalle de las plantas del parque térmico a carbón en operación, una planta en construcción y una en proceso de repotenciación. En la información de esta tabla se ha incluido la tecnología que utiliza cada unidad y el año en que inició la operación comercial, y sobre estas unidades de generación es importante observar:

El tamaño de las unidades de generación, operando casi la totalidad de ellas con calderas convencionales de carbón pulverizado, se encuentra en el rango inferior de capacidad, con relación a los rangos de capacidad que ofrece actualmente el mercado para este tipo de plantas.

Es notoria la obsolescencia de las plantas a carbón: exceptuando las unidades que iniciaron operación en el año 2015, el promedio de edad operativa de las unidades al año 2016 es de 38 años; la planta de instalación más reciente Paipa 4, con 19 años y la más antigua Paipa 1, con 52 años, actualmente en proceso de repotenciación.

La unidad Paipa 4, de propiedad de la Compañía Eléctrica Sochagota, es representada en el Sistema de Intercambios Comerciales por Gensa S. A. ESP., por tanto, más adelante se presenta como parte del Agente Gensa S. A. ESP.

A continuación, se describen algunas características de las plantas térmicas en operación:

Termozipa

La Central Termoeléctrica Martín del Corral, también conocida como Termozipa, está situada a 40 kilómetros al norte de Bogotá, sobre la margen izquierda del río del mismo nombre, cerca al municipio de Tocancipá, a una elevación de 2.650 m sobre el nivel del mar y con una temperatura media de 12°C.

Consta de cuatro unidades de generación de vapor, de tecnología convencional, las cuales utilizan como combustible primario el carbón pulverizado y como combustibles opcionales y para arranque ACPM.

Las cuatro unidades de generación de vapor utilizan como combustible primario el carbón pulverizado, el cual es abundante en la zona vecina cundiboyacense.

Gecelca

Cuenta con las unidades 1 y 2 de la Central Termoguajira, ubicadas en jurisdicción del corregimiento de Mingueo, municipio de Dibulla, departamento de la Guajira.

Así mismo, GECELCA cuenta con una central térmica Gecelca 3, localizada en jurisdicción del Municipio de Puerto Libertador, en el Departamento de Córdoba, con tecnología de lecho fluidizado en la caldera.

Termopaipa

Esta central está ubicada en el Municipio de Paipa, Departamento de Boyacá, en el Kilómetro 3 vía Paipa–Tunja. La unidad I, a partir el segundo semestre de 2016, se encuentra en proceso de repotenciación, para aumento de la capacidad a 39 MW al término de la ejecución de los trabajos contratados.

Termotasajero

La Central Tasajero 1, se encuentra localizada en el municipio de San Cayetano, departamento de Norte de Santander, es propiedad de TERMOTASAJERO S.A. E.S.P. por enajenación del Ministerio de Hacienda de Colombia.

El carbón que recibe Termotasajero 1 de sus proveedores debe cumplir el requisito de tener un contenido de azufre inferior al 1%, para asegurar el cumplimiento de la norma de emisiones admisibles establecidas por el hoy MADS. Se informó, durante la visita realizada el 21 de octubre de 2016, que se ha proyectado para el año 2018, la instalación de un sistema desulfurador.

La Central Tasajero 2, construida por TERMOTASAJERO S.A. E.S.P., se encuentra localizada en predio contiguo a Tasajero 1 e inició operación comercial a finales del año 2015.

1.1.2. Plantas de generación a carbón proyectadas

En la tabla 3 se presenta la información básica suministrada por UPME sobre las

nuevas plantas proyectadas.

Tabla 3. Características de las plantas térmicas a carbón proyectadas

PLANTAS A CARBÓN REGISTRADAS A AGOSTO 2016

Promotor Planta Unidad Capacidad

MW Fase Tecnología

J.E. JAIMES

INGENIEROS S. A.

TERMOCUCUNUBA

Cucunubá,

Cundinamarca

U1 99 2 CP

CARBOELÉCTRICA

DE SININFANÁ S. A.

S.

TERMOSININFANÁ

Venecia, Antioquia U1 350 2 ND

TERMOTERRA S. A. S.

TERMOTERRA

San Cayetano, Norte

de Santander

U3 180 1 CP

VATIA S. A. ESP TERMOAMAGÁ

Amagá, Antioquia

U1 19,9 1 CP

U2 19,9 1 CP

TERMOSANVICENTE

S. A. ESP

TERMOSANVICENTE

San Vicente de Chucuri

Santander

U1 100 1 CP

PROMOTORA DE

ENERGÍA ELÉCTRICA

DE

CARTAGENA & CIA C.

C. A. ESP

CERRO LARGO

La Jagua de Ibirico,

Cesar

U1 150 1 ND

TERMOTASAJERO

DOS S. A. ESP

TASAJERO III

San Cayetano, Norte

de Santander

U1 180 2 ND

MINESA S. A. TERMO BERRIO

Cimitarra, Santander ND 700 2 ND

AG GROUP S. A. S. TERMO LEBRIJA I

Lebrija, Santander U1 99 2 ND

Fuente: Información UPME

La información que suministren los Promotores de los proyectos para completar la

tabla 3, complementará la información preliminar correspondiente a la fase en que

se encuentran los proyectos, en lo referente al incremento esperado en la

demanda de carbón y los requerimientos de su calidad para el cumplimiento de las

normas de emisiones de contaminantes.

Los proyectos en proceso de solicitud de registro en Fase 3 ante la UPME, deben

haber completado el diseño del proyecto y definido el esquema de compra de

combustible, por lo tanto, teniendo en cuenta que para las plantas nuevas la

norma regulatoria de las emisiones es más restrictiva que para las plantas

existentes, este estudio propondrá guías en el tema de calidad del carbón para

estos proyectos.

1.1.3. Plantas de generación a gas

Las plantas térmicas que conforman el sistema hidrotérmico de generación

eléctrica y operan con gas natural, al final del año 2015 aportaron el 9,4% de la

capacidad efectiva presentaron una disminución en la canasta de capacidad

térmica por la entrada en operación de nuevas unidades a carbón Tasajero 2 y

Gecelca 3. En la tabla 4 se relacionan las unidades en operación con gas natural,

las de mayor capacidad de generación se localizan en la costa atlántica:

Tabla 4. Características de plantas térmicas a gas

PLANTAS A GAS NATURAL

Propiedad Planta Capacidad

Estado Tecnología Año

operación Localización MW

CELSIA S. A. ESP

Termoflores 4B, Dpto: Atlántico

450 Disponible Ciclo

Combinado 2011

Mrieléctrica 1, Dpto:

Santander 167 Disponible Ciclo Simple 1998

PROELÉCTRICA Y CIA. S.C.A ESP

Proelécrtrica 1, Dpto: Bolívar

45 Disponible Ciclo Stig 1993

Proelécrtrica 2, Dpto: Bolívar

45 Disponible Ciclo Stig 1993

TERMOBARRANQUILLA S. A. ESP

Tebsa B, Dpto: Atlántico

791 Disponible Ciclo

Combinado 1998

TERMOYOPAL GENERACIÓN 2

S. A. ESP

Termoyopal 2, Dpto:

Casanare 30 Disponible Ciclo Simple 2004

Fuente de datos: XM, edición: consultor

En esta tabla se observa que la entrada en operación de estas plantas es posterior al período de racionamiento de año 1992, para el fortalecimiento térmico del sistema eléctrico.

Plantas térmicas con derivados del petróleo

Durante el período del último trimestre de 2015 y el primer trimestre de 2016, el país soportó un régimen de baja hidrología, por tal razón el sistema de generación

requirió la operación de las plantas térmicas que por sus características técnicas están en posibilidad de operar con combustible líquido derivado del petróleo. De esta forma estas plantas, relacionadas en la tabla 5, al finalizar el año 2015 aportaron una capacidad efectiva de generación del 11,3%, operando con Combustóleo especial, ACPM, Jet A1 y combinación de Gas Natural y Jet A1 como se indica en la tabla. Con excepción de las plantas a vapor de propiedad de Termobarranquilla y Emgesa, este grupo de plantas térmicas fueron proyectadas posteriormente al racionamiento del año 1992, por lo tanto, su edad operativa es inferior a veinte años.

Las plantas de vapor están equipadas con calderas convencionales para consumir combustible líquido y/o gas natural y durante amplio período de su operación inicial en la década de los años 1990 recibieron el gas procedente de los yacimientos de la costa del departamento de la Guajira. En años recientes han operado con combustibles líquidos.

Tabla 5. Características de las plantas térmicas con derivados de petróleo

PLANTAS CON DERIVADOS DE PETRÓLEO

Propiedad Planta

Localización Capa MW

Estado Tecnología Año

operación

CELSIA S. A. ESP Termoflores 1 Dpto: Atlántico

158 Disponible

ACPM Ciclo

Combinado 1993

TERMOCANDELARIA S.C.A ESP

Termocandelaria 1 Dpto: Bolívar

157 Disponible

ACPM Ciclo Simple 2000

Termocandelaria 2 Dpto: Bolívar

158 Disponible

ACPM Ciclo Simple 2000

TERMOEMCALI I S. A. ESP

TermoemCali 1 Dpto: Atlántico

213 Disponible

ACPM Ciclo

Combinado 1999

EPM S. A. ESP Termosierra B Dpto: Antioquia

364 Disponible

ACPM Ciclo

Combinado 1998

TERMOVALLE S. A. ESP Termovalle 1

Dpto: Valle del Cauca

197 Disponible

ACPM Ciclo

Combinado 2011

TERMOBARRANQUILLA S. A. ESP

Barranquilla 3 Dpto: Atlántico

56 Disponible

Combustóleo Convencional

Vapor 1980

Barranquilla 4 Dpto: Atlántico

56 Disponible


Vapor 1980

EMGESA S. A. ESP

Cartagena 1 Dpto: Atlántico

61 Disponible


Vapor 1995


60 Disponible


Vapor 1980


66 Disponible


Vapor 1980

CHEC S. A. ESP Termodorada 1 Dpto: Caldas

46 Disponible

Jet-A1 Ciclo Simple 1997

ISAGEN S. A. ESP Termocentro CC Dpto: Santander

264 Disponible Gas-Jet A1

Ciclo Combinado

2000

Fuente de datos: XM, Edición: Consultor

1.1.4. Tecnología usada en las calderas de las plantas térmicas

Las calderas se tipifican fundamentalmente por el nivel de presión del agua de alimentación y el vapor, por la circulación del agua dentro de la caldera y por el sistema de combustión. Las calderas para generación de vapor en la medida en que operen a más alta presión tienen mejor eficiencia térmica por cuanto se requiere menor cantidad de calor para evaporar el agua cuando la presión aumenta, con el consecuente incremento en el costo inicial debido a la alta presión. Cuando el agua alcanza el punto crítico significa que llega a las condiciones de 224,21 kg/cm2 g (3.189 psig) de presión y a 647,4 K (374,4 °C) de temperatura, en este punto se transforma en fase vapor en presencia de la fase líquida, en términos sencillos, el agua se evapora instantáneamente. Por lo tanto, cuando las calderas se diseñan para operar a presiones inferiores o superiores a 3.189 psig, se tipifican como calderas sub-críticas o supercríticas, respectivamente.

Las plantas con calderas supercríticas pueden alcanzar una eficiencia térmica de hasta un 40 por ciento, en comparación con un promedio de 33 por ciento para las plantas existentes con carbón. Debido a su eficiencia, las unidades supercríticas pueden emitir entre un 10 y un 20 por ciento menos de CO2 que las plantas subcríticas.

Las turbinas de vapor son el componente del ciclo que determina las condiciones termodinámicas requeridas del vapor, que es el fluido motriz, para su correcto funcionamiento, por lo tanto, este aspecto determina los parámetros del ciclo térmico en cuanto al flujo, presión y temperatura del vapor que debe producir la caldera. Se entiende que por ello los fabricantes de plantas de generación con turbinas de vapor, y particularmente los fabricantes japoneses, han establecido estándares para las capacidades de las unidades de generación y los parámetros del ciclo térmico que se presentan en la tabla 6. En esta tabla se observa que en los tamaños de unidad hasta 400 MW se utilizan presión sub-crítica (inferior a 224 kg/cm2 g) y a partir del tamaño de unidad de 500 MW se utiliza presión supercrítica.

Tabla 6. Estándar de Capacidad y Condiciones del vapor

ESTÁNDAR DE CAPACIDAD Y CONDICIONES DEL VAPOR

Capacidad

MW

Condiciones del vapor

Presión

kg/cm2g

Temperatura, °C

Vivo / Recalentado

75 102 538 / 538

125 127 538 / 538

150 127 538 / 538

265 169 566 / 566

400 169 538 / 538

500 246 538 / 538

600 246 538 / 538

700 246 538 / 538

1000 246 538 / 566

Fuente: TTI Japón & EPDC INT. LTD, Technical Forum on Thermal Power Generation

En Colombia todas las plantas en actualmente operación a carbón, están

equipadas con calderas subcríticas, de baja presión, dado que la capacidad de las

unidades existentes es inferior a 165 MW. La unidad Gecelca 3 de 164 MW de

capacidad, es la unidad que opera a mayor presión, 134 kg/cm2. Como se observa

en la tabla 6, los fabricantes ofrecen equipos de generación que operan en ciclos

térmicos subcríticos de alta presión en el rango de capacidad de 265 a 400 MW,

con eficiencia térmica cercana al 40%. Las unidades con caldera supercrítica

compensan el incremento del costo unitario de la inversión con una más alta

eficiencia que se traduce en menor consumo de combustible por kWh generado.

En cuanto a la circulación del agua dentro de la caldera, este proceso ocurre por el

calentamiento del agua y su cambio gradual a la fase vapor saturado que por su

menor densidad tiende a ascender hacia la parte superior de la caldera donde el

tambor o domo, opera como el acumulador del vapor producido. En calderas de

gran tamaño es proceso de circulación natural se dificulta por causa de las

pérdidas en los tubos de la caldera y es necesario instalar bombas de circulación.

La utilización o no de bombas de circulación tipifica las calderas como calderas de

circulación forzada o de circulación natural, respectivamente.

Para la obtención de la energía primaria en el proceso de generación de energía

eléctrica, el carbón es una de las fuentes más importantes y para su utilización en

los sistemas de combustión existen varias tecnologías que determinan el diseño y

tipificación de las calderas, en función de la calidad del carbón combustible y los

requisitos ambientales a cumplir. La tecnología más difundida es el sistema de

combustión de carbón pulverizado y, al menos en Colombia, se han empezado a

instalar sistemas de combustión de carbón en lecho fluidizado.

A continuación, se describen las tecnologías.

Combustión de carbón pulverizado

El carbón pulverizado es el sistema de combustión más ampliamente usado a

nivel global en las plantas termoeléctricas a carbón, también en Colombia, con

excepción de las calderas de Gecelca 3 y Gecelca 3.2, todas las plantas de

generación a carbón actualmente en operación, utilizan carbón pulverizado por

lo tanto existe vasta experiencia en el uso de esta tecnología.

El sistema de combustión de carbón pulverizado consiste en introducir en el

hogar de la caldera el carbón pulverizado mediante una corriente de aire,

llamado aire primario, para la combustión en el hogar de la caldera.

Los sistemas de carbón pulverizado desde el punto de vista operativo cuentan

con una amplia capacidad para soportar y responder a los cambios de carga y

asociados a quemadores de bajo NOX favorecen el control de las emisiones de

estos óxidos.

Combustión en lecho fluidizado

La tecnología de combustión de carbón en lecho fluidizado es uno de los

sistemas más apropiados para quemar carbón de alto contenido de ceniza y

azufre.

La combustión en lecho fluidizado consiste en introducir una mezcla de carbón

triturado y con piedra caliza triturada, en la proporción adecuada para la

captura de los SOx, que se mantiene en suspensión con ayuda de un lecho de

arena mediante la inyección de aire a presión por la parte inferior de la caldera.

La combustión en lecho fluidizado, es utilizada en las calderas de las plantas

térmicas Gecelca 3 y Gecelca 3.2, con importantes resultados.

El sistema, aunque debe ser diseñado para una calidad específica de

combustible, posee gran flexibilidad en la calidad del combustible, facilita el

control de las emisiones de óxidos de nitrógeno debido a que la temperatura de

operación es inferior a la temperatura de formación térmica del NOX y cuando

se quema carbón con contenido de azufre mayor al 1.0%, permite controlar las

emisiones de SOX utilizando con la caliza triturada como absorbente. La

instalación del sistema de manejo de la caliza y el consumo de este material

incrementa los costos de inversión, operación y mantenimiento.

Estas dos tecnologías de sistemas de combustión de carbón que se usan en

Colombia, no son excluyentes entre sí, para utilización en nuevas plantas, por

cuanto la selección de los sistemas de combustión se realiza en función de

múltiples factores, entre otros, las características físico-químicas del carbón, sus

propiedades mecánicas y las normas locales de emisiones atmosféricas.

Operativamente el sistema de combustión de carbón pulverizado es de menor

complejidad, por lo tanto es el que más se utiliza globalmente en la mayor parte de

las plantas de generación eléctrica comparado con el lecho fluidizado, sin

embargo, para observar los límites establecidos en la normatividad ambiental,

para el control de emisiones de SO2, es necesaria la instalación de sistemas

desulfuradores de los gases de la combustión conocidos como FGD (Flue-gas

desulfurization, en inglés) y para el control de NOx, actualmente los quemadores

usualmente son tipo bajo Óxido de Nitrógeno, (Low NOx burners, en inglés).

1.1.5. Emisiones

Las centrales termoeléctricas son consideradas fuentes importantes de emisiones atmosféricas y pueden afectar la calidad del aire en el área local o regional. La combustión que ocurre en las plantas termoeléctricas genera dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) y Material Particulado. La cantidad de cada uno dependerá del tipo y el tamaño de la instalación, las características del combustible y la tecnología del sistema de combustión. Las concentraciones de estas emisiones y su dispersión a nivel de la tierra, se dan como resultado de una interacción compleja de las características de la chimenea, las características de los contaminantes y las condiciones meteorológicas en el área donde se localice la planta.

Como previamente se señaló, la generación térmica de Energía Eléctrica (EE), fundamentalmente se realiza en Colombia a partir de combustibles fósiles, derivados del petróleo, carbón y gas natural, el uso de cada recurso energético tiene sus particularidades en cuanto a costos y efectos ambientales, según el combustible que se utilice para la energía primaria del proceso de generación. Tales efectos ambientales se refieren a la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI), producto de la combustión. Adicionalmente, durante el proceso de combustión se produce Material Particulado (MP) originado por el contenido de ceniza en el carbón y por componentes inertes no combustibles de los combustibles fósiles.

Emisiones de contaminantes de las plantas a carbón

La resolución 1377 de 2015 del MADS modifica la resolución 909 de 2008 en el

Artículo 60.Aprovechamiento energético de residuos y/o desechos no peligrosos,

donde determina los estándares de emisión admisibles de contaminantes en al

aire para equipos de combustión que realicen aprovechamiento energético de

residuos y/o desechos no peligrosos, adicionando y modificando estándares de

emisión, pero conserva los estándares emisiones admisibles de Material

Particulado (MP), Dióxido de azufre (SO2) y Óxidos de Nitrógeno (NOx) presentes

en la resolución 909 de 2008.

En la tabla 7 se muestran los límites admisibles de las emisiones de

contaminantes al aire para las centrales térmicas existentes y nuevas, de

capacidad superior a 20 MW, según el tipo de combustible que utilizan y a las

condiciones de referencia 25 °C y 760 mm Hg con oxígeno de referencia del 11%:

- Material Particulado, MP

- Dióxido de azufre, SO2

- Óxidos de Nitrógeno, NOx

Tabla 7. Estándares de emisión admisibles del MADS

Combustible Plantas Estándares de emisión admisibles (mg/m3) Oxígeno de

referencia MP SO2 NOx

Sólido Existentes 100 2800 760

6% Nuevas 50 2000 600

Líquido Existentes 100 2000 650

3% Nuevas 50 2000 450

Gaseoso Existentes NO APLICA NO APLICA 300

3% Nuevas NO APLICA NO APLICA 300

Fuente de datos: Resolución 909 de 2008 MAVDT

Actualmente no se tiene reportes recientes de las emisiones emitidas por las termoeléctricas a carbón en Colombia. Por lo tanto, se tomaron los datos del estudio realizado en el año 2007 por las estudiantes de la universidad de la Salle Cristina López López y Mónica Viviana Sánchez Quitian, llamado “Diagnóstico de las centrales termoeléctricas en Colombia y Evaluación de alternativas tecnológicas para el cumplimento de la norma de emisión de fuentes fijas”. En la tabla 8 se muestran las emisiones reportadas por cada una de las unidades de los generadores de energía con carbón. Tabla 8. Valores de emisión reportados en concentración

UNIDAD MP (Mg/m3) SOX (mg/m3) NOX (mg/m3)

PAIPA 1 204,64 1385,73 737,07

PAIPA 2 951,4 4041,01 1142,34

PAIPA 3 1403,77 4384,05 1125,55

PAIPA 4 30,81 1669,13 612,83

ZIPA 2 298,21 1492,96 252,89

ZIPA 3 217,24 950,13 182,09

ZIPA 4 38,17 879,47 117,71

ZIPA 5 216,37 949,83 209,07

TASAJERO 30,95 933,46 289

Fuente: Estudio Universidad La Salle

Como se puede observar en la tabla anterior PAIPA 4, ZIPA 4 y TASAJERO son

las únicas unidades que a la fecha del estudio se encontraba cumpliendo al 100%

legalmente con los límites admisibles de emisiones. PAIPA 2 y PAIPA 3 eran las

que más contaminantes aportaban al ambiente, y TASAJERO es la unidad que

menos contaminantes contribuía.

1.1.6. Control de Emisiones

En la actualidad el estado del arte de la tecnología, ofrece variadas alternativas

para el control de emisiones de contaminantes a la atmósfera, que posibilitan la

utilización de carbón en plantas de generación de energía eléctrica conforme a la

normatividad vigente y a los compromisos institucionales. El uso de las

alternativas disponibles en el mercado está supeditada a la composición del

carbón y la selección apropiada debe ser el resultado de los estudios técnicos

correspondientes. Por lo tanto, el aseguramiento de una operación

ambientalmente sostenible de una planta a base de carbón inicia desde el proceso

de selección de los proveedores y el control riguroso de las entregas del

combustible.

A continuación, se presentan algunos de los sistemas de control de emisión de

contaminantes.

Control de Material Particulado (MP).

La ceniza producida en la combustión del carbón pulverizado, el 20% al 30% de la

ceniza, conocida como ceniza pesada o escoria, cae y se retira de la parte inferior

del hogar, lo restante, 70% al 80%, de la ceniza, llamada ceniza volante,

abandona el hogar con los gases de combustión y hay que retirarla de los gases

antes de que salga a la atmósfera.

Un equipo de control de MP tiene la función de: a) retirar las partículas del flujo de

gases; b) impedir que las partículas se puedan reintegrar al flujo de gases y c)

descargar en forma controlada el material recogido.

Los equipos disponibles para el control de MP, de uso más difundido son los

precipitadores electrostáticos (ESP), los filtros de mangas (Bag House) y la

selección es función de las normas de emisiones de MP, las condiciones de

operación de caldera por las características físico-químicas de la ceniza, costos de

capital, de operación y de mantenimiento. Con los dos sistemas de captura de MP

se consiguen eficiencias superiores a 99,5%.

Para el mejoramiento tecnológico de unidades en operación, las características

funcionales del equipo existente de control MP y condiciones singulares de los

gases de combustión, pueden condicionar la selección de los equipos.

Las ventajas del ESP:

- Alta eficiencia global de captura

- Alta confiabilidad frente a pequeños cambios de presión del lado gases

- Estabilidad por variaciones en la humedad y temperatura de los gases

- Mantenimiento reducido

Las ventajas del Filtro de Mangas:

- Alta eficiencia de captura, para cualquier tamaño de partículas

- Alta confiabilidad frente a variaciones del flujo de gases

- Baja incidencia de los componentes químicos de la ceniza

Control de NOx

La combustión de cualquier combustible fósil produce un determinado nivel de

NOx debido a las altas temperaturas y a la disponibilidad de oxígeno y nitrógeno,

tanto en el aire comburente, como en el combustible. El NOx, llamado inmediato,

se forma por la oxidación del nitrógeno estructural del combustible en las zonas

ricas en combustible, por lo que se pueden lograr reducciones significativas en las

emisiones de NOx con mezclas de aire-combustible apropiadas y con la

combustión escalonada. Las emisiones de NOx generadas en los procesos de

combustión están constituidas por un 90% al 95% de NO, y el resto por NO2;

cuando los gases abandonan la chimenea, una gran parte del NO se oxida en la

atmósfera, pasando a NO2.

El control y reducción de las emisiones de NOx se consiguen con técnicas en la

combustión y postcombustión.

Los mecanismos específicos de reducción de NOx de la técnica de combustión

son:

- La velocidad de la mezcla combustible-aire, mediante la instalación de

quemadores de bajo NOx

- La reducción de la disponibilidad de oxígeno en la zona de combustión

inicial con técnicas de combustión escalonada

- La reducción de las puntas de temperatura de la llama mediante la

Recirculación de Gases (FGR)

Reducción de emisiones de NOx postcombustión. Cuando por restricciones se

requieren emisiones de NOx menores de las que económicamente es posible

obtener con modificación de la combustión para alcanzar mayores reducciones, se

aplican técnicas de inyección de reactivos químicos, en la corriente de gases,

aguas abajo de la zona de combustión como la Reducción Selectiva No Catalítica

(SNCR) y la Reducción Selectiva Catalítica (SCR).

En estas tecnologías, el NOx se reduce a N2 y H2, mediante reacciones con un

agente químico que se inyecta en el flujo de gases. Los agentes químicos que se

utilizan en las aplicaciones comerciales, son: el amoniaco y la urea para los

sistemas (SNCR) y el amoniaco para los sistemas (SCR). Con la aplicación de

ambas técnicas de reducción selectiva (SNCR) y (SCR), el resultado final es

similar.

En la información recibida en respuesta a las encuestas practicadas a los Agentes

generadores, no se incluyó reporte alguno de sistemas de control de emisiones de

NOx, instalados en las plantas en operación a carbón.

Control del SO2

La combustión de carbón en las plantas termoeléctricas produce emisiones de

SO2 en proporción al contenido de azufre en el combustible con efecto en la

atmósfera del área circundante de la instalación de la central, dado que cuando el

SO2 gaseoso se combina con agua en estado líquido, se forma una solución

acuosa diluida de ácido sulfúrico H2SO4, que es el componente principal de la

lluvia ácida junto con el ácido nítrico HNO3.

Para el control del nivel de las emisiones de SO2, se han posicionados dos

estrategias consistentes en optar por el consumo de carbón de bajo azufre y/o la

instalación de sistemas depuradores de los gases de combustión (Flue-gas

desulfurization, FGD en inglés).

En la actualidad el estado del arte en el área de las emisiones de SO2 ofrece gran

variedad de procesos y tecnologías de control de las emisiones de SO2, que

generalmente utilizan cal y/o piedra caliza como reactivo para la depuración: los

sistemas más difundidos de FGD son los húmedos y los secos, sin embargo,

existen procesos llamados semisecos. También se utiliza la inyección de

absorbentes en la corriente de gases. Se estima que de la potencia total mundial

con sistemas de FGD, el 85% corresponde a sistemas depuradores húmedos y el

15% restante a depuradores secos. Los sistemas de FGD disponibles permiten

alcanzar más del 95% de eficiencia en la depuración de los gases.

Controles en las termoeléctricas

- Termozipa

Para el control de emisiones de material particulado las unidades están equipadas con precipitadores electrostáticos con eficiencia nominal superior al 99%. Según la encuesta diligenciada por el Agente, las unidades de esta central no disponen de sistemas de control de emisiones de SOx y NOx

- Gecelca

Las unidades 1 y 2 de la Central Termoguajira, con una capacidad efectiva neta de 149 MW y 151 MW, respectivamente, operan a base de gas natural y carbón

Para el control de emisiones de material particulado las unidades están equipadas con precipitadores electrostáticos con eficiencia nominal superior al 99,5%.

La unidad Gecelca 3 y la futura unidad Gecelca 3.2 cuentan con sistemas de combustión en lecho fluidizado para el control de emisiones de SO2 y Filtros de mangas (Bag House)

- Termopaipa

Para el control de emisiones de material particulado las unidades están equipadas con precipitadores electrostáticos con eficiencia nominal superior al 99% y para la mitigación de las emisiones de SOx, las unidades 1 y 3 están equipadas con sistemas de remoción con inyección de absorbente químico.

- Termotasajero

La Central Tasajero 1, con una capacidad efectiva neta de 163 MW, de tecnología convencional opera con carbón pulverizado


La Central Tasajero 2, construida por TERMOTASAJERO S.A. E.S.P.


Para la mitigación de las emisiones de SOx, Tasajero 2 está equipada con equipo desulfurador que utiliza cal como reactivo para remoción de SO2.

1.1.7. Consumo de carbón en plantas térmicas en operación

El consumo de carbón en una planta lo determina el parámetro consumo térmico

específico, que determina la energía requerida para generar una unidad de EE y

se expresa en: Btu/kWh, Mbtu/Mwh, kcal/kWh. Así mismo, a partir del consumo

térmico específico se determina la eficiencia térmica de las unidades de las

plantas y se expresa en %.

Tabla 9. Eficiencia y consumo estimado de carbón en plantas en operación

Central Capacidad

MW Tecnología

Consumo Térmico

Mbtu/Mwh

Eficiencia térmica

%

Consumo equivalente de carbón año 2015, t

ZIPA 2 34 CP 14,6230 23,3% 69.709

ZIPA 3 63 CP 12,8203 26,6% 96.444

ZIPA 4 64 CP 13,6509 25,0% 118.078

ZIPA 5 63 CP 12,3226 27,7% 120.617

GECELCA 3 164 LF 9,5000 35,9% 139.863

GUAJIRA1 149 G+CP 9,8000 34,8% 117.506

GUAJIRA2 151 G+CP 10,2000 33,5% 299.570

PAIPA 1 31 CP 14,9814 22,8% 86.388

PAIPA 2 72 CP 10,7918 31,6% 260.796

PAIPA 3 70 CP 12,2715 27,8% 220.562

PAIPA 4 154 CP 8,8875 38,4% 466.612

TASAJERO1 163 CP 9,1268 37,4% 148.180

TASAJERO2 165 CP 9,7214 35,1% - Fuente: Datos CT XM, cálculos de consumo del consultor

La eficiencia de estas centrales termoeléctricas fluctúa entre 22,8% y 38,4%, esto, como debido a factores como el año de puesta en marcha de cada una de las plantas, al tamaño de las unidades, a los parámetros y a la tecnología del ciclo térmico. Como se desprende de la tabla anterior, para una capacidad total instalada de

1114 MW, en el año 2015 se tuvo un consumo equivalente de carbón de

2.144.324 Ton, cifra bastante representativa.

La información del consumo de carbón en toneladas en las plantas en operación

no está disponible, por lo cual se procedió a realizar el cálculo del consumo

equivalente de carbón, con el procedimiento descrito a continuación.

En primer término, se tomó el consumo histórico de carbón de las termoeléctricas del país según informe operacional de la SIN y Administración de mercado, que se detalla a continuación.

Tabla 10. Consumo de combustible SIN en Mbtu

CONSUMO DE COMBUSTIBLE SIN EN Mbtu

UNIDAD 2011 2012 2013 2014 2015

ZIPAEMG 2 310.569 388.308 1.713.000 1.586.262 1.900.240

ZIPAEMG 3 981.143 1.135.037 2.425.349 2.087.376 2.629.020

ZIPAEMG 4 944.946 1.069.385 2.144.427 2.173.191 3.218.728

ZIPAEMG 5 349.878 1.154.221 2.733.211 2.947.899 3.287.939

GECELCA 3

3.812.578

GUAJIRA 1 1.922.980 3.949.778 7.324.542 6.277.640 3.203.137

GUAJIRA 2 1.627.768 4.456.841 7.543.796 8.435.327 8.166.099

PAIPA 1 1.235.070 1.167.784 2.048.283 2.135.041 2.354.882

PAIPA 2 1.566.386 2.612.496 4.472.378 6.558.142 7.109.156

PAIPA 3 2.098.947 3.358.003 5.509.878 5.570.045 6.012.393

PAIPA 4 3.926.281 4.901.830 10.421.606 12.519.238 12.719.585

TASAJERO 1 1.784.928 2.701.224 3.974.718 2.974.718 4.039.309

TASAJERO 2

500.268

Fuente: SIEL-UPME

Del consumo de combustible en Mbtu, discriminado por plantas, y con base en la

estadística BECO del consumo total de carbón en las térmicas, se determinó un

poder calorífico medio del carbón, que aplicado al consumo calórico en Mbtu en

cada planta, permite determinar una cifra equivalente del consumo de carbón en

toneladas.

Para el efecto, se utilizó un poder calórico de 27,26 GBTU por tonelada de carbón

mineral. Además, se considera el consumo en Auto y cogeneración.

Tabla 11. Consumo histórico de carbón en Plantas de Generación Térmica

CONSUMO DE CARBÓN EN TONELADAS

CENTRAL 2011 2012 2013 2014 2015

ZIPAEMG 2 11.393 14.245 62.841 58.191 69.709

ZIPAEMG 3 35.993 41.638 88.973 76.574 96.444

ZIPAEMG 4 34.665 39.230 78.667 79.723 118.078

ZIPAEMG 5 12.835 42.342 100.303 108.142 120.617

GECELCA 3 - - - - 139.863

GUAJIRA 1 70.544 144.896 268.697 230.292 117.506

GUAJIRA 2 59.714 163.497 276.741 309.446 299.570

PAIPA 1 45.308 42.840 75.140 78.323 86.388

PAIPA 2 57.462 95.838 164.067 240.582 260.796

PAIPA 3 76.999 123.187 202.127 204.335 220.562

PAIPA 4 144.034 179.821 382.312 459.264 466.612

TASAJERO 1 65.479 99.093 134.994 109.126 148.180

TASAJERO 2 - - - - -

CONSUMO PUBLICO

614.426 986.627 1.834.863 1.953.999 2.144.324

CT Auto & Cogeneración (1)

274.187 289.658 210.076 269.783 234.966

TOTAL CONSUMO 888.612 1.276.285 2.044.939 2.223.782 2.379.290

FUENTE: SIEL - Sistema de Información Eléctrico Colombiano

BASE DE CÁLCULO: 27,26 GBTU = TON CARBON EQUIVALENTE

Se puede apreciar en la Tabla 11 que el consumo de energía proveniente del carbón (Mbtu) para las termoeléctricas ha ido creciendo gradualmente desde el año 2011, pero en el 2015 se presenta un aumento considerable en casi todas las termoeléctricas, dado el escenario del fenómeno del niño, que condujo a una alta demanda de energía en el país de las termoeléctricas a carbón.

Figura 2. Comportamiento del consumo del carbón (2011-2015)

Generación del SIN

A diciembre 31 de 2015, la generación anual de energía eléctrica en Colombia fue de 66.548,5 Gwh, 3,5% por encima de la registrada en 2014 para este mismo

-

500,0

1.000,0

1.500,0

2.000,0

2.500,0

COMPORTAMIENTO DEL CONSUMO DE CARBÓN, Kt

2011 2012 2013 2014 2015

período (64.327,9 Gwh). Este crecimiento está asociado principalmente con el aumento en la demanda del SIN. En 2015 se destaca el incremento de la generación térmica con un crecimiento del 12,1% frente a 2014, pasando de una participación del 29% en 2014, al 31% en 2015, mientras la generación hidráulica para 2015 aumentó en un 0,7% frente a 2014. El crecimiento en la generación térmica fue consecuencia del déficit en aportes hídricos evidenciado desde septiembre de 2015 (entre septiembre y diciembre de 2015 ingresaron aportes equivalentes al 57,8% de la media histórica). Este déficit es ocasionado por el fenómeno de El Niño que se desarrolló durante el segundo semestre de 2015. Tabla 12. Generación del SIN

TECNOLOGÍA 2014 Gwh

2015 Gwh

Participación % 2015

Variación % 2014-2015

HIDRÁULICA 42.157,7 42.463,75 63,8% 0,7%

TÉRMICA 18.405,7 20.631,19 31,0% 12,1%

MENORES Y COGENERADORES

3.764,5 3.453,53 5,2% -8,3%

64.327,9 66.548,47

3,5%

Fuente: XM, 2016

En cuanto a la generación de EE en las plantas del país que operan con base en carbón, durante los últimos cuatro años ha tenido un crecimiento sostenido, Tabla 19, y se observa que guarda cierto grado de consistencia con la energía en Mbtu consumida proveniente del carbón relacionada en la tabla 13. El crecimiento del 89% en la EE generada con carbón, registrado en el período de los años 2012-2014, es indicativo de la capacidad de respuesta de los productores, dado que el consumo en toneladas de carbón debió incrementarse proporcionalmente en este período. Tabla 13. Generación y participación por plantas térmicas a carbón, Gwh

PLANTA 2012 2013 2014 2015

ZIPA 2 29,7 0,9% 133,5 2,3% 122,4 2,1% 147,7 2,3%

ZIPA 3 116,4 3,4% 250,6 4,3% 215,2 3,6% 269,571 4,1%

ZIPA 4 117,1 3,4% 237,1 4,1% 239,1 4,0% 355,555 5,5%

ZIPA 5 130,4 3,8% 313,1 5,4% 337,6 5,7% 377,017 5,8%

GECELCA 3 358,668 5,5%

GUAJIRA1 512,8 14,9% 848,8 14,7% 737,3 12,5% 272,502 4,2%

GUAJIRA2 673 19,5% 861,5 14,9% 947,3 16,0% 950,669 14,6%

PAIPA 1 86,5 2,5% 151,8 2,6% 158,2 2,7% 174,465 2,7%

PAIPA 2 204,9 5,9% 350,8 6,1% 514,5 8,7% 557,676 8,6%

PAIPA 3 268,7 7,8% 440,9 7,6% 445,7 7,5% 481,073 7,4%

PAIPA 4 516,1 15,0% 1097,2 19,0% 1318 22,3% 1339,132 20,6%

TASAJERO1 791,5 23,0% 1078,2 18,7% 871,1 14,7% 1183,518 18,2%

TASAJERO2 44,828 0,7%

Totales 3447,1 100% 5763,5 100% 5906,4 100% 6512,374 100%

Fuente: Informes anuales XM

En la tabla siguiente se observa que la capacidad efectiva del recurso térmico a carbón, tuvo una variación menor en la participación en la capacidad efectiva de las plantas del SIN, durante el período de análisis, hasta la parte final de 2015 cuando se inició la operación comercial de Gecelca 3 y Tasajero 2, entre tanto la generación de energía a carbón, a partir de la disminución de los períodos de altas precipitaciones del 2011, tuvo una tendencia creciente para finalizar en el 2015 con una participación del 9,79%.

Tabla 14. Estadísticas de generación de energía 2010-2015 del SIN

GENERACION DE ENERGIA 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Capacidad Efectiva total del SIN, MW 13.289,5 14.420,0 14.361,0 14.559,0 15.489,0 16.420,0

capacidad efectiva Térmica, MW 4.089,0 4.545,0 4.426,0 4.515,0 4.402,0 4.743,0

Capacidad Efectiva Plantas del SIN a carbón, MW 990 991 997 997 1.003 1.548

Proporción en C. E. Plantas del SIN a carbón, % 7,45% 6,87% 6,94% 6,85% 6,48% 9,43%

Generación nacional total anual, Gwh 56.887,6 58.620,4 59.988,9 62.196,6 64.327,9 66.548,5

Generación Térmica, Gwh 15.590,7 9.383,7 11.506,0 16.838,6 18.405,7 20.631,2

Generación anual con carbón, Gwh 1 3.477,4 1.586,6 3.446,1 5.763,5 5.906,9 6.512,4

Proporción de Generación Térmica, % 27,41% 16,01% 19,18% 27,07% 28,61% 31,00%

Proporción de Generación anual a Carbón, % 6,11% 2,71% 5,74% 9,27% 9,18% 9,79%

1 Datos 2010 y 2011 informe UPME 2010-2015

Fuente: Informes XM

Se observa en la presentación gráfica, figuras 3 y 4 más adelante, durante el período de análisis la comparación de la capacidad efectiva de las plantas a carbón frente a la capacidad efectiva total de las plantas del SIN y así mismo se presenta la comparación de la energía generada con carbón frente a la generación total de las plantas del SIN durante el mismo período. En cifras, según la Tabla 14, la capacidad efectiva de las plantas a carbón fluctúa entre el 7,45% y el 9,43% y la generación de energía varía entre 2,7% en el año 2011 y 9,8% en el año 2015. Este segmento de la generación de electricidad a carbón es muy bajo para un país como Colombia que posee carbones térmicos de excelente calidad con amplia demanda internacional. Esta aseveración la confirma el estudio realizado por Fedesarrollo en 2013: “Análisis costo beneficio de energías renovables no convencionales en Colombia”, con base en las cifras de la IEA, el cual reporta que a nivel global en el año 2013 la producción de electricidad con carbón fue del 42%.

Figura 3. Capacidad efectiva del SIN

Figura 4. Generacion de energía

1.1.8. Costos de inversión

Para efectos de la actual investigación y avanzando con el tema de costos hacia

un nivel de mayor detalle, aplicable al caso colombiano, vale resaltar que sobre

costos de capital y de operación para las Carboeléctricas en las regiones

colombianas, se encontró un importante y completo estudio contratado por la

Unidad de Planeación Minero Energética, COSTOS INDICATIVOS DE

GENERACIÓN ELÉCTRICA EN COLOMBIA de Abril de 2005, elaborado por la

firma de ingeniería Integral, en donde se desarrolla y tipifica una estructura general

de Costos de Generación para los combustibles primarios,

-

2.000,0

4.000,0

6.000,0

8.000,0

10.000,0

12.000,0

14.000,0

16.000,0

18.000,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015

C. E. total, MW C. E. carbón , MW

-

10.000,0

20.000,0

30.000,0

40.000,0

50.000,0

60.000,0

70.000,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Generación Total, GWh Generación a Carbón, GWh

En esta sección se presenta aquella que es con base a Carbón, en donde es

manifiesto los detallados procedimientos para el tratamiento de cada componente

de la estructura de costos. Son procedimientos para la determinación de costos

competitivos de obras de infraestructura y que son aplicables a casi todas las

tecnologías y formas particulares de cada tecnología.

A continuación se destacan y resumen del estudio, los costos pertinentes a las

Carboeléctricas de menor tamaño, ello es de 150MW y 300MW que usen

tecnologías de carbón pulverizado y lecho fluidizado típicas en Colombia. Con el

fin de reconstruir y eventualmente facilitar hacer un comparativo en mayor detalle

de costos indicativos de generación en las carboeléctricas en Colombia, se

actualizan los resultados de los costos del estudio de los consultores de Integral

utilizando un deflactor para corrientizar los dólares a los últimos años y para el

componente nacional se consideró la paridad cambiaria hasta finales de 2015.

COSTOS PREOPERATIVOS

Estudios e investigaciones: El inversionista a su criterio podrá incluir diferentes

valores en el estudio de nuevos proyectos que impliquen investigaciones

geológicas, mineras o ensayos de calidad de los carbones.

Predios: Es posible considerar costos unitarios de predios (USD/ha) uniformes en

el territorio nacional. Los requerimientos de área para cada una de las plantas se

muestran en la Tabla 15 Se han determinado a partir del hecho que una planta

Carboeléctrica de 400MW requiere 130Ha.

Tabla 15. Valor de los predios

Planta Requerimiento

(ha) Costo Unitario

(USD/ha) Costo Total

(USD)

PC150 50 4.215,75 210.787,5

PC300 100 4.215,75 421.575,0

ACFBC150 50 4.215,75 210.787,5

INFRAESTRUCTURA

Vías de acceso: Incluye la construcción de vías para la etapa de construcción y

operación del proyecto, en lo referente al suministro de carbón desde los sitios de

acopio de la producción minera o directamente desde las minas. Para cada caso

se consideró una longitud de vía constante ya que las características compactas

de la planta permiten ubicarla en sitios cercanos al combustible y la

infraestructura.

Tabla 16. Valor de las vías


(km) Costo Unitario

(USD/km) Costo Total

(USD)

PC150 5 1.205.162,5 6.025.812,4

PC300 5 1.205.162,5 6.025.812,4 ACFBC150 5 1.205.162,5 6.025.812,4

Línea de conexión: Para cada caso el estudio en su momento consideró una

longitud de línea teniendo en cuenta que las características compactas de la

planta permiten ubicarla en sitios cercanos a la infraestructura eléctrica existente.

Tabla 17. Líneas de conexión


(km) Costo Unitario

(USD/km) Costo Total

(USD)

PC150 10 198.742,5 1.987.425

PC300 10 198.742,5 1.987.425

ACFBC150 10 198.742,5 1.987.425

Campamentos: Las plantas térmicas a carbón y gas se caracterizan por un diseño

modular, compacto y estándar, que permite ubicarlas en lugares cercanos a

pueblos, caseríos y ciudades, sin la necesidad de campamentos para el personal.

Esto ocurre en la mayoría de plantas térmicas del país y por tanto se ha escogido

un valor nulo para este concepto.

OBRAS CIVILES

Las obras civiles requeridas en proyectos térmicos son, menores

considerablemente que las requeridas en centrales hidráulicas. Se identificaron los

siguientes Ítems de inversión.

- Caldera y turbogrupo: Incluye la fundación de la caldera y la construcción

del edificio turbogrupo que alberga la turbina, el generador, y otros equipos.

Éstas son las obras más importantes del proyecto debido al peso y las

especificaciones requeridas. Se estimó como un 13% del valor de los

equipos FOB.

- Plantas de bombeo: Estructura que alberga los requerimientos civiles de la

mayoría de los equipos de bombeo, en especial los relacionados con el

sistema de enfriamiento y el agua de reposición. Se estimó como un 2% del

valor de los equipos FOB.

- Edificio Administrativo y otros: Incluye obras civiles como el edificio

administrativo, la sala de control, el taller de mantenimiento, la cerca de

seguridad, entre otros Se estimó como un 6% del valor de los equipos FOB.

EQUIPOS IMPORTADOS

Se presenta la desagregación de los principales equipos de generación y

auxiliares. Debido al desarrollo tecnológico, la mayoría de equipos de estas

centrales son importados. Para determinar el ítem de equipos se partió del costo

total de equipos FOB para cada planta típica, determinado por el documento

“Estudio para la implementación de Carboeléctricas” tal como se muestra en la

siguiente tabla.

Tabla 18. Costo de los equipos para cada planta típica Planta FOB USD/kW*

Carbón pulverizado 150MW 721,25

Carbón pulverizado 300MW 681,25

ACFBC 300MW 733,75

Fuente: Ecocarbon, 1996. * Precio originalmente en Dólares Americanos 2004

actualizados por el Consultor SSR 2015. ** El dato fue estimado con base en los datos

expuestos para las plantas de carbón pulverizado de 150, 300 y 500MW.

Para determinar el costo de cada uno de los componentes principales de este ítem

se determinó en el estudio su porcentaje respecto al costo total obtenido

anteriormente, según la distribución tal como se muestra en la Tabla 19.

Tabla 19. Distribución costo para los equipos en Carboeléctricas EQUIPO %

Caldera 29

Turbina 11

Generador 6

Manejo Carbón y Cenizas 8

Precip. Electros. 14

Misc. Mecánicos (BOP) 9

Con base en los datos encontrados anteriormente, y cada uno de los conceptos

explicados anteriormente como aranceles, seguros y transporte, entre otros se

determina el costo instalado de los equipos en sitio (Tablas 20 y 21).

Tabla 20. Obras Civiles

Planta

Caldera y turbogrupo Plantas de

Tratamiento y Bombeo

Edfic. administrativo y otros

EQUIPOS %

Costo Total (USD)

EQUIPOS %

Costo Total (USD)

EQUIPOS %

Costo Total (USD)

PC150 13% 13.902.569 2% 2.377.127 6% 6.040.432

PC300 13% 26.260.676 2% 4.490.176 6% 11.409.822

ACFBC150 13% 14.160.784 2% 2.421.278 6% 6.152.622

Tabla 21. Equipos para planta

EQUIPOS PARA

PLANTA

FOB USD/kW

SUBTOTAL USD

DESTINO USD/kW

TOTAL USD

PC150 721,25 108.018.750 1.190 178.488.964

PC300 681,25 204.037.500 1.123 336.956.955

ACFBC150 733,75 110.025.000 1.213 182.015.341

INVERSIONES AMBIENTALES

En este rubro se incluyen los estudios previos e inversiones iniciales en el área

ambiental, no se incluyen los planes de manejo para todas las tecnologías

consideradas.

Tabla 22. Inversiones ambientales

PLANTA % INVERSIÓN COSTO TOTAL

(USD)

PC150 0.44% 831.241

PC300 0.44% 1.538.898

ACFBC150 0.44% 846.008

INGENIERÍA

Considera los costos de diseño, interventoría y administración técnica y ambiental

durante la construcción del proyecto. Se calcula como un porcentaje de la suma

de los costos nacionales, importados y ambientales. Para este aspecto se

consideraron en general un 8% aproximadamente para esta tecnología, tal como

se presenta en la Tabla 23.

Tabla 23. Ingeniería Planta

PLANTA % INVERSIÓN COSTO TOTAL

(USD)

PC150 8% 15.163.105

PC300 8% 28.069.360

ACFBC150 8% 15.432.771

IMPREVISTOS

Obras civiles: Se estiman como un porcentaje del costo total de las obras civiles,

el cual se asume como un 27.5%.

Equipos: Se estiman como un porcentaje del costo total FOB de los equipos, el

cual se asume como un 15.5%. Los valores encontrados se muestran en la Tabla

24.

Tabla 24. Imprevistos

Planta Obras Civiles Equipos

% Inversión Costo Total

(USD) % Inversión

Costo Total (USD)

PC150 27.5% 6.138.035 15.5% 16.133.757

PC300 27.5% 11.594.185 15.5% 30.475.185

ACFBC150 27.5% 6.252.038 15.5% 16.433.412

FINANCIEROS PREOPERATIVOS

Es el sobrecosto dado por la escalación de los costos durante el período de

construcción. Se determina como un porcentaje de la suma de los costos de

inversión, de ingeniería e imprevistos. Las plantas Carboeléctricas requieren

tiempos de construcción menores que las hidráulicas de similar potencia instalada.

Una planta térmica a carbón de 300MW necesita 3 años para su construcción (ver

Tabla 25).

Tabla 25. Financieros Preoperativos

PLANTA CONSTRUCCIÓN

(AÑOS) COSTO TOTAL

(USD)

PC150 3 31.805.830

PC300 3 58.999.825

ACFBC150 3 32.373.412

COSTOS DE LEY PREOPERATIVOS

Un resumen para la tecnología en particular se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 26. Costos de Ley Preoperativos

Planta Fondo Esp. Munic. Pred. preoperativo Sobretasa a predial

% Predial Cos Tot % Av/luo Costo Total

% Inv Costo Total

PC150 40% 84.315 0.36% 2.276,5 0.25% 632,4

PC300 40% 168.630 0.36% 4.553,0 0.25% 1.264,7

ACFBC150 40% 84.315 0.36% 2.276,5 0.25% 632,4

COSTOS OPERATIVOS

Administración, operación y mantenimiento (AOM): Para el cálculo de los costos

AOM, se utilizó un valor aproximado de USD5 / MWh de costos totales AOM para

una planta de 300MW. Puesto que el aplicativo planteado en este proyecto

presenta una estructura que diferencia entre los costos AOM fijos y variables, fue

necesario identificar cada uno de los componentes del costo global. Para ello, se

utilizó la información presente en la literatura, la cual establece que para este tipo

de plantas un 85% de los costos totales AOM son fijos y el restante son variables,

tal como se presenta en la Tabla 27.

Los costos AOM variables corresponden a los gastos de operación, administración

y mantenimiento que son proporcionales a la energía generada. Este valor incluye

los mantenimientos de la turbina, también conocidos como Overhaouls, que se

realizan con base en las horas de operación. Los costos AOM fijos corresponden a

los gastos que no dependen de la generación tales como la vigilancia, aseo y

mantenimientos básicos.

Tabla 27. Costos AOM (USD/MWh)

PLANTA AOM TOTAL FIJOS VARIABLES

PC150 7,10 6.737.009,4 1.190.596,457

PC300 6,02 11.418.660,0 2.017.959,075

ACFBC150 7,11 6.737.009,4 1.190.596,457

Combustible principal y substituto: El consumo de combustible principal se

determina con base en la eficiencia de la planta, la capacidad, y el factor de planta

asignado por el usuario. Se ha supuesto una eficiencia de 36.1% para todas las

plantas de carbón pulverizado y 35% para la ACFBC puesto que las referencias no

indican una variación significativa de este parámetro con el tamaño de la planta.

El costo del combustible (carbón) se determina con base en los precios del

recurso encontrados para las diferentes zonas y considerando los aspectos

anteriormente citados, tal como se muestra en la Tabla 28.

En el caso del combustible substituto el estudio ha considerado el Gas Natural

para la planta de 150MW, puesto que ésta es la configuración más común en el

mercado colombiano tal como lo demuestran las plantas de Termoguajira y

Termocartagena.

El proceso de pulverización del carbón es útil puesto que su combustión es igual al

Gas Natural y en general las calderas de carbón pulverizado pueden utilizar el gas

para generar el vapor sin modificaciones.

Para el caso de la planta operando con gas natural, si se ha adicionado el costo

de los equipos de manejo y compresión de gas, como también el del gaseoducto.

Sin embargo, puesto que el Gas Natural es un recurso que no está presente en

todas las regiones del país, esta opción de combustible substituto sólo aplica para

las regiones que cuentan con ambos combustibles.

La operación con combustibles substitutos líquidos, como Diesel o Fuel Oil, no es

considerada en el modelo del estudio. Los combustibles líquidos son usados

ampliamente en las centrales colombianas pero son considerados únicamente en

emergencias o arranques debido a su costo, y por tanto no es adecuado

considerar un costo general de generación, como el del aplicativo, basado en su

uso. Estos combustibles son en general más costosos que el Carbón y el Gas

Natural, debido a las estrechas reservas con las que cuenta el país y la alta

presión que ejerce sobre el consumo el parque automotor.

Tabla 28. Costos del combustible

Zona/Planta USD/AÑO

PC150 PC300 ACFBC300 GAS

NATURAL

La Guajira y El César 12.242.290 24.484.580 12.627.048 21.586.656

Valles de los ríos Sinú y San Jorge

17.593.179 35.186.357 18.146.107 19.906.007

Montaña Santandereana

11.849.300 23.698.599 12.221.706 NA

Montaña Antioqueña 11.828.661 23.657.322 12.200.419 26.555.304

Magdalena Medio y Altiplano Cundiboyacense

10.927.584 21.855.168 11.271.023 27.073.636

Valle del Río Cauca 12.345.691 24.691.384 12.733.699 35.452.448

Cordillera Central meridional

6.433.779 12.867.558 6.635.983 19.611.007

Altiplano de Popayán Macizo Colombiano

11.963.732 23.927.466 12.339.736 NA

MANEJO AMBIENTAL

En este rubro se incluyen los planes de manejo ambiental y de las medidas

necesarias para cubrir contingencias en esa área. Los costos se determinaron con

base en el estudio de la UPME 2001 Construcción y aplicación de un sistema de

indicadores de costos de gestión ambiental para el desarrollo sostenible del sector

eléctrico colombiano, realizado por TRACTEBEL y MEJÍA VILLEGAS y se

presentan en la siguiente tabla.

Tabla 29. Operativos ambientales

Planta % Inversión Costo Total (USD/año)

PC150 0.15% 284.620

PC300 0.15% 526.923

ACFBC150 0.15% 289.675

SEGUROS

Corresponde a los gastos por pago de seguros varios que el proyecto deberá

asumir anualmente, para la normal cobertura de riesgos considerados en los

diferentes proyectos. Este rubro es estimado como un porcentaje de los costos

directos de inversión, tal como aparece a continuación.

Tabla 30. Seguros

Planta % Equipos y obras Costo Total (USD/año)

PC150 1% 1.735.376

PC300 1% 3.242.353

ACFBC150 1% 1.766.864

CARGOS DE LEY OPERATIVOS

Un resumen para cada tecnología en particular se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 31. Cargos de ley operativos (USD/año)

Planta Indust. y

Com. Transf.

Eléctricas Predial

Sobretasa al Predial

Ley Eléctrica

F AZNI

PC150 21.320 775.529 759 211 67.370 553.950

PC300 42.639 1.551.059 1.518 422 114.187 1.107.899

ACFBC150 21.320 775.529 759 211 67.370 553.950

1.1.9. Costos asociados a los tipos de generación

Recientes estudios indican que hoy son billones de dólares los que se gastan

cuidando que las industrias infantes, la solar y la de energía eólica, sean la

esperanza para que estas, algún día, reemplacen las de combustibles fósiles, con

el fin de que se reduzca drásticamente la cantidad de dióxido de carbono emitido a

la atmósfera.

La idea al parecer estaría funcionando. El precio de los paneles fotovoltaicos se

han reducido a la mitad desde el año 2008 y el costo de capital de una planta de

energía solar, de los cuales los paneles le representan un poco menos de la mitad

de capital, se redujo en un 22% en el 2010.

En algunas regiones soleadas del mundo, la energía solar le está suministrando

electricidad a la red tan económicamente como lo hacen las Carbotérmicas o las

plantas eléctricas a gas. Pero, mientras que el costo de un panel solar es fácil de

calcular, su costo de la electricidad generada es más difícil de valorar. No sólo

depende del combustible utilizado sino también depende del costo del capital (las

centrales toman años para construir y duran décadas), en la cantidad de tiempo

que opera una planta, y en si esta genera energía en las horas de mayor

demanda.

Para tener en cuenta todo esto, los economistas utilizan el "costo nivelado de la

energía" (LCOE, siglas en inglés), que es el valor presente neto de todos los

gastos operativos y de capital de una unidad de generación durante su vida útil,

dividido por el número de megavatios hora de electricidad que se espera

suministre.

Pablo Joskow, del Instituto de Tecnología de Massachusetts, (MIT) señala que el

problema es que los costos nivelados ya no toman en cuenta los costos de

intermitencia. Por ejemplo, la energía eólica no se genera en un día sin vientos o

la energía solar en la noche pero estos no están incluidos en el costo nivelado de

las energías renovables, por consiguiente las plantas de energía convencional

deben mantenerse en estado de alerta.

La demanda de electricidad también varía durante el día, de manera que el

suministro de la generación eólica y solar pueden no coincidir, por lo que incluso si

las energías renovables tienen el mismo costo nivelado que las convencionales, el

valor de la energía que producen puede ser inferior. En resumen, los costos

nivelados son pobres para hacer la comparación de las diferentes formas de

generación de energía.

Para manejar ese problema Charles Frank del Brookings Institution, utiliza un

análisis de rentabilidad para clasificar las diversas formas de energía.

Los costos incluyen los de la construcción y operación de las centrales eléctricas,

y los costos asociados a determinadas tecnologías, como es el de nivelar la red

eléctrica cuando la planta eólica o las plantas solares se desconectan o con la

disposición de barras de combustible nuclear utilizado.

Los beneficios de la energía renovable incluyen el valor del combustible que se

habría utilizado si las centrales de carbón o gas habrían producido la misma

cantidad de electricidad y la cantidad de emisiones de dióxido de carbono que se

eviten. La grafica a continuación ilustra dichos costos y beneficios.

Figura 5. Costos y beneficios netos por año por MW en comparación con la generación de carga base de carbón

FUENTE: Gráfico tomado de: Sun, wind and drain. The Economist, Jul 26th 2014.

Como conclusión principal, el costo asociado hace que la energía eólica y solar

sean mucho más caros que los que aparecen en la base de los costos nivelado.

El señor Frank tomó cuatro tipos de energía con cero carbono de emisión (energía

solar, eólica, hidroeléctrica y nuclear), además de una variedad de emisión de bajo

carbono (un tipo especialmente eficiente con la planta que queme gas), y los

comparó con varios tipos de energía convencional. Obviamente, las plantas de

energía con bajo y/o ningún carbono no evitan las emisiones cuando estas no

están trabajando, aunque si incurren en algunos costos.

De lo anterior también se concluyó que las plantas de energía nuclear, que operen

en alrededor del 90% de su capacidad, evitan casi cuatro veces más CO2 por

unidad de capacidad, similarmente las turbinas de viento que funcionen en

alrededor del 25% evitan seis veces más que los paneles solares hacen.

Si se asume un precio del carbono de US $ 50 por tonelada, muy por encima de la

mayor parte de los precios reales, la energía nuclear evita más de $400,000

dólares de costo por las emisiones de carbono por megavatio (MW) de capacidad,

en comparación con la energía solar que es de sólo $ 69.500 y para el viento de $

107.000.

Sin embargo, las centrales nucleares son muy costosas construir. Una nueva

planta en Hinkley Point, al suroeste de Inglaterra, por ejemplo, es probable que

cueste al menos $27 mil millones de dólares. Tampoco son comercialmente

asegurables. No obstante, el hecho de que se operen durante el día y la noche las

hace que sean sólo un 75% más cara de construir y operar por MW de capacidad

que una planta de energía solar, concluye la investigación en referencia.

Adicionalmente, para determinar el costo total o beneficio, el costo de

mantenimiento en las plantas de combustibles fósiles operando, mientras están

ociosas las plantas solares y eólicas, también debe ser tenido en cuenta. El señor

Frank llama a estos "costos de capacidad eludido" - Los costos en que se habría

incurrido si no se habían construido las plantas de energía verde.

Así las cosas, un parque eólico de 1 MW funcionando a 25% de la capacidad

aproximadamente puede reemplazar sólo alrededor de 0.23 MW de una

carboeléctrica funcionando a un 90% de la capacidad. Las plantas solares sólo

funcionan al 15% de la capacidad, por lo que pueden sustituir incluso menos. Por

ello, serán necesarias siete plantas solares o cuatro parques eólicos para producir

la misma cantidad de electricidad a través del tiempo por una planta a carbón de

un de tamaño similar. Y, todos los extras por la capacidad adicional, sean solar y/o

eólica, es costosa.

Costos Asociados

Si todos los costos y beneficios se suman utilizando el cálculo del señor Frank, la

energía solar es, por mucho, la forma más cara de reducir las emisiones de

carbono. Su precio es de $ 189.000 por cada 1 MW por año de energía, si es para

reemplazar una carbotérmica. El viento es el siguiente más caro. La energía

hidráulica proporciona un beneficio neto modesto. Pero la tecnología más efectiva

de costos de emisión cero es la energía nuclear.

El comportamiento es similar por cada 1MW de capacidad si se reemplaza por gas

en lugar del carbón.

Vale recordar que todo esto supone un precio del carbono de US $ 50 por

tonelada. Si se utilizan los precios reales de carbono (por debajo de $ 10 en

Europa) ello hace que la solar y la eólica se vean aún peor. El precio del carbono

por tonelada tendría que subir a $185 para que la energía solar eventualmente

muestre un beneficio neto.

Por supuesto, existen variedad de razones para elegir una forma de energía sobre

otra, incluidas las de emisiones de los contaminantes distintas del CO2 y el miedo

a los accidentes nucleares. Aunque el autor no se fija en ellas, sin embargo sus

resultados tienen implicaciones políticas profundas.

Actualmente, la mayoría de los países ricos y China subsidian la energía solar y

eólica para ayudar a frenar el Cambio Climático. Sin embargo, esta forma es la

más cara de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Mientras tanto,

en Alemania y Japón, se corroen sus plantas nucleares, entre otros varios países,

que en términos de reducción de carbono son más baratas.

La implicación de la investigación presentada es clara y nos sirve para este

estudio: Los gobiernos deben centrarse en la reducción de emisiones de cualquier

fuente en lugar de centrarse en el aumento de ciertos tipos de energía renovable.

1.1.10. Costos de abatimiento

Las plantas térmicas instaladas en Colombia a partir de la década de los años 70

fueron equipadas con ESP para el control de las emisiones de MP, con aceptables

resultados operativos y a las plantas más antiguas que tenían instalados

separadores ciclónicos, éstos se reemplazaron por ESP, por lo tanto, los costos

del control de MP en las plantas en operación son los generados por los AOM

(administración, operación y mantenimiento) relacionados con tales sistemas.

El control y reducción de las emisiones de NOx se consiguen con modificación en

la combustión con quemadores de bajo NOx que pueden reducir del 30% al 70%

los óxidos de nitrógeno, con un costo de capital estimado inferior a $US 20 por kW

y un pequeño aumento en los costos de operación y mantenimiento. La reducción

de emisiones de NOx postcombustión con Reducción Selectiva No Catalítica

(SNCR) y la Reducción Selectiva Catalítica (SCR): con los sistemas SNCR

pueden eliminar el 30% al 70% de los óxidos de nitrógeno, a un costo de capital

promedio estimado de $US 30 por kW y un aumento moderado en los costos de

AOM. Y con las unidades SCR puede eliminar el 70% al 90% de los óxidos de

nitrógeno, a un costo de capital promedio estimado de $US 60 por kW y un

aumento significativo en los costos de AOM.

Para el control del nivel de las emisiones de SO2, en caso de adoptar la estrategia

de optar por el consumo de carbón de bajo azufre, inferior al 1%, el costo del

abatimiento se deriva del costo del combustible de mejor calidad. La oferta de

procesos y tecnologías de control de emisiones de SO2 como la inyección de

sorbente pre-ESP, puede reducir entre el 30% y el 70% el SO2, a un costo de

capital estimado promedio de $US 75 por kW y la inyección de sorbente post-ESP

que los puede reducir entre el 70% y el 90%, a un costo de $US 125 por kW. Sin

embargo, las unidades FGD húmedos y semisecos pueden reducir el SO2 en los

gases el 70% al 95%, a un costo de capital estimado promedio de $US 130 por

kW. Los costos de AOM de los FDGs son importantes en la evaluación de la

inversión, debido al consumo de potencia (del orden de 1%-2% de la electricidad

generada), los productos químicos utilizados y a la eliminación de residuos del

proceso.

En el caso de las plantas con base en carbón como combustible principal, en

proyecto, la Agencia Internacional de Energía (AIE) sugiere que el costo anual

nivelado de la energía (LCOE, en inglés) adicional de un sistema de FDG, para

una planta térmica de carbón diseñado para eliminar el 90% SO2, varía de 10% al

14%.

1.1.11. Comparativo entre plantas térmicas

La evolución de la tecnología de las plantas térmicas para generación de EE con

base en carbón ha permitido reducir el consumo de carbón por kWh generado,

conocido como consumo térmico específico (Heat Rate, en inglés) hecho que tiene

como consecuencia la disminución de la emisión de contaminantes asociados al

carbón combustible. Tal hecho se deriva del gradual aumento de la eficiencia por

mejoras sustanciales en los sistemas de combustión, los aumentos de eficiencia

en las calderas y el aumento de presión de trabajo de las turbinas, teniendo como

resultado el incremento en la capacidad nominal de las unidades de generación. El

aumento en la capacidad de las unidades ha sido paralelo al desarrollo de

tecnologías para el control de las emisiones para una generación de EE

sostenible.

En la Tabla 32 se presenta el ejercicio comparativo entre plantas en operación,

con los datos de la información secundaria, adoptando el carbón del área

carbonífera Tunja-Paipa-Duitama y una Planta Térmica de Tecnología Actual

(PTTA) típica.

Tabla 32. Comparativo entre Plantas Témicas

Planta Capacidad

MW

Año de

entrada en

operación

Consumo

térmico Mbtu/Mwh

2015

Eficiencia

térmica

%

Consumo específico

de carbón año

t /Mwh 2015

PAIPA 1 31 1933 13,4977 25,3% 0,543

PAIPA 4 154 1997 9,4984 35,9% 0,382

PTTA 500 Actual 8,500 40,1% 0,342

Fuente: Datos XM y cálculos del consultor

En el cuadro se observa la disminución de la cantidad de carbón entre los

diferentes tipos de planta de Paipa 1 a Paipa 4, donde se reduce el consumo

específico de carbón en un 30% y en una planta PTTA se reduce en 37%, como

resultado de la evolución en las tecnologías aplicadas.

1.2. PRODUCCIÓN DE CARBÓN Y CAPACIDAD INSTALADA

En este item se compila la información disponible sobre aspectos técnicos como

reservas, producción, calidad del carbón y se realiza un breve diagnóstico del

panorama de la minería en los departamentos objeto de estudio, donde se hace

una descripción sobre el sistema de extracción transporte, rendimientos, costos,

infraestructura y equipos, etc, de tal manera que permita disponer de información

representativa para el consecuente análisis.

1.2.1. Producción Nacional de carbón

A continuación se presenta el histórico de la producción por tipo de carbón, antracita, metalúrgico y térmico, para los últimos diez años. Tabla 33. Producción Nacional por tipo de carbón

PRODUCCIÓN POR TIPO DE CARBÓN (Miles de Ton)

AÑO Antracita Metalúrgico Térmico Total

2006 4,8 2.767,55 63.419,52 66.191,86

2007 5,49 3.306,04 66.590,68 69.902,20

2008 5,93 5.305,11 68.191,05 73.502,10

2009 150,09 2.536,53 70.120,79 72.807,41

2010 2,03 4.571,21 69.776,89 74.350,13

2011 1,49 4.418,98 81.382,76 85.803,23

2012 0,59 4.906,14 84.117,60 89.024,32

2013 3,2 4.892,93 80.599,93 85.496,06

2014 5,62 5.104,12 83.468,23 88.577,98

2015 7,13 4.823,87 80.716,51 85.547,51

Fuente: Datos del SIMCO, Edición Consultor.

Durante este período, la producción de carbón en el país mostró una dinámica creciente, al pasar de 66.1 Mton en el año 2006 a 85.5 Mton en el año 2015, alcanzando la producción máxima en el año 2012 con 89.0 Mton. Sin embargo

desde ese año hasta el último año reportado, se observa un comportamiento de altibajos en la producción nacional. En cuanto al tipo de carbón, se puede observar que la mayor producción está dada por carbones térmicos, donde para el último año reportado (2015) se alcanza una producción de 80.7 Mton, que representa una participación del 94.35%, seguida de carbón metalúrgico que aporta el 5.64 %. Figura 6. Producción Nacional por tipo de Carbón

Fuente: SIMCO

1.2.2. Panorama de la minería en los departamentos objeto de estudio.

Con el fin de tener un panorama de la minería en los departamentos objeto de

estudio, se procede a la descripción de las principales actividades de extracción,

inventarios, infraestructura y equipos utilizados para la producción de carbón

térmico, tomando como referencia debase el estudio Caracterización de la

cadena de abastecimiento del carbón en Colombia, 2012, documentos varios y

conocimiento del consultor.

ANTIOQUIA

Para esta descripción se toma el distrito minero de Amagá que comprende las

zonas mineras de los municipios de Amagá, Angeolópolis, Fredonia, , Venecia y

Titiribi.

Tabla 34. Panorama de la minería en el departamento de Antioquia

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ANTRACITA METALURGICO TERMICO

ANTIOQUIA

EXTRACCIÓN

Los métodos de cámaras y pilares y de ensanche de tambores, son los métodos tradicionales empleados para la extracción del mineral, sin embargo los concesionarios medianamente tecnificados utilizan el método de tajo largo y tajo corto, ya que cuentan con las herramientas y equipos para realizarla,. El grado de tecnificación de las operaciones en las pequeñas concesiones es bajo ya que las operaciones de arranque, apilación y transporte del mineral se realizan manualmente (Pico y pala).

INFRAESTRUCTURA

La mayoría de concesionarios realizan únicamente la labor minera de extracción, es por esto que solo cuentan con la infraestructura de explotación subterránea, en superficie cuentan con patios de acopio e instalaciones de intendencia minera, El distrito posee vías secundarias y terciarias en mal estado, y no posee capacidad de inversión para mejorarlas.

TRANSPORTE A SUPERFICIE

El transporte del mineral a superficie generalmente se realiza en coches, vagones, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, el descargue en superficie se realiza volteando manual o mecánicamente los vagones y por acción de la gravedad el mineral cae al lugar de apilación.

PROVEEDORES

La madera y los explosivos son el mayor insumo que consume la minería del carbón en la región. El transporte en gran porcentaje corre por cuenta de los proveedores que suministran la mercancía; El distrito utiliza la red de proveedores locales de maquinaria y equipos, el único proveedor de explosivos autorizado es Indumil.

CARACTERISTICAS MAS RELEVANTES

La cercanía del distrito minero con su principal cliente (Industria del área Metropolitana de Medellín), permite el transporte ágil y efectivo desde los patios de acopio a los centros de consumo. La inexistencia de planes adecuados de labores mineras durante las fases de exploración y montaje de la concesión, permitieron que en el distrito se ubiquen concesionarios cuya única finalidad es la actividad extractiva del carbón, los cuales practican una minería escasamente tecnificada, sin planeación ni diseño de operaciones, hoy caracterizada por aumento de extracción ilícita de carbón.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en

Colombia-2012 pag 57. Edición: Consultor.

CÓRDOBA

Para esta descripción se toma el distrito minero de Montelibano – San Jorge,

donde los carbones se encuentran en el valle del rio San Jorge entre las serranías

de San Jeronimo y Ayapel, en el departamento de Córdoba.

Tabla 35. Panorama de la minería en el departamento de Córdoba

CÓRDOBA

EXTRACCIÓN

El sistema que ha sido utilizado es el de cielo abierto, aplicando el método de Cortas, Open Pit. Aquí utilizan la combinación pala - camión. Dentro de las características fundamentales de la explotación se tiene que el 90% del material arrancado requiere de voladura; en el 10% restante, utilizan tractores de gran tamaño. El

equipo utilizado es relativamente pequeño y consiste en palas con capacidad, en el cucharón, hasta de 3 m3 y camiones de hasta 25 t. Toda la operación y demás servicios de apoyo son totalmente mecanizados.

INVENTARIOS En los patios de almacenamiento se utilizan procesos de recepción, gestión de inventarios, preparación de pedidos y despacho, propios del concesionario.

INFRAESTRUCTURA

La infraestructura del distrito minero corresponde a la del Concesionario, quien cuenta con el Montaje para actividades de extracción, planta de beneficio, infraestructura vial e instalaciones de intendencia Minera. La infraestructura de transporte está compuesta por carreteras y caminos y por el sistema fluvial del rio Cauca-Magdalena. Existen un conjunto de vías secundarias y terciarias que desprenden de la red primaria hacia el sur del distrito.

APROVISIONAMIENTO Aunque el método utilizado es de Open Pit, la maquinaria y equipo utilizado no es de tamaño y capacidad similar a las de Drummond y Cerrejón, El proveedor de explosivos y detonadores ha sido Indumil.

TRANSPORTE

El transporte del carbón se efectúa por vía terrestre hasta Cartagena utilizando la carretera Puerto Libertador - Montelíbano donde se empata con la carretera Caucasia - Montería - Cartagena. La producción se destina al consumo interno y tiene como destinos Cartagena y la planta de Cerromatoso en Montelíbano y la térmica.


Hay tecnificación y estandarización de los procesos de beneficio, ya que se requiere de un solo tipo de carbón con propiedades y características comunes para la fabricación de Clinker. Las herramientas y equipos de las plantas de beneficio tienen un alto grado de tecnificación. El poder calorífico, la humedad y el porcentaje de cenizas hacen que los carbones presentes en el distrito sean considerados de baja calidad (INGEOMINAS, 2004), es por esto que su uso y comercialización se destina únicamente para consumo regional sin dar cabida a exportaciones.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en Colombia-2012 pag 57 y 66. Edición: Consultor BOYACÁ

Para esta descripción se toma el distrito minero Paz del Rio el cual incluye la

actividad minera de los municipios de Tibasosa, Nobsa, Corrales, Santa Rosa de

Viterbo, Belén, Paipa, Duitama, Pesca, Firavitoba, Iza, Tépaga, Socha, Tasco,

Socotá, Monguí, Jericó, Paz del Rio.

Tabla 36. Panorama de la minería en el departamento de Boyacá

Boyacá

EXTRACCIÓN

Los métodos de laboreo más aplicados corresponden al de cámaras y pilares, ensanche descendente de tambores y los de tajos cortos y largos con derrumbe dirigido. En las diferentes explotaciones no es fácil distinguir el método utilizado, porque muchas de ellas no alcanzan la etapa de desarrollo minero propiamente dicha, sino que el carbón lo

obtienen de las labores ejecutadas en las etapas de preparación del socavón.

INFRAESTRUCTURA

Se infiere que los concesionarios de la región cuentan con infraestructura para los procesos de extracción beneficio y transformación, los comercializadores cuentan con plantas propias de beneficio y transformación del mineral comprado en boca de mina, el distrito cuenta con patios de acopio, plantas de lavado e infraestructura vial para el transporte y comercialización de carbones térmicos y coque.

PROVEEDORES

En general estos servicios son ofrecidos por las cooperativas de mineros, las ferreterías, los distribuidores especializados y las ferrerías. En estos establecimientos se comercializan entre otros lámparas, martillos, picas, palas, cable, cascos y botas; en el caso de los equipos, se consiguen coches, rieles para transporte interno, motobombas, compresores, plantas de energía, malacates y herramientas neumáticas y eléctricas.


Se puede aseverar que el transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, en algunas concesiones se utilizan bandas transportadoras

TRANSPORTE

Para el transporte y abastecimiento de la industria regional se utilizan el transporte vial mediante flota propia o tercerización de volquetas, camiones y tractomulas de 10, 20 y 40 toneladas, El carbón es transportado en camiones o tracto mulas para ser comercializado con empresas locales tales como cementos Boyacá, Acerías Paz del Río y la Termoeléctrica de Paipa. El carbón coquizable se utiliza para abastecer industrias de los departamentos de Valle del Cauca, Tolima y Antioquia. Sin embargo la mayoría de carbón coquizable es exportado por el puerto de Buenaventura.


La ubicación central del distrito minero dificulta el proceso de comercialización y distribución del producto, los costos de exportación de los carbones térmicos que se producen en la región son 40% superiores a los proyectos mineros en la Costa Atlántica, de ahí que no son competitivos.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en Colombia-2012 pag 57 y 70. Edición: Consultor

CUNDINAMARCA Para esta descripción se toma el distrito minero de Zipaquirá el cual abarca la

actividad minera de los municipios de Cogua, Cucunubá, Guachetá, Lenguazaque,

Sutatausa, Tausa, Zipaquirá.

Tabla 37. Panorama de la minería en el departamento de Cundinamarca

Cundinamarca

EXTRACCIÓN

Los métodos de laboreo más aplicados corresponden al de ensanche descendente de tambores, y cámaras y pilares. Las características generales de las explotaciones mineras en esta zona, a excepción de pocas minas medianamente tecnificadas, corresponden a laboreo sin planeamiento minero definido, la gran mayoría de las explotaciones corresponden a pequeñas unidades productivas, adelantadas por explotadores empíricos sin ninguna dirección técnica y con

limitaciones de tipo económico.

INFRAESTRUCTURA

Algunos concesionarios de la región cuentan con infraestructura para los procesos de extracción beneficio y transformación, los comercializadores cuentan con plantas propias de beneficio y transformación del mineral comprado en boca de mina. El acceso desde las vías principales a las minas, se realiza a través de caminos con bajas especificaciones, situación que se traduce en altos costos de transporte.

PROVEEDORES

Aunque en la región se construyen algunos equipos como las vagonetas y los carros utilizados dentro de la mina, existen otros, como los malacates que no han sido desarrollados en la zona, en especial los rieles son importados. Los proveedores en las operaciones primarias de extracción, son Indumil (Explosivos) y la industria local de maderas, para soportes y entibación de explotaciones subterráneas.


El transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, algunas concesiones utilizan bandas transportadoras

TRANSPORTE

El carbón extraído de los municipios de Cogua, Cucunubá y Zipaquirá se distribuye a los centros de acopio de Bogotá para la comercialización a nivel nacional. El transporte de carbón coquizable hacia el puerto de Buenaventura se hace a través de tracto camiones de cinco y seis ejes con capacidades de cargue de 35 toneladas netas. El mineral también se puede exportar por los puertos de Santa Marta, Barranquilla y Cartagena a través de transporte terrestre.


La producción está condicionada por los requerimientos de un mercado inestable.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en Colombia-2012 pag 72. Edición: Consultor.

NORTE DE SANTANDER Para esta descripción se toma el distrito minero el Zulia, el cual incluye los

municipios de Cúcuta, Chinácota, Chitagá, El Zulia, Los Patios, Pamplona,

Salazar, San Cayetano, Sardinata, Tibú y Villa del Rosario.

Tabla 38. Panorama de la minería en el departamento de Norte de Santander

NORTE DE SANTANDER

EXTRACCIÓN

La explotación de carbones se realiza utilizando el método de cámaras y pilares donde el espesor del manto sobrepasa los dos metros y con inclinación menor de 50° y el método de tajo largo con derrumbe dirigido donde los mantos son menores a dos metros y su buzamiento es mayor de 50°. El sostenimiento de las vías de acceso subterráneas y galerías de preparación se realizan con madera y la ventilación de las minas es natural. El arranque, en un 50%, lo realizan manualmente; el transporte interno más utilizado es la carretilla y la vagoneta.

INVENTARIO En los patios de almacenamiento se utilizan procesos de recepción, gestión de inventarios, preparación de pedidos y despacho.

INFRAESTRUCTURA

Los concesionarios de la región cuentan con infraestructura para los procesos de extracción beneficio y transformación, los comercializadores cuentan con plantas propias de beneficio y transformación del mineral comprado en boca de mina.

PROVEEDORES

Los proveedores en las operaciones primarias de extracción, son Indumil (Explosivos) y la industria local de Maderas, para soportes y entibación de explotaciones subterráneas, las labores de almacenamiento de materia prima aplica únicamente para los explosivos.


El transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, en algunas concesiones se utilizan bandas transportadoras

TRANSPORTE

La exportación del mineral se realiza por carretera con camiones con capacidad de 35 toneladas. Se puede exportar el mineral a través de los puertos de San Francisco y puerto de carbones del Caribe en el Golfo de Maracaibo en Venezuela El puerto de San Francisco es de uso público al cual llegan buques Handysize. El transporte a través de territorio venezolano está sujeto a todos los vaivenes propios del transporte internacional por carretera, lo cual implica demoras en el cruce de frontera, controles a lo largo del recorrido.


El carbón térmico se suministra a la Termoeléctrica y algunas industrias. La exportación a través de Venezuela se dificulta por razones de infraestructura y razones políticas, lo cual ha generado el análisis de rutas alternas que facilitan la utilización de los puertos colombianos del Atlántico. Las exportaciones de carbón de Norte de Santander tienen, en su condición logística, la red con mayor dificultad y la coyuntura de mercado más frágil, dada las circunstancias del mercado natural que ha sido el venezolano y las decisiones unilaterales para los productos colombianos.


Colombia-2012 pág. 74 y 75. Edición: Consultor.

VALLE DEL CAUCA Para el caso de Valle del Cauca se toma el distrito minero de Buenaventura el cual

comprende la actividad minera registrada en los municipios de Bolivar,

Buenaventura, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Cali, Candelaria, el Dovio,

Ginebra, Jamundi, Sevilla, Yumbo en el departamento del Valle.

Tabla 39. Panorama de la minería en el departamento de Valle del Cauca

VALLE DEL CAUCA

EXTRACCIÓN

El sistema tradicional de explotación ha sido el de minería subterránea. Dependiendo del grado de buzamiento y de las condiciones estructurales, los métodos más utilizados en la zona son: El de testeros (escalones invertidos con relleno) para buzamientos mayores de 60° y los de ensanches de tambores, y cámaras y pilares para buzamientos menores a 60°.

INVENTARIO En los patios de almacenamiento se utilizan procesos de recepción, gestión de inventarios, preparación de pedidos y despacho

INFRAESTRUCTURA Algunos concesionarios poseen infraestructura media para realizar la actividad Minera, (Extracción Mecanizada, Plantas de Beneficio) e

Intendencia Minera, Vías de Acceso, Oficinas y Campamentos, sin embargo en el distrito predomina la extracción ilícita de carbón la cual es practicada artesanalmente sin contar con ningún tipo de infraestructura de apoyo para la operación.

APROVISIONAMIENTO

Los proveedores en las operaciones primarias de extracción, son Indumil (Explosivos) y la industria local de maderas, para soportes y entibación de explotaciones subterráneas, las labores de almacenamiento de materia prima aplica únicamente para los explosivos.

TRANSPORTE

Para el transporte del mineral a la zona industrial del Área Metropolitana de Cali- Yumbo y de municipios vecinos, se utiliza la carretera Popayán – Cali. El Valle del Cauca ha sido productor tradicional de carbón, pero su vocación exportadora no ha sido evidente.


La cercanía del distrito minero con su principal cliente (Complejos Industriales del Valle del Cauca), permite el transporte ágil y efectivo desde los patios de acopio a los centros de consumo. El poder calorífico, la humedad específica y el porcentaje de cenizas hacen que los carbones presentes en el distrito sean considerados de baja calidad, es por esto que su uso y comercialización se destina únicamente para consumo regional.



De estudios recientes (UPME 2014) y del conocimiento del consultor, se puede

establecer que en los departamentos de Norte de Santander, Boyacá y

Cundinamarca, la tecnología utilizada para el arranque muestra la utilización del

martillo neumático (51%), seguido por la pica y la pala (28%), en tercer lugar se

encuentran los explosivos (16%), la de menor utilización es la retroexcavadora por

ser utilizada solamente para el único caso de minería de cielo abierto en

Santander. Sobre el transporte interno utilizado se encuentra una tendencia por la

utilización de coche de empuje (40%) y malacate (39%), seguidos de la carretilla

(13%) y con valores menos significativos la locomotora, el vagón tren y el panzer,

éstos utilizados por las grandes y medianas empresas y justificables sólo cuando

existe una alta producción1.

1.3. OFERTA Y DEMANDA DE CARBÓN MUNDIAL

1.3.1. Oferta mundial de carbón térmico

La Agencia Internacional de la Energía estima que el carbón aun satisface el

30,1% de las necesidades energéticas mundiales, genera más del 40% de la

electricidad global y se utiliza en el 70% de la producción mundial de acero. De

otra parte, en el mercado internacional existe una sobreproducción dada el

1 análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los

departamentos de norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca-UPME, 2014

escenario de disminución de la demanda de los principales mercados mundiales

como la China que redujo el consumo.

Ante estas premisas, se hace necesario considerar el estado de la oferta actual, lo

cual se presenta en esta sección.

Reservas mundiales de carbón

El carbón es el combustible fósil más abundante en el planeta con un total de

reservas probadas de 891.531 Mt mundiales medidas, donde las mayores

reservas se encuentran en Europa y Asia con 310.538 Mton, equivalente al 35%

de las reservas mundiales y le sigue Asia pacífico con 288.328 Mton equivalente al

32%. (Source of reserves data: World Energy Resources 2013 Survey, World

Energy Council).

Tabla 40. Reservas Mundiales según tipo de carbón

Millones de Toneladas Antracita y Bituminoso

Sub-bituminoso y Lignito

Total

Norte América 112835 132253 245088

Sur y Centro América 7282 7359 14641

Europa y Asia 92557 217981 310538

Medio Oriente y África 32722 214 32936

Asia Pacifico 157803 130525 288328

Total 403199 488332 891531

Fuente: British Petroleum, Statistical Review of World Energy, 2015.

Figura 7. Reservas Mundiales de Carbón por Región


2% 4%

27%

32%

35%

RESERVAS MUNDIALES DE CARBÓN POR REGIÓN

Sur y Centro America

Medio Oriene & Africa

Norte America

Asia Pacifico

Europa & Asia

Las mayores reservas por país se encuentran en Estados Unidos con el 27%, la

Federación Rusa con el 18%, China con el 13%, Australia con el 9%, India con el

7%, mientras que Colombia con 6.746 Mton participa con el 0.74%.

Producción Mundial de carbón

La producción de carbón ha tenido una dinámica creciente en los últimos 15

años, alcanzando 8254,9 Mt en el año 2013, sin embargo desde este año hasta el

2015 hay un decrecimiento en la producción, pasando a 7861.1 Mton, como se

muestra a continuación.

Tabla 41. Producción Mundial de Carbón (Mt)

REGION 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Norteamérica 1067 1081 1005 976,7 989,8 887,9

Total S. & Cent. América 83,2 94,8 98,7 98,5 101,8 97,5

Total Europa & Eurasia 1220,8 1285,4 1304,7 1257,1 1208,1 1168,1

Total Africa 259,1 257,6 267,5 268,5 276,8 265,8

Total Asia Pacifico 4852,9 5257,1 5527,3 5652,6 5628 5440,4

Total 7484,4 7977,5 8204,7 8254,9 8206 7861,1


En cuanto a las regiones productoras de carbón en el año 2015, predomina Asia

Pacífica con el 69% equivalente al 5440.4 (Mton) y le sigue Europa y Euroasia con

el 15% equivalente al 1168.1 Mton.

Figura 8. Participación de Producción Mundial de Carbón por Región

Fuente: British Petroleum, Statistical Review of World Energy, 2015

11% 1%

15%

4%

69%

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe & Eurasia

Total Africa

Total Asia Pacific

Los principales países productores de carbón en el año 2015 son: China, Estados

Unidos, India, Australia, Sudáfrica, Rusia, Indonesia y Kazajistan, los cuales

aportan cerca del 85.72% de la producción mundial. Colombia es el undécimo

productor mundial de carbón, con 85.5 Mt aportando el 1.1 %.

Tabla 42. Principales países productores de carbón

PAIS PRODUCCIÓN

(Mton) PARTICIPACIÓN

China 3747,0 47,7%

Estados Unidos 812,8 10,3%

India 677,5 8,6%

Australia 484,5 6,2%

Indonesia 392,0 5,0%

Federación Rusa 373,3 4,7%

Sur África 252,1 3,2%

Alemania 184,3 2,3%

Polonia 135,5 1,7%

Kazajistan 106,5 1,4%

Colombia 85,5 1,1%

Otros 610,1 7,8%

Fuente: British Petroleum, Statistical Review of World Energy, 2015, editado por el consultor

1.3.2. Producción Nacional de carbón

A continuación se presenta el histórico de la producción por tipo de carbón, antracita, metalúrgico y térmico, para los últimos diez años. Tabla 43. Producción Nacional por tipo de carbón

PRODUCCIÓN POR TIPO DE CARBÓN (Miles de Ton)

AÑO Antracita Metalúrgico Térmico Total

2006 4,8 2.767,55 63.419,52 66.191,86

2007 5,49 3.306,04 66.590,68 69.902,20

2008 5,93 5.305,11 68.191,05 73.502,10

2009 150,09 2.536,53 70.120,79 72.807,41

2010 2,03 4.571,21 69.776,89 74.350,13

2011 1,49 4.418,98 81.382,76 85.803,23

2012 0,59 4.906,14 84.117,60 89.024,32

2013 3,2 4.892,93 80.599,93 85.496,06

2014 5,62 5.104,12 83.468,23 88.577,98

2015 7,13 4.823,87 80.716,51 85.547,51

Fuente: Datos del SIMCO, Edición Consultor.

Durante este período, la producción de carbón en el país mostró una dinámica creciente, al pasar de 66.1 Mton en el año 2006 a 85.5 Mton en el año 2015, alcanzando la producción máxima en el año 2012 con 89.0 Mton. Sin embargo desde ese año hasta el último año reportado, se observa un comportamiento de altibajos en la producción nacional. En cuanto al tipo de carbón, se puede observar que la mayor producción está dada por carbones térmicos, donde para el último año reportado (2015) se alcanza una producción de 80.7 Mton, que representa una participación del 94.35%, seguida de carbón metalúrgico que aporta el 5.64 %. Figura 9. Producción Nacional por tipo de Carbón

Fuente: SIMCO

Producción de Carbón por Departamento

En la tabla 44 se presenta el histórico de la producción de carbón en los departamentos objeto del estudio, que pasó de 4.7 Mton en el 2.005 a 6.4 Mton en el año 2.015.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ANTRACITA METALURGICO TERMICO

Tabla 44. Producción de Carbón por Departamento (Mton)

DEPARTAMENTO 2005 2010 2011 2012 2013 2014 2015

CÓRDOBA 183,26 100,44 311,83 224,21 16,37 136,77 3,52

ANTIOQUIA 488,23 149,37 334,01 155,28 108,66 264,71 122,3

BOYACÁ 1.280,13 2.675,94 2.753,96 2.625,25 2.723,33 1.772,05 1.979,91

CUNDINAMARCA 1.176,31 2.056,11 3.063,22 1.700,30 2.408,40 2.387,68 2.253,13

NORTE DE SANTANDER 1.403,59 2.117,16 1.901,93 2.396,42 1.686,64 2.198,04 1.874,57

SANTANDER

139,38 102,12 146,23

VALLE DEL CAUCA 210,07 0 108,79 32,1 6,54 25,34 30,71

TOTALES 4741,59 7099,02 8473,74 7133,56 7089,32 6886,71 6410,37

Fuente: Datos del SIMCO, Edición Consultor

Es de destacar que en el año 2.011 la producción alcanzó su mayor nivel, de 8.4 Mton, lo que representó cerca del 10 % de la producción nacional. Figura 10. Producción de carbón por departamento (Miles de toneladas)

Fuente: SIMCO

Al comparar la producción del año 2015, con respecto a la del año 2011, se refleja una disminución de producción en cada uno de los departamentos en estudio, que se debe seguramente a los precios bajos en el mercado, durante los últimos años. Esta disminución de producción es notoria en los departamentos de Boyacá, Cundinamarca y Norte de Santander, donde pasó de 7.6 millones de ton en el

2011 a cerca de 6.0 millones de ton en el 2015, lo cual equivale a una disminución del 21%, que es bastante representativo. De otra parte, el departamento de Córdoba para el año 2011 tuvo la mayor producción de carbón con 311.830 Ton, sin embargo a partir del año 2012 se observa gran decrecimiento en la producción, con tan sólo 3.520 ton en 2015.

1.3.3. Producción Nacional de carbón térmico

En la figura 11 se muestra el histórico de la producción de carbón térmico en el país, que es el tipo de carbón que cobra importancia para los fines del estudio. En los últimos diez años, la producción de carbón térmico mostró una dinámica creciente al pasar de 63.4 Mton en el año 2006 a 80.7 Mton en el año 2015, alcanzando la producción máxima en el año 2012 (84.1 Mton). Sin embargo desde este año se observan altibajos en la producción.

Figura 11. Histórico producción nacional de carbón térmico.

Fuente: Datos SIMCO, Edición consultor

Producción de carbón térmico por departamento

Para determinar un estimativo de la producción de carbón térmico por departamento se tomó como referencia la serie histórica de producción obtenida del SIMCO, de la cual se consideraron sólo los municipios donde predominan los yacimientos de este tipo de carbón, de acuerdo al conocimiento del consultor.

Tabla 45. Producción de carbón térmico por departamento (ton)

DEPARTAMENTO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ANTIOQUIA 403.918 655.803 149.365 334.014 155.277 108.659 264.708 122.295

BOYACÁ 1.107.551 1.389.129 1.206.703 1.053.375 1.299.755 1.480.104 421.798 885.924

CÓRDOBA 493.165 392.322 100.438 311.827 224.211 16.372 136.773 3.522

CUNDINAMARCA 582.882 447.362 607.814 662.533 491.681 495.432 496.201 492.573

NORTE DE SANTANDER

1.111.601 1.057.125 1.212.246 1.037.643 1.073.701 1.003.679 1.195.788 1.057.935

SANTANDER 178.126 116.532 135.863 200.786 89.903 131.304 96.423 125.343

VALLE DEL CAUCA 79.046 108.792 32.105 6.535 25.336 30.710

TOTALES 3956289 4058273 3412429 3708970 3366633 3242085 2637027 2718302

Fuente: Datos del SIMCO 2016, editado por el consultor

La producción de carbón térmico de los últimos diez años en los departamentos objeto de estudio, ha presentado un comportamiento irregular, siendo Cundinamarca, Santander y Norte de Santander, los que han mantenido una producción estable durante el tiempo mencionado. Boyacá ha presentado picos de producción en los últimos años y los departamentos de Antioquía, Córdoba y Valle del Cauca han venido registrando una disminución significativa en su producción.

Figura 12. Producción de carbón térmico por departamento


1.3.4. Proyecciones de Producción de Carbón a nivel nacional.

A continuación se presenta la proyección de producción de carbón según tipo de

minería, realizada por la Agencia Nacional en el año 2015, para lo cual se

referencian las cifras estimadas cada quinquenio, con un escenario a 2030.

Tabla 46. Proyección de producción de carbón según tipo de minería

PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN DE CARBÓN SEGÚN TIPO DE MINERÍA (ton)

Año Minería Subterránea Minería Cielo Abierto

2020 10.251.653,79 117.894.019

2025 8.479.357,78 112.654.325

2030 7.319.207,13 105.283.980

FUENTE: Archivo UPME, 2015

Como se observa, tanto para la minería subterránea como para la minería a cielo

abierto las proyecciones de producción de carbón a nivel nacional son optimistas,

lo que representaría hacia el año 2030, tener incrementos del orden del 15% y

30% respectivamente, en comparación con el año 2015.

1.3.5. Reservas de carbón por departamento

Del acuerdo con los estudios de caracterización adelantados en las zonas carboníferas del país (INGEOMINAS, 2004), en Colombia cuenta con recursos de carbón de excelente calidad y con recursos y reservas medidas del orden de 7.063

Mton, de las cuales aproximadamente el 94% corresponde a carbón térmico, que en gran porcentaje se encuentran en la Costa Atlántica. A efecto de establecer un estimativo de carbón térmico en los departamentos objeto del estudio, se tomó como referencia el estudio en mención y de acuerdo al conocimiento del consultor se seleccionaron los sectores con predominancia de carbón térmico donde se determinaron los recursos y reservas medidas, lo cual se detalla a continuación: Tabla 47. Estimativo de Reservas de carbón térmico por departamento (Millones)

DEPARTAMENTO RESERVAS MEDIDAS

POTENCIAL DE CARBÓN A NIVEL NACIONAL

INDICADAS INFERIDAS RECURSOS

HIPOTETICOS BASE 2004

POTENCIAL MILLONES DE TON.

CORDOBA 377,81 341 0 0 718,8

ANTIOQUIA 86,44 225,8 132,4 26,5 471,2

VALLE 30,76 92,1 97,9 11 241,4

CUNDINAMARCA 108,27 644,9 539,2 61,8 1.461,20

BOYACA 68,38 682,6 867,2 0 1.696,70

SANTANDER 54,65 (*) 552,3 569,2 0 1.268,40

NORTE DE SANTANDER

68,55 314,3 360,8 0 774,1

Fuente: Cifras de EL CARBON COLOMBIANO. Recursos Reservas y Calidad, Ingeominas 2004. Editado por el consultor (*): Cifras actualizadas por UPME, que incluye exploración de Ingeominas en 2014, en Santander, municipios

de Cimitarra, Opón y Landázuri.

Los departamentos objeto de estudio tienen reservas medidas de carbón térmico

del orden de 780 Mton, lo que asegura la disponibilidad de este tipo de carbón

para cualquier incremento de producción a futuro.

Figura 13. Reservas de carbón por departamento (Base 2.004)

Fuente: Editado por el consultor

1.3.6. Calidad de carbón por departamento

La calidad de los carbones está referida a las propiedades físicas y químicas, que son las que finalmente determinarán el uso final del material. En la Tabla 48, se presenta la calidad de los carbones colombianos reportada por INGEOMINAS (2004) y discriminada para los sectores con predominio de carbón térmico, en los departamentos objeto de estudio.

0

500

1000

1500

2000

MEDIDAS INDICADAS INFERIDAS RECURSOSHIPOTETICOS

BASE 2004

POTENCIALMILLONES DE

TON.

Reservas de Carbon Termico por Departamento (Millones de ton)

CORDOBA ANTIOQUIA VALLE

CUNDINAMARCA BOYACA SANTANDER

NORTE DE SANTANDER

Tabla 48. Calidad de los Carbones en los departamentos objeto de estudio

ZONA AREA SECTOR HUM %

Cz %

MV %

CF %

St %

PC (BTU/Lb)

Córdoba Alto San

Jorge

San Pedro SUR 14,49 9,24 37,55 38,73 1,31 9280

San Pedro Norte 14,49 9,24 37,55 38,73 1,31 9280

Alto San Jorge 14,49 9,24 37,55 38,73 1,31 9280

Antioquia

Venecia - Fredonia

Amaga-Nechi

13,16 11,96 36,69 38,18 0,55 9682 Amaga-

Angelopolis Angelopolis

Venecia-Bolombolo

Rincon Santo 9,84 11,1 38,45 40,61 1,04 10090

Bolombolo 8,49 7,9 37,77 45,91 1,09 11113

Titiribi Corcovado

7,25 7,92 37,99 46,84 0,72 11767 El Basal

Valle del Cauca

Yumbo - Asnazú

Golondrinas-Rio Cañaveralejo

2,69 22,38 38,15 46,79 2,85 11088

Cañaveralejo - Rio Pance

Rio Pance- Rio Guachinte

Rio Guachinte- Rio Asnazú

Limoncito-Yeguas

El Vergel

Quilace- El Hoyo

Cundinamarca

Jerusalen- Guatiquí

5,19 5,34 39,09 50,38 0,58 13044

Guaduas - Caparrapi

Caparrapí 4,12 5,61 22,43 67,83 0,59 12829

Guaduas

Guatavita - Sesquile - Chocontá

Siuesca - Chocontá 1,98 11,23 34,88 51,91 0,91 12682

Guatavita

Lenguazaque-Cucunuba - Nemocon

4,67 10,62 33,85 50,86 1,06 12718

Suesca - Albarracín

3,92 10,43 33,53 52,12 0,69 12738

Zipaquira - Neusa

Zipaquira - Embalse del Neusa

1,04 14,42 24,33 60,21 1,38 12993

Paramo de la Bolsa - Macheta

4,42 14,21 35,7 45,67 1,04 11309

Tunja - Paipa -

Duitama

9,48 11,4 38,03 41,09 1,53 11268

Sogamoso - Tasco

4,29 9,57 30,19 55,96 1,23 13099

Santanderes

San Luis Flanco Oriental 1,63 7,65 33,38 57,33 1,37 10913

Flanco Occidental 1,18 18,72 30,48 49,62 2,01 12284

Sardinata- Zulia -

Chinacota

Zulia Sur Los

Cuervos 3.36 11.90 35.29 49.45 1.27 12967

Santiago

Los Cuervos

2.71 5.95 30.55 60.80 0.71 14153

Carbonera 8.33 17.06 28.67 47.33 0.62 9911

San Cayetano

Los Cuervos

2.02 12.12 26.66 59.20 1.43 13324

Carbonera 2.17 18.05 36.61 43.17 0.78 11410

San Los 2.53 11.30 35.63 50.54 0.81 13290

Pedro Cuervos

Carbonera 2.69 14.88 38.49 43.94 0.83 12436

Villa del Rosario

Los Cuervos

2.74 7.50 36.70 53.06 0.70 13.588

Zulia Norte - Sardinata 3.67 9.18 37.57 49.59 0.95 12602

Fuente: EL CARBON COLOMBIANO. Recursos Reservas y Calidad, 2004. Editado por el consultor

En la tabla anterior se puede observar que los carbones de los departamentos de Córdoba, Santander y Valle del Cauca presentan unos porcentajes de azufre bastante altos, si se tienen en cuenta los estándares internacionales, determinan que este parámetro debe ser inferior al 1%. En cuanto al contenido de cenizas, se puede observar que en el Valle del Cauca este parámetro es muy alto, razón por la cual este departamento se ve abocado a traer carbones de otras regiones del país para algunos sectores de la industria. En el caso de Norte de Santander, algunos carbones presentan cenizas muy altas (caso formación Carbonera) y otros cenizas bajas (caso formación Cuervos), lo que permite hacer mezclas de los carbones de las dos formaciones y hacerlos atractivos para el mercado y la misma situación se presenta en el bloque San Luis en Santander, donde el flanco Occidental presenta un índice de cenizas muy alto, pero el flanco oriental presenta un índice bajo, lo que permite promediar las dos calidades y obtener carbones que cumplen las exigencias del mercado. No obstante lo anterior, se puede evidenciar que en general los carbones colombianos cumplen con adecuados estándares de calidad, especialmente en relación con cenizas y azufre.

1.3.7. Panorama de la minería en los departamentos objeto de estudio.

Con el fin de tener un panorama de la minería en los departamentos objeto de

estudio, se procede a la descripción de las principales actividades de extracción,

inventarios, infraestructura y equipos utilizados para la producción de carbón

térmico, tomando como referencia de base el estudio Caracterización de la

cadena de abastecimiento del carbón en Colombia, 2012, documentos varios y

conocimiento del consultor.

ANTIOQUIA

Para esta descripción se toma el distrito minero de Amagá que comprende las

zonas mineras de los municipios de Amagá, Angeolópolis, Bello, Copacabana,

Fredonia, Girardota, Itagüi, Medellín, Venecia y Titiribi.

Tabla 49. Panorama de la minería en el departamento de Antioquia

ANTIOQUIA

EXTRACCIÓN

Los métodos de cámaras y pilares y de ensanche de tambores, son los métodos tradicionales empleados para la extracción del mineral, sin embargo los concesionarios medianamente tecnificados utilizan el método de tajo largo y tajo corto, ya que cuentan con las herramientas y equipos para realizarla, las operaciones de extracción utilizados son: barreteada, arrastrada y clasificación. El grado de tecnificación de las operaciones en las pequeñas concesiones es bajo ya que las operaciones de arranque, apilación y transporte del mineral se realizan manualmente (Pico y pala). En estas concesiones es común la ausencia de servicios de intendencia minera en subsuelo (Desagüe, ventilación, comunicaciones).

INFRAESTRUCTURA

La mayoría de concesionarios realizan únicamente la labor minera de extracción, es por esto que solo cuentan con la infraestructura de explotación subterránea, en superficie cuentan con patios de acopio e instalaciones de intendencia minera, El distrito posee vías secundarias y terciarias en mal estado, y no posee capacidad de inversión para mejorarlas.


El transporte del mineral a superficie generalmente se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, el descargue en superficie se realiza volteando manual o mecánicamente los vagones y por acción de la gravedad el mineral cae al lugar de apilación.

PROVEEDORES

La madera y los explosivos son el mayor insumo que consume la minería del carbón en la región. El transporte en gran porcentaje corre por cuenta de los proveedores que suministran la mercancía; El distrito utiliza la red de proveedores locales de maquinaria y equipos, el único proveedor de explosivos autorizado es Indumil.


La cercanía del distrito minero con su principal cliente (Industria del área Metropolitana de Medellín), permite el transporte ágil y efectivo desde los patios de acopio a los centros de consumo. La inexistencia de planes adecuados de labores mineras durante las fases de exploración y montaje de la concesión, permitieron que en el distrito se ubiquen concesionarios cuya única finalidad es la actividad extractiva del carbón, los cuales practican una minería escasamente tecnificada, sin planeación ni diseño de operaciones, hoy caracterizada por aumento de minería ilegal.


Colombia-2012 pag 57. Edición: Consultor.

CÓRDOBA

Para esta descripción se toma el distrito minero de Montelibano – San Jorge,

donde los carbones se encuentran en el valle del rio San Jorge entre las serranías

de San Jeronimo y Ayapel, en el departamento de Córdoba.

Tabla 50. Panorama de la minería en el departamento de Córdoba

CÓRDOBA

EXTRACCIÓN El sistema que ha sido utilizado es el de cielo abierto, aplicando el método de Cortas, Open Pit. Aquí utilizan la combinación pala -

camión. Dentro de las características fundamentales de la explotación se tiene que el 90% del material arrancado requiere de voladura; en el 10% restante, utilizan tractores de gran tamaño. El equipo utilizado es relativamente pequeño y consiste en palas con capacidad, en el cucharón, hasta de 3 m3 y camiones de hasta 25 t. Toda la operación y demás servicios de apoyo son totalmente mecanizados.

INVENTARIOS En los patios de almacenamiento se utilizan procesos de recepción, gestión de inventarios, preparación de pedidos y despacho, propios del concesionario.

INFRAESTRUCTURA

La infraestructura del distrito minero corresponde a la del Concesionario, quien cuenta con el Montaje para actividades de extracción, planta de beneficio, infraestructura vial e instalaciones de intendencia Minera. La infraestructura de transporte está compuesta por carreteras y caminos y por el sistema fluvial del rio Cauca-Magdalena. Existen un conjunto de vías secundarias y terciarias que desprenden de la red primaria hacia el sur del distrito.

APROVISIONAMIENTO Aunque el método utilizado es de Open Pit, la maquinaria y equipo utilizado no es de tamaño y capacidad similar a las de Drummond y Cerrejón, El proveedor de explosivos y detonadores ha sido Indumil.

TRANSPORTE

El transporte del carbón se efectúa por vía terrestre hasta Cartagena utilizando la carretera Puerto Libertador - Montelíbano donde se empata con la carretera Caucasia - Montería - Cartagena. La producción se destina al consumo interno y tiene como destinos Cartagena y la planta de Cerromatoso en Montelíbano y la térmica.


Hay tecnificación y estandarización de los procesos de beneficio, ya que se requiere de un solo tipo de carbón con propiedades y características comunes para la fabricación de Clinker. Las herramientas y equipos de las plantas de beneficio tienen un alto grado de tecnificación. El poder calorífico, la humedad y el porcentaje de cenizas hacen que los carbones presentes en el distrito sean considerados de baja calidad (INGEOMINAS, 2004), es por esto que su uso y comercialización se destina únicamente para consumo regional sin dar cabida a exportaciones.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en Colombia-2012 pag 57 y 66. Edición: Consultor BOYACÁ

Para esta descripción se toma el distrito minero Paz del Rio el cual incluye la

actividad minera de los municipios de Tibasosa, Nobsa, Corrales, Santa Rosa de

Viterbo, Belén, Paipa, Duitama, Pesca, Firavitoba, Iza, Tépaga, Socha, Tasco,

Socoté, Monguí, Jericó, Paz del Rio.

Tabla 51. Panorama de la minería en el departamento de Boyacá

Boyacá

EXTRACCIÓN Los métodos de laboreo más aplicados corresponden al de cámaras y pilares, ensanche descendente de tambores y los de tajos cortos y largos con derrumbe dirigido. En las diferentes explotaciones no es

fácil distinguir el método utilizado, porque muchas de ellas no alcanzan la etapa de desarrollo minero propiamente dicha, sino que el carbón lo obtienen de las labores ejecutadas en las etapas de preparación del socavón.

INFRAESTRUCTURA

Se infiere que los concesionarios de la región cuentan con infraestructura para los procesos de extracción beneficio y transformación, los comercializadores cuentan con plantas propias de beneficio y transformación del mineral comprado en boca de mina, el distrito cuenta con patios de acopio, plantas de lavado e infraestructura vial para el transporte y comercialización de carbones térmicos y coque.

PROVEEDORES

En general estos servicios son ofrecidos por las cooperativas de mineros, las ferreterías, los distribuidores especializados y las ferrerías. En estos establecimientos se comercializan entre otros lámparas, martillos, picas, palas, cable, cascos y botas; en el caso de los equipos, se consiguen coches, rieles para transporte interno, motobombas, compresores, plantas de energía, malacates y herramientas neumáticas y eléctricas.


Se puede aseverar que el transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, en algunas concesiones se utilizan bandas transportadoras

TRANSPORTE

Para el transporte y abastecimiento de la industria regional se utilizan el transporte vial mediante flota propia o tercerización de volquetas, camiones y tractomulas de 10, 20 y 40 toneladas, El carbón es transportado en camiones o tracto mulas para ser comercializado con empresas locales tales como cementos Boyacá, Acerías Paz del Río y la Termoeléctrica de Paipa. El carbón coquizable se utiliza para abastecer industrias de los departamentos de Valle del Cauca, Tolima y Antioquia. Sin embargo la mayoría de carbón coquizable es exportado por el puerto de Buenaventura.


La ubicación central del distrito minero dificulta el proceso de comercialización y distribución del producto, los costos de exportación de los carbones térmicos que se producen en la región son 40% superiores a los proyectos mineros en la Costa Atlántica, de ahí que no son competitivos.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en Colombia-2012 pag 57 y 70. Edición: Consultor

CUNDINAMARCA Para esta descripción se toma el distrito minero de Zipaquirá el cual abarca la

actividad minera de los municipios de Cogua, Cucunubá, Guachetá, Lenguazaque,

Sutatausa, Tausa, Zipaquirá

Tabla 52. Panorama de la minería en el departamento de Cundinamarca

Cundinamarca

EXTRACCIÓN

Los métodos de laboreo más aplicados corresponden al de ensanche descendente de tambores, y cámaras y pilares. Las características generales de las explotaciones mineras en esta zona, a excepción de pocas minas medianamente tecnificadas, corresponden a laboreo sin

planeamiento minero definido, la gran mayoría de las explotaciones corresponden a pequeñas unidades productivas, adelantadas por explotadores empíricos sin ninguna dirección técnica y con limitaciones de tipo económico.

INFRAESTRUCTURA

Algunos concesionarios de la región cuentan con infraestructura para los procesos de extracción beneficio y transformación, los comercializadores cuentan con plantas propias de beneficio y transformación del mineral comprado en boca de mina. El acceso desde las vías principales a las minas, se realiza a través de caminos con bajas especificaciones, situación que se traduce en altos costos de transporte.

PROVEEDORES

Aunque en la región se construyen algunos equipos como las vagonetas y los carros utilizados dentro de la mina, existen otros, como los malacates que no han sido desarrollados en la zona, en especial los rieles son importados. Los proveedores en las operaciones primarias de extracción, son Indumil (Explosivos) y la industria local de maderas, para soportes y entibación de explotaciones subterráneas.


El transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, algunas concesiones utilizan bandas transportadoras

TRANSPORTE

El carbón extraído de los municipios de Cogua, Cucunubá y Zipaquirá se distribuye a los centros de acopio de Bogotá para la comercialización a nivel nacional. El transporte de carbón coquizable hacia el puerto de Buenaventura se hace a través de tracto camiones de cinco y seis ejes con capacidades de cargue de 35 toneladas netas. El mineral también se puede exportar por los puertos de Santa Marta, Barranquilla y Cartagena a través de transporte terrestre.


La producción está condicionada por los requerimientos de un mercado inestable.

FUENTE: Rodríguez Gilberto y Diamante Juan, Caracterización de la cadena de abastecimiento del carbón en Colombia-2012 pag 72. Edición: Consultor.

NORTE DE SANTANDER Para esta descripción se toma el distrito minero el Zulia, el cual incluye los

municipios de Cúcuta, Chinácota, Chitagá, El Zulia, Los Patios, Pamplona,

Salazar, San Cayetano, Sardinata, Tibú y Villa del Rosario.

Tabla 53. Panorama de la minería en el departamento de Norte de Santander

NORTE DE SANTANDER

EXTRACCIÓN

La explotación de carbones se realiza utilizando el método de cámaras y pilares donde el espesor del manto sobrepasa los dos metros y con inclinación menor de 50° y el método de tajo largo con derrumbe dirigido donde los mantos son menores a dos metros y su buzamiento es mayor de 50°. El sostenimiento de las vías de acceso subterráneas y galerías de preparación se realizan con madera y la ventilación de las minas es natural. El arranque, en un 50%, lo realizan manualmente; el transporte interno más utilizado es la carretilla y la

vagoneta.

INVENTARIO En los patios de almacenamiento se utilizan procesos de recepción, gestión de inventarios, preparación de pedidos y despacho.

INFRAESTRUCTURA

Los concesionarios de la región cuentan con infraestructura para los procesos de extracción beneficio y transformación, los comercializadores cuentan con plantas propias de beneficio y transformación del mineral comprado en boca de mina.

PROVEEDORES

Los proveedores en las operaciones primarias de extracción, son Indumil (Explosivos) y la industria local de Maderas, para soportes y entibación de explotaciones subterráneas, las labores de almacenamiento de materia prima aplica únicamente para los explosivos.


El transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, en algunas concesiones se utilizan bandas transportadoras

TRANSPORTE

La exportación del mineral se realiza por carretera con camiones con capacidad de 35 toneladas. Se puede exportar el mineral a través de los puertos de San Francisco y puerto de carbones del Caribe en el Golfo de Maracaibo en Venezuela El puerto de San Francisco es de uso público al cual llegan buques Handysize. El transporte a través de territorio venezolano está sujeto a todos los vaivenes propios del transporte internacional por carretera, lo cual implica demoras en el cruce de frontera, controles a lo largo del recorrido.


El carbón térmico se suministra a la Termoeléctrica y algunas industrias. La exportación a través de Venezuela se dificulta por razones de infraestructura y razones políticas, lo cual ha generado el análisis de rutas alternas que facilitan la utilización de los puertos colombianos del Atlántico. Las exportaciones de carbón de Norte de Santander tienen, en su condición logística, la red con mayor dificultad y la coyuntura de mercado más frágil, dada las circunstancias del mercado natural que ha sido el venezolano y las decisiones unilaterales para los productos colombianos.



VALLE DEL CAUCA Para el caso de Valle del Cauca se toma el distrito minero de Buenaventura el cual

comprende la actividad minera registrada en los municipios de Bolivar,

Buenaventura, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Cali, Candelaria, el Dovio,

Ginebra, Jamundi, Sevilla, Yumbo en el departamento del Valle.

Tabla 54. Panorama de la minería en el departamento de Valle del Cauca

VALLE DEL CAUCA

EXTRACCIÓN

El sistema tradicional de explotación ha sido el de minería subterránea. Dependiendo del grado de buzamiento y de las condiciones estructurales, los métodos más utilizados en la zona son: El de testeros (escalones invertidos con relleno) para buzamientos mayores de 60° y los de ensanches de tambores, y cámaras y pilares para buzamientos menores a 60°.

INVENTARIO En los patios de almacenamiento se utilizan procesos de recepción, gestión de inventarios, preparación de pedidos y despacho

INFRAESTRUCTURA

Algunos concesionarios poseen infraestructura media para realizar la actividad Minera, (Extracción Mecanizada, Plantas de Beneficio) e Intendencia Minera, Vías de Acceso, Oficinas y Campamentos, sin embargo en el distrito predomina la minería ilegal la cual es practicada artesanalmente sin contar con ningún tipo de infraestructura de apoyo para la operación.

APROVISIONAMIENTO

Los proveedores en las operaciones primarias de extracción, son Indumil (Explosivos) y la industria local de maderas, para soportes y entibación de explotaciones subterráneas, las labores de almacenamiento de materia prima aplica únicamente para los explosivos.

TRANSPORTE

Para el transporte del mineral a la zona industrial del Área Metropolitana de Cali- Yumbo y de municipios vecinos, se utiliza la carretera Popayán – Cali. El Valle del Cauca ha sido productor tradicional de carbón, pero su vocación exportadora no ha sido evidente.


La cercanía del distrito minero con su principal cliente (Complejos Industriales del Valle del Cauca), permite el transporte ágil y efectivo desde los patios de acopio a los centros de consumo. El poder calorífico, la humedad específica y el porcentaje de cenizas hacen que los carbones presentes en el distrito sean considerados de baja calidad, es por esto que su uso y comercialización se destina únicamente para consumo regional.



De estudios recientes (UPME 2014) y del conocimiento del consultor, se puede

establecer que en los departamentos de Norte de Santander, Boyacá y

Cundinamarca, la tecnología utilizada para el arranque muestra la utilización del

martillo neumático (51%), seguido por la pica y la pala (28%), en tercer lugar se

encuentran los explosivos (16%), la de menor utilización es la retroexcavadora por

ser utilizada solamente para el único caso de minería de cielo abierto en

Santander. Sobre el transporte interno utilizado se encuentra una tendencia por la

utilización de coche de empuje (40%) y malacate (39%), seguidos de la carretilla

(13%) y con valores menos significativos la locomotora, el vagón tren y el panzer,

éstos utilizados por las grandes y medianas empresas y justificables sólo cuando

existe una alta producción2.

1.3.8. Costos

Los costos de producción han sido clasificados inicialmente en costos operativos y

gastos administrativos, tomando los datos totales el peso de los primeros es del

2 análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los

departamentos de norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca-UPME, 2014

94.5% como es de esperarse por el tipo de actividad analizada. Esta tendencia se

mantiene al cruzar la información con la clasificación por escala, en dónde

adicionalmente se observa que las empresas disminuyen la participación de los

gastos administrativos en la medida en que pasan de grandes a pequeñas3.

Tabla 55. Participación de costos de producción y administrativos por escala de producción

Escala por producción

Porcentaje costos

operativos

Porcentaje de gastos administrativos

Grande 94,0% 6,0%

Mediana 95,9% 4,1%

Pequeña 96,6% 3,4%

Fuente: Análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los departamentos de norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca. UPME 2014

Al realizar un análisis sobre el rubro de materiales el costo de mayor peso es la madera (26.8%), seguido de los elementos de ferretería y materiales de construcción (19.3%), en tercer lugar se encuentran los combustibles, llantas, neumáticos y repuestos para vehículos de transporte interno (16.7%), la siguiente tabla presenta la descomposición por ítem. Tabla 56. Distribución de la participación de ítems del rubro de materiales de costos de operación

ITEM %

Explosivos y accesorios de voladura 12,2 Combustibles, lubricantes, llantas, neumáticos y repuestos para vehículos. (Sin incluir lo relacionado con transporte)

16,7

Elementos de dotación y seguridad industrial 8,2 Madera 26,8 Elementos y accesorios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía, gas combustible y telecomunicaciones

3,2

Elementos de ferretería y materiales de construcción (acero, cables, perfiles, rieles, puntillas, varillas de perforación, acero de desgaste, materiales de construcción)

18,3

Material vegetal y otros materiales para la reforestación y para el Plan de Manejo Ambiental.

6,1

Fuente: Análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los departamentos de Norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca. UPME 2014

3 análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los departamentos de

norte de Santander, Santander, Boyacá Y Cundinamarca. UPME 2014

El costo promedio de producción de los carbones del interior es de $92.251, el carbón térmico se encuentra se encuentra un 19% por debajo del costo de producción del metalúrgico, En la Tabla 57 se encuentran estos valores, para el caso de minas que explotan carbones térmicos y metalúrgicos en el departamento de Norte de Santander el valor fue promediado por los encuestados de forma cercana al valor del metalúrgico. Tabla 57. Costos de producción de una tonelada por tipo de carbón

TIPO DE CARBÓN COSTO DE PRODUCCIÓN DE UNA TONELADA

Metalúrgico $ 102.386

Metalúrgico y térmico $ 102.941

Térmico $ 82.717

Promedio $ 92.251 Fuente: Análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los departamentos de Norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca, UPME 2014

1.3.9. Inversiones

Según datos tomados del estudio denominado “Análisis de la estructura de costos

de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los

departamentos de Norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca”,

UPME 2014, el valor promedio de activos de las empresas consideradas en el

estudio es de $ 2.884.143.918, a excepción del departamento de Santander cuyo

valor es de $300.948.200 para un título en operación a cielo abierto, donde una

explicación a esta situación se encuentra en considerar que la mina cuenta con

equipos en alquiler, lo cual puede ser sustentado además con el alto número de

empleos indirectos operativos generados.

Tabla 58. Valor promedio de activos por departamento

DEPARTAMENTO PROMEDIO DE ACTIVOS

Boyacá $ 3.358.876.098,03

Cundinamarca $ 3.357.370.782,00

Norte de Santander $ 2.184.857.275,06

Santander $ 300.948.200,00

Promedio total $ 2.884.143.918,90 Fuente: Análisis de la estructura de costos de la minería y transporte asociado por escalas de producción de carbón en los departamentos de Norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca, UPME 2014

Es de anotar que la información relacionada con costos e inversiones se toma a manera de referencia, lo cual será precisado a lo largo de este estudio.

1.4. DEMANDA NACIONAL DE CARBÓN

1.4.1. Consumo Nacional de carbón

El consumo interno de carbón en Colombia creció cercano a un 43% entre el año

2000 y 2012, al pasar de 3.8 millones de toneladas a 5.5 millones de toneladas en

el 2012, disminuyendo en el 2013 a algo menos de 4.3 millones de toneladas,

que representa una reducción de 28.6 % con respecto al año anterior.

Figura 14. Consumo de Carbón en Colombia (Ton)

Fuente: SIMCO, complementado por el Consultor

La composición de la demanda de carbón en el país ha tenido una mayor

incidencia en el carbón para la transformación que para uso final. Mientras la

transformación pasó de un 27% de la demanda en el 2000, al 83% en el 2010, el

consumo final pasó de 73% a 17% en este mismo periodo.

El carbón utilizado para la transformación, o sea para el uso en la industria de la

producción de acero y la generación de energía térmica, creció, en forma

sustancial en el lapso de los años que arroja el estudio ,debido a una mayor

demanda en la construcción nacional, en exportaciones de acero, y en un

crecimiento en la demanda eléctrica nacional, gracias a las políticas de expansión

eléctrica en el territorio nacional , y un crecimiento urbano considerable durante

esta época, y que continua paulatinamente hasta el momento.

La industria es la actividad que más demanda carbón para consumo final, en las

que resaltan las industrias de cemento y de hierro, acero y metales no ferrosos. La

participación de la industria dentro de la demanda total interna disminuyó del 70%

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

CONSUMO

3.877.000 4.400.000

5.500.000

4.288.000

2000 2002 2012 2013

en 2000 a 24% en 2012. Finalmente, el sector residencial, cuyo consumo final de

carbón se destina principalmente para calefacción en zonas rurales, representa

cerca del 2% de la demanda total interna.

1.4.2. Consumo Nacional de carbón térmico

El carbón térmico que se produce en el interior del país abastece el mercado

doméstico, que lo destina a la generación eléctrica, como fuente de energía

primaria y secundaria en la industria.

La dinámica de consumo por actividad económica ha sido estable, el carbón con

mayor participación a nivel nacional ha sido el térmico, especialmente en los

subsectores eléctrico y cementero, seguido por sectores como de alimentos,

ladrillero y textil.

Tabla 59. Consumo de carbón térmico por sectores

Consumo de carbón térmico por sectores ( Kt)

Año Energía Residencial

Alimen y bebi

textil Papel Químico Cemen

to Vidrio Otros Total

2005 970 98 184 299 416 139 833 135 5 3.079

2006 1.139 96 101 164 228 76 457 75 2 2.338

2007 1.208 96 108 174 242 81 486 80 3 2.478

2008 1.147 93 115 186 259 87 518 85 4 2.494

2009 1.751 125 118 191 266 89 533 87 5 3.165

2010 1.581 79 75 122 170 57 342 55 3 2.484

2011 829 169 160 260 361 121 724 119 5 2.748

Fuente: UPME Cadena del carbón 2012 Editado Consultor

El consumo de carbón térmico en el país fue de 3080 Kt en el año 2005, que

durante los años siguientes tuvo una tendencia a la baja con 2750 Kt en el 2011

que representa una disminución del 12 %.

Figura 15. Consumo de carbón por sectores (Kton)

Fuente: Cifras Balance energético UPME SIEL 2012, Editado por el Consultor

En el período 2011-2015, No se cuenta con datos consolidados disponibles sobre

el consumo en los diversos sectores de la industria.

Pero para el caso que nos ocupa, tal como se describió en el item 1.1 de este

documento, se calculó el consumo de carbón en la térmicas, a partir del año 2011,

lo cual lleva a establecer que el consumo interno del sector de energía, incluida la

auto y cogeneración, ha venido creciendo desde el año 2011 (888.612 ton) hasta

el año 2015 (2.379.230 ton), lo que representa un incremento sustancial, del orden

del 170 %.

Este crecimiento es debido a la entrada de nuevas plantas como Gecelca 3 y

Tasajero 2 y en el año 2015 se presenta además un aumento considerable en el

consumo de casi todas las unidades, dado el escenario del fenómeno del niño,

que condujo a una alta demanda de energía en el país por parte de las plantas

térmicas a carbón.

1.4.3. Proyección de la demanda nacional de carbón

A continuación se muestra la proyección de demanda interna de carbón,

adelantado por la UPME.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Energia

Residencial

Aliment,bebi

textil

Papel

Quimico

Cemento

Vidrio

Figura 16. Proyección de demanda interna de carbón (Kton)

Fuente: UPME (2010) Fedesarrolo 2012 Análisis prospectivo de los efectos de la incorporación del gas natural sintético. Editado consultor

Con base en este gráfico, el consultor hace un estimativo de las cifras proyectadas

para la demanda interna, lo cual se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 60. Proyecciones de demanda de carbón en Colombia (Kton)

Años Industria Electricidad Total

2017 3.050 1.650 4.900

2019 3.200 1.300 4.500

2021 3.300 1.290 4.590

2023 3.950 1.950 5.400

2025 3.600 1.600 5.100

2027 3.700 1.500 5.190

2029 3.900 1.400 5.300

Fuente:UPME(2010) Proyección de Demanda de Energía en Colombia Revisión Octubre de 2010, cálculos del

consultor.

Es de anotar, que estas proyecciones sobre demanda de carbón, son

conservadoras, especialmente para el sector eléctrico, dado que las cifras de

consumo actual en térmicas en operación, ya sobrepasan los estimativos.

1.4.4. Flujos de carbón en el país

A continuación se presenta un esbozo de la comercialización de carbón que se

produce en el interior del país.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

Total

Electricidad

Industria

Departamento de Antioquia

El destino de la producción se da para consumo interno (80%), entre las pequeñas

y artesanales empresas, donde el mismo comercializador recoge en cada mina

pequeñas cantidades de carbón para llevarlas a Medellín. El resto del carbón

(20%) que producen las empresas medianas lo comercializan al interior del país

(Valle del Cauca y zona cafetera y a Boyacá para ser transformado y exportado); y

para las grandes empresas industriales de Medellín.

Fuera de las grandes empresas, se destacan los intermediarios permanentes y

ocasionales (intermitentes, traders). Su negocio consiste en la compra a los

pequeños mineros del carbón al precio más bajo, para venderlo más costoso a

ciertas industrias. El principal consumidor de carbón en la región es la industria,

donde los principales compradores de la región corresponden a: Argos, Familia,

Tintorerías de Medellín y Manizales, Ladrillera San Cristóbal, entre otros.

Hoy la industria minera formal de la región está amenazada, por costos y precios,

para abastecer de manera regular la demanda y es la minería ilegal la que entrado

a desarrollar pequeñas explotaciones para la venta de carbón a los grandes

consumidores.

Departamento de Boyacá

En la región se destaca la alta demanda industrial por carbón (cementeras y

ladrilleras), las necesidades de generación de energía eléctrica y la exportación de

carbón metalúrgico. Los principales compradores de carbón dela región son

Acerías Paz del Río y Gemsa,

Los muy pequeños productores de carbón, venden casi toda su producción a

comercializadores, salvo ventas esporádicas a grandes consumidores que se

logran en casos de muy alta calidad. Los pequeños productores venden a

medianos y grandes clientes regionales (firman contratos de suministro) y a

algunas comercializadoras. Los medianos productores compran a otros

productores, tienen centros de acopio y añaden valor al separar y preparar

mezclas adaptadas a las características de los consumidores con control de

calidad. Sus clientes son usualmente grandes consumidores y en ocasiones

exportan directamente.

Las ventas al exterior son de poco interés. Algunos pocos medianos mineros unen

fuerzas de producción y financiación para trabajar en sociedad.

Las principales Comercializadoras son Mineralex (empresa tanto productora y

compradora de carbón, que tiene contratos con grandes consumidores finales de

la región) y MILPA (comercializadora internacional con énfasis en carbón

metalúrgico). Estas comercializadoras extienden financiación a los mineros

pequeños. Empresas grandes como Acerías Paz de Rio, MILPA, Coquecol, o

Carbocoque Interamericana además de explotar sus minas, tienen negocio de

comercialización y exportación.

Las exportaciones de carbón coquizable, se realizan a través del puerto de

Buenaventura utilizando la vía Boyacá-Tunja –Bogotá, Ibagué buenaventura, y la

parte restante a través de puerto de Barranquilla utilizando la ruta Boyacá-Tunja –

Barbosa-Bucaramanga-Barranquilla.

Departamento de Cundinamarca

En el departamento de Cundinamarca los pequeños mineros, venden su

producción (la entregan en los patios de los clientes) a empresas como

Carbocoque, Paz del Río, Camco y MILPA. Estas empresas realizan pagos cada

quince días y descuentan el porcentaje de las regalías a ser consignado. Los

mineros de menor tamaño de este grupo venden también parte de su producción

de todo tipo y calidad a intermediarios que pagan más rápido que las grandes

empresas y que lo hacen efectivo cuando el minero lo requiere. Por último,

ocasionalmente, venden el carbón a comercializadoras internacionales.

Este tipo de mineros se caracterizan por comprar más carbón a otros productores,

con el ánimo de reunir mayores volúmenes para la venta. De manera particular,

están enfocados en vender carbón seleccionado y de mayor calidad, buscando

cumplir con especificaciones del mercado externo y mejorar así sus márgenes de

ganancia. Entre los clientes se encuentran MILPA, Bulktrading, Suramericana de

Carbones y Latincarcar, entre otros.

El volumen de los pedidos del mercado internacional exige a los proveedores una

gran capacidad logística y financiera que les permita acopiar la cantidad y calidad

del carbón requerido para atender el mercado. Esto incluye centros de acopio,

beneficio (lavadoras) y transformación, así como laboratorios de análisis. Dicha

infraestructura la poseen las empresas coquizadoras, las cooperativas de

carboneros y las compañías comercializadoras como Colcarbón, Prointercoal,

MILPA, Interamerican Coal, Carbocoque, Suminexport, Inducoque, Procarbón y

Carboexco.

Departamento de Norte de Santander

La producción del departamento ha sido dirigida a:

• Consumo interno, tanto con destino a la térmica como a otra industria local.

• Una importante proporción de la producción se va a exportadores directos.

El mineral se exporta a través de los puertos de San Francisco y puerto de

carbones del Caribe en el Golfo de Maracaibo en Venezuela. El puerto de San

Francisco es de uso público al cual llegan buques Handysize.

Las exportaciones hasta el año 2013 en el departamento han tenido una

disminución progresiva con relación al 2010, dadas las condiciones del mercado

internacional y una paulatina restricción hacia los puertos.

1.5. OFERTA Y DEMANDA DE CARBÓN MUNDIAL

1.5.1. Oferta mundial de carbón térmico

La Agencia Internacional de la Energía estima que el carbón aun satisface el

30,1% de las necesidades energéticas mundiales, genera más del 40% de la

electricidad global y se utiliza en el 70% de la producción mundial de acero. De

otra parte, en el mercado internacional existe una sobreproducción dada el

escenario de disminución de la demanda de los principales mercados mundiales

como la China que redujo el consumo.

Ante estas premisas, se hace necesario considerar el estado de la oferta actual, lo

cual se presenta en esta sección.

Reservas mundiales de carbón

El carbón es el combustible fósil más abundante en el planeta con un total de

reservas probadas de 891.531 Mt mundiales medidas, donde las mayores

reservas se encuentran en Europa y Asia con 310.538 Mton, equivalente al 35%

de las reservas mundiales y le sigue Asia pacífico con 288.328 Mton equivalente al

32%. (Source of reserves data: World Energy Resources 2013 Survey, World

Energy Council).

Tabla 61. Reservas Mundiales según tipo de carbón

Millones de Toneladas Antracita y Bituminoso

Sub-bituminoso y Lignito

Total

Norte América 112835 132253 245088

Sur y Centro América 7282 7359 14641

Europa y Asia 92557 217981 310538

Medio Oriente y África 32722 214 32936

Asia Pacifico 157803 130525 288328

Total 403199 488332 891531


Figura 17. Reservas Mundiales de Carbón por Región


Las mayores reservas por país se encuentran en Estados Unidos con el 27%, la

Federación Rusa con el 18%, China con el 13%, Australia con el 9%, India con el

7%, mientras que Colombia con 6.746 Mton participa con el 0.74%.

Producción Mundial de carbón

La producción de carbón ha tenido una dinámica creciente en los últimos 15

años, alcanzando 8254,9 Mt en el año 2013, sin embargo desde este año hasta el

2015 hay un decrecimiento en la producción, pasando a 7861.1 Mton, como se

muestra a continuación.

2% 4%

27%

32%

35%

RESERVAS MUNDIALES DE CARBÓN POR REGIÓN

Sur y Centro America

Medio Oriene &AfricaNorte America

Asia Pacifico

Tabla 62. Producción Mundial de Carbón (Mt)

REGION 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Norteamérica 1067 1081 1005 976,7 989,8 887,9

Total S. & Cent. América 83,2 94,8 98,7 98,5 101,8 97,5

Total Europa & Eurasia 1220,8 1285,4 1304,7 1257,1 1208,1 1168,1

Total Africa 259,1 257,6 267,5 268,5 276,8 265,8

Total Asia Pacifico 4852,9 5257,1 5527,3 5652,6 5628 5440,4

Total 7484,4 7977,5 8204,7 8254,9 8206 7861,1


En cuanto a las regiones productoras de carbón en el año 2015, predomina Asia

Pacífica con el 69% equivalente al 5440.4 (Mton) y le sigue Europa y Euroasia con

el 15% equivalente al 1168.1 Mton.

Figura 18. Participación de Producción Mundial de Carbón por Región

Fuente: British Petroleum, Statistical Review of World Energy, 2015

Los principales países productores de carbón en el año 2015 son: China, Estados

Unidos, India, Australia, Sudáfrica, Rusia, Indonesia y Kazajistan, los cuales

aportan cerca del 85.72% de la producción mundial. Colombia es el undécimo

productor mundial de carbón, con 85.5 Mt aportando el 1.1 %.

Tabla 63. Principales países productores de carbón

PAIS PRODUCCIÓN

(Mton) PARTICIPACIÓN

China 3747,0 47,7%

Estados Unidos 812,8 10,3%

India 677,5 8,6%

11% 1%

15%

4% 69%

PARTICIPACIÓN PRODUCCIÓN DE CARBÓN

Total North America

Total S. & Cent. America

Total Europe & Eurasia

Total Africa

Total Asia Pacific

Australia 484,5 6,2%

Indonesia 392,0 5,0%

Federación Rusa 373,3 4,7%

Sur África 252,1 3,2%

Alemania 184,3 2,3%

Polonia 135,5 1,7%

Kazajistan 106,5 1,4%

Colombia 85,5 1,1%

Otros 610,1 7,8% Fuente: British Petroleum, Statistical Review of World Energy, 2015, editado por el consultor

1.5.2. Demanda Mundial de carbón térmico

Dentro de la demanda de mundial de carbón térmico se considerarán el consumo

y el comportamiento de las importaciones y exportaciones en el mundo.

Consumo Mundial de carbón

En la tabla 64 se presentan los principales países consumidores de carbón térmico

en los últimos 3 años, en donde el consumo en el último año se redujo en 195

Mton, que incluye una disminución notoria de 123 Mton en Estados Unidos.

Tabla 64. Principales países consumidores de carbón térmico

PAIS 2013 2014 2015

China 3.354 3.205 3.094

India 668 740 763

Estados Unidos 750 742 628

Sur África 178 189 172

Japón 141 137 141

Corea 99 100 100

Federación Rusa 85 77 88

Consumo Mundo 6.097 6.007 5.827

Producción total 6.064 6006 5.811

Fuente. Datos Internacional Energy Agency IEA 2016 Tabla consultor

La gran mayoría de la creciente demanda de carbón en la India vino del sector de

la energía, lo que permitió un aumento de casi un 10% en 2014.

El carbón perdió participación en el sector energético, en parte como resultado del

excepcionalmente fuerte crecimiento de la energía hidroeléctrica de China

(15,7%), ya que la nueva capacidad entró en funcionamiento y los altos niveles de

lluvia impulsaron altas tasas de utilización de energía hidroeléctrica.

Importaciones mundiales de carbón térmico

En 2015, las importaciones de carbón térmico en el mercado de Asia-Oceanía disminuyeron en 75,1 Mt y representaron el 70,1% del comercio mundial de carbón térmico total.

Tabla 65. Principales Importadores de carbón en el mundo (Mt)

PAIS 2013 2014 2015

India 188,8 237,6 221

China 327,2 291 204

Japón 195 188 191

Corea 126 131 135

Holanda 42 47 57

Federación Rusa 29 27 26

Reino Unido 49 42 25 Fuente: Cifras Internacional Energy Agency IEA Key coal Trends 2016 Editado consultor

Aquí se pueda apreciar que dentro de los mayores y tradicionales importadores

de carbón térmico, China disminuyó significativamente sus importaciones (en

cerca de 123 Mton en los 2 últimos años). Se destacan las importaciones de

Holanda y Reino Unido que son nuestros clientes en el negocio del carbón

térmico en el mundo, en donde las importaciones en Holanda crecieron en un

33%, en cambio en el Reino Unido disminuyeron notoriamente en casi el 50%.

Exportaciones mundiales de carbón térmico

En la tabla siguiente se presentan los principales exportadores de carbón térmico

en el mundo, donde Australia e Indonesia se mantienen como los principales

abastecedores de la demanda mundial, representada en cerca del 60%, mientras

Colombia se convierte en el cuarto exportador.

Tabla 66. Principales Exportadores de carbón en el Mundo. Exportaciones en Mton

PAIS 2013 2014 2015

Australia 336 375 392

Indonesia 424 408 368

Rusia 141 155 155

Colombia 78,5 81 82

Sudáfrica 74,6 69 77

Estados Unidos 106,7 81,2 67,1

Fuente: Cifras Internacional Energy Agency IEA Key coal Trends 2016 Editado consultor

Se destaca la disminución notoria de las exportaciones de carbón por parte de

Estados Unidos en los últimos 2 años, en cerca de 39 Mton, que representa un

decrecimiento del orden del 38%.

1.5.3. Exportaciones de carbón térmico colombiano

Las exportaciones de carbón térmico de Colombia mantienen enorme importancia,

donde las ventas externas de carbón representan el 15% del total de

exportaciones tradicionales del país.

Tabla 67. Exportaciones de Carbón Térmico Colombiano

Año Carbón Térmico

2005 52.670.327

2006 59.201.541

2007 63.372.272

2008 60.326.970

2009 66.743.330

2010 69.207.599

2011 78.198.583

2012 74.060.060

2013 73.409.550

2014 85.679.365

2015 71.369.644

2016 16.813.919*

FUENTE: SIMCO, 2016 COMERCIO EXTERIOR, Editado consultor

Las exportaciones de carbón térmico en Colombia ha tenido un crecimiento

gradual en la última década, pasando de 52.6 millones de ton en el año 2005 a

71.3 millones de ton en el año 2015. No obstante hay una ligera disminución en

las exportaciones a partir del año 2011.

Figura 19. Exportaciones de carbón térmico colombiano

Fuente: Cifras SIMCO, COMERCIO EXTERIOR, Gráfico consultor

Destino de las exportaciones

El total de exportaciones de carbón térmico durante el año 2014 fue de 85.679.366

toneladas, el país que tuvo mayor participación fue Holanda con 17.350.889

toneladas equivalentes al 20,25%, seguido de Turquía con 9.811.068 equivalentes

al 11,45%, en Latinoamérica se puede destacar Chile con 6.142.155, equivalente

al 7,17%.

Tabla 68. Países importadores de carbón Térmico colombiano

PAISES IMPORTADORES DE CARBÓN TÉRMICO COLOMBIANO

PAIS Toneladas Participación

%

Holanda 17.350.889 20,25

Turquía 9.811.068 11,45

Reino Unido 8.343.855 9,74

Israel 7.205.970 8,41

Estados Unidos 6.509.675 7,6

Chile 6.142.155 7,17

España 5.970.455 6,97

Portugal 4.026.101 4,7

Brasil 3.904.571 4,56

Italia 2.138.784 2,5

Dinamarca 2.126.107 2,48

0,00

20.000.000,00

40.000.000,00

60.000.000,00

80.000.000,00

100.000.000,00

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

EXPORTACIONES CARBÓN TÉRMICO

Exportacion

Lineal (Exportacion)

Canadá 2.062.173 2,41

Otro países 10.087.563 11,77

Fuente. Comportamiento de la Producción Minera y Exportaciones en Colombia 2014, Segundo Semestre de 2014 y Cuarto Trimestre de 2014

1.5.4. Flujos de carbón internacional (Comercialización)

A continuación se presenta el flujo marítimo mundial de carbón térmico, en el cual

se detalla el comercio esperado de carbón en el año 2016, comparado con el

realizado durante el año 2015.

Figura 20. Flujo de carbón térmico en el Mundo

Fuente: The global outlook for 2016 http://www.platts.com/latest-news/coal/singapore/seaborne-thermal-coal-trade-to-fall-30-mil-mt-27594819, 30 MAY 2016

Proyecciones de Demanda de Carbón Mundial

La demanda de carbón en el mundo continuará incrementándose linealmente de acuerdo con la economía y el desarrollo de los países, donde según cifras de la IEA, que se registran en la siguiente tabla, pasará de 7.527 Mton en el 2011 a 10.020 Mton en el año 2040. La demanda de carbón térmico está atribuída a la demanda de energía y pasaría de 5.677 Mton en 2011 a 6.723 Mton en 2025 y a 8.095 Mton en el año 2040.

http://www.platts.com/latest-news/coal/singapore/seaborne-thermal-coal-trade-to-fall-30-mil-mt-27594819


Tabla 69. Proyecciones Demanda de Carbón por Región - Millones de Toneladas

PAIS 2011 2020 2025 2040

Mundial 7.527 8.280 8.671 10.020

América del Norte

963 859 832 775

USA 920 825 793 740

América Latina 63 96 115 180

Asia 4.810 5.597 5.974 7.273

China 3.501 3.928 4.011 4.173

India 710 963 1.189 2.068

Japón 174 168 165 150

Corea del Sur 131 139 146 150

Oriente Medio 16 23 28 49

Europa Occidental

793 743 726 687

Europa Oriental

545 587 606 625

Rusia 225 236 233 213

Kazajistán 66 81 91 109

Africa 200 232 250 312

Oceanía 137 143 141 119

Fuente: Past results are from IEA, with forecasts based on the IEEJ Outlook

https://eneken.ieej.or.jp/data/6116.pdf Según el documento Long-term Trends and Outlook for Global Coal Supply and

demand (Junio 2015) los autores Yasuaki Kawakami y otros, estiman que la

demanda de carbón para generación térmica se expandirá por la demanda de

electricidad con incrementos lineales, dado el crecimiento económico de los

países de Asia y los países que no son de la OECD. La demanda de carbón para

generación térmica se incrementará de 4.774 Mton en el año 2011 a 6.984 Mton

en el año 2040 con una rata promedio de crecimiento anual del 1.3%. La demanda

industrial pasaría de 961 Mton en 2011 a 1.139 Mton en el 2040. La generación de

energía y la industria representan el 96% de la demanda mundial.

https://eneken.ieej.or.jp/data/6116.pdf

2. DESARROLLO Y CONCLUSIONES DEL PANEL

2.1. Organización y desarrollo

El panel tuvo lugar el día 18 de noviembre de 2016 en las instalaciones del Hotel

Cosmos 100 en la ciudad de Bogotá, este se denominó “Perspectiva: presente y

futuro de la minería del carbón y la generación térmica dentro de los compromisos

de cambio climático”. Se trataron temas referentes a la Oferta y demanda de

carbón térmico, Generación térmica a carbón/ presente y futuro, Minería-

generación térmica y Cambio climático y por ultimo Reforma tributaria y sus

implicaciones en el negocio de la generación térmica a carbón en Colombia.

Se contó con la participación de expertos nacionales e internacionales y se envió

invitaciones a diferentes entes públicos y privados así como agremiaciones del

sector minero y de generación térmica y titulares mineros esto con el fin de dar un

mejor dinamismo en el desarrollo del panel.

PANELISTAS NACIONALES

Álvaro Infante Zapata Consultor Independiente, experto en centrales térmicas a carbón.

Ángela Cadena Monroy

Profesora asociada Universidad de los Andes, ingeniera electricista, experta en generación térmica y cambio climático.

Alejandro Castañeda Cuervo Director Ejecutivo Asociación Nacional de Empresas Generadoras - ANDEG

PANELISTAS INTERNACIONALES

Andrés Olay Sánchez Consultor independiente, experto en comercio europeo de derechos de emisión de gases de efecto invernadero.

Suzy Kerr

Investigadora de políticas nacionales e internacionales de cambio con énfasis especial en el precio de las emisiones y el uso de la tierra en los trópicos y Nueva Zelanda.

Aleksandar Popovic Experto en mercado internacional de carbón – CRU Internacional.

2.2. Expositores y Temáticas

2.2.1. Panelista Álvaro Infante – Tema: Sobre las Térmicas en Colombia

Sobre los costos comparativos de combustibles fósiles se examinó los de carbón,

gas natural y diesel, siendo este último el más costoso de US$18,8 / MBtu contra

US$6 del gas natural y el menos costoso el del carbón de US$1,55 por MBtu.

Se presentó un análisis económico comparativo de la construcción y operación de

una nueva central a vapor de carbón o una nueva planta de turbina de gas ciclo

combinado para Colombia. Como conclusión para una planta con capacidad de

600 MW se requiere menos inversión a gas en US$480 millones, mientras los

costos operativos AOM son levemente más altos en carbón, el precio de

combustible es significativamente más bajos en carbón resultando favorable el

total de costos de generación de US$54,3 / MWh para carbón y US$88,8 / MWh

para el gas natural.

Adicionalmente, expuso el impacto que tendría la planta a carbón en la región

carbonífera colombiana, indicando una generación de empleo directo de 2835

empleos y 1900 empleos indirectos para un total de 4735 empleos demandados,

entre operativos y administrativos.

2.2.2. Panelista: Suzi Kerr – Tema: Mapa de ruta para el análisis y diseño de

un sistema de comercio de emisiones de gases de efecto invernadero en

Colombia

Expuso sobre un sistema de comercio de emisiones (ETS) de gases de efecto

invernadero para el contexto colombiano el cual se encuentra en estudio de

previabilidad el establecimiento del marco de referencia y que es adelantado por

el Ministerio de Ambiente, con el apoyo del Banco Mundial, para el desarrollo de la

política de cambio climático y la estrategia de crecimiento verde con el fin de

definir qué instrumentos y combinaciones de instrumentos aseguran alcanzar las

metas y cumplir con los compromisos de mitigación y adaptación según lo

establecido por el país.

Las principales características y funciones del ETS es: Distribuir cupos a

particulares por subasta o entrega gratuita; Los particulares pueden transar cupos

(voluntariamente) e informa sobre el registro de la propiedad de los cupos;

Verificar las emisiones de cada punto de regulación y su respectivo respaldo;

Evaluar y revisar el funcionamiento del ETS.

El marco de referencia considerado cubre todos los sectores económicos

emisores, la participación internacional, la determinación del límite de emisiones,

la distribución de cupos, los mecanismos de precios de mercado, procesos de

evaluación y mejoras, entre otros aspectos

2.2.3. Panelista: Alejandro Castañeda-ANDEG – Tema: Minería y generación

térmica Restos futuros – Reforma tributaria

Sobre posibles escenarios de impuestos a las emisiones de CO2 el análisis enfoca

ante el impacto económico de mayores precios de la energía.

De acuerdo a la presentación, el impuesto al carbono fija ya sea un precio directo

a las emisiones de gases de efecto invernadero o un precio al contenido de

carbono de los combustibles fósiles. Indica, este mecanismo predefine el costo

asociado con las emisiones de carbono, mas no el resultado del abatimiento en

volumen de CO2-eq (el volumen final de emisiones evitadas dependerá de la

calibración del impuesto y del impacto real que genere en los distintos sectores,

según sean las características de aplicación del impuesto).

Expone que el impuesto al carbono para las centrales térmicas, especialmente las

de carbón y gas, afectaría el CMS, en la medida que el precio de oferta en la bolsa

se vería incrementado con dicho impuesto

Una conclusión es que la adopción del impuesto al carbono no parece razonable

en términos económicos, en la medida que el impacto negativo en el excedente al

consumidor (estimado en USD 3,129 – 3,139 MM) es sustancialmente más alto

que el recaudo efectivo de impuestos al carbono por generación eléctrica para el

Estado (estimado en USD530 – 550 MM). Al ser gran parte de la demanda

residencial subsidiada por lo tanto el mismo Estado asumiría este mayor costo

(disminuyendo así el ingreso neto efectivo estimado por el recaudo del impuesto).

Según el expositor el mayor beneficio de este impuesto lo obtendrían las centrales

renovables, a costa de los consumidores, pues éstas no son castigadas por la

generación de CO2, y si reciben una utilidad adicional por el aumento del CMS

(7.3-7.4%), que en valor presente representa alrededor de USD2,579 – 2,608 MM.

En términos generales concluye que el Estado solamente recibiría alrededor de

17-18% del mayor costo asumido por los consumidores de energía, y el restante

(82-83%) sería recaudado en gran parte por agentes renovables del Sistema,

como una mayor utilidad.

2.2.4. Panelista: Angela Cadena – Tema: Perspectiva: presente y futuro de la

minería del carbón - Generación térmica y compromisos de cambio climático

En su exposición sobre la Generación térmica y compromisos de cambio climático,

se resaltan las siguientes perspectivas consideradas.

1. La demanda de energía continuará en aumento con mejoras en la intensidad

energética (crecimiento de las economías, del ingreso per cápita y de las

necesidades de la población).

2. Los combustibles fósiles (son y) continuarán siendo los energéticos dominantes

y sus tasas de crecimiento se reducirán. Las energías renovables están creciendo

en la canasta energética y será cercana al 10% en 2035. Habrán nuevas

arquitecturas de mercado en las industrias energética y eléctrica (oferta y

demanda) y nuevos esquemas transaccionales.

3. Las energías renovables ganan espacio en la generación eléctrica en las

regiones. Sus costos de tecnologías han disminuido de manera importante. La alta

penetración de fuentes intermitentes en las canastas de generación eléctrica es un

reto para la operación de los mercados eléctricos.

4. El cumplimiento de las exigencias de reducción de Gases de Efecto Invernadero

(GEI) se logrará, además de factores políticos, a partir de: Eficiencia energética;

Fuel switching; Nuevas fuentes y tecnologías; Cambios en patrones de consumo;

La tasa de crecimiento de las emisiones se reducirá a la mitad. El cambio técnico

continuará posibilitando mejoras en intensidad energética (cantidad de energía

para producir una unidad de valor agregado) y por ende menores presiones sobre

recursos primarios. Es fundamental aumentar la resiliencia de los (eco)sistemas,

desarrollar mejores condiciones de adaptabilidad al cambio del clima y reducir la

vulnerabilidad de la oferta hídrica.

Retos en la política energética

La demanda de energía continuará creciendo como resultado del crecimiento

económico y de la población. La diversificación de la canasta (requerimientos,

tecnología, fuentes). Seguridad (confiabilidad) del abastecimiento. Acceso y

asequibilidad: universalización del servicio. Las restricciones e incidencias

ambientales son esenciales (disponibilidad de recursos (agotables), contaminación

ambiental, cambio climático). La energía apoya la senda de crecimiento

económico (insumo para la actividad productiva (urbana y rural), fuente de

recursos y divisas, jalonadora de otros sectores).Los requerimientos de la

sociedad y los impactos sobre las comunidades de los proyectos de infraestructura

tienen que ser considerados.

ESTADO DE LOS PROCESOS DE DEFINICION: Actualmente en Construcción de

escenarios: revisión de líneas base y de opciones de mitigación, herramienta para

construcción de escenarios. Análisis macroeconómico (DNP). Análisis de

instrumentos económicos. Fichas de las medidas.

LÍNEA BASE SECTORIALES 2010-2050

EMISIONES POR CATEGORÍA Y SUBCATEGORÍA (MTON CO2 EQ)

EMISIONES Y TASAS DE CRECIMIENTO 2010 2025 2030 2050

Energía

Generacion eléctrica (SIN+ZNI)

10,42 13,42 18,27 32,70

Refinería 4,11 8,16 8,16 8,16

Coquerías 1,17 1,77 1,98 2,48

Otras industrias de la energía

3,94 6,36 6,28 3,41

Demanda-Industria 10,92 21,12 23,02 32,71

Demanda-Transporte 22,66 40,61 48,62 97,00

Demanda – Otros sectores 8,23 18,19 20,85 30,83

Fugitivas 9,76 20,06 19,72 13,38

Procesos Procesos industriales 8,69 16,81 18,32 26,03

AFOLU Agropecuario 42,68 47,06 49,77 63,64

FOLU 87,66 94,35 94,35 94,35

Residuos Residuos 13,73 21,44 23,39 33,98

Total Total 223,97 309,33 332,73 438,68

Sobre las proyecciones BAU y RBS para Colombia, resaltamos lo siguientes

escenarios

CAGR

Variables macro

PIB 3,9%

Pob. 1,0%

IB/hab 3,1%

Ton Co2equ/hab

BAU RBS

Colombia

2010 4.9 4,9

2030 5.9 3.1

2050 7.0 0.7

kg CO2eq/USD$

Las oportunidades sectoriales para la mitigación en Colombia, las resume en el

cuadro:

SECTOR PRINCIPALES OPRTUNIDADES DE MITIGACIÓN

AFOLU

Deforestación evitada; restauración ecológica (restauración, rehabilitación y recuperación); modelos más eficientes de uso del suelo; plantaciones forestales comerciales, sistemas agroforestales con alto potencial de captura de carbono; mejores prácticas de fertilización (cultivo de papa y arroz); ganadería sostenible (sistemas silvopastoriles intensivos, pastoreo racional); ordenamiento territorial.

ENERGIA

Eficiencia energética en los sectores de demanda, transformación y producción; portafolio de energías renovables; sistemas de redes inteligentes; esquemas de generación con fuentes ni convencionales y sistemas híbridos, mas estrategias de eficiencia energética para ZNI; reducción de pérdidas de transporte de energía; participación de la demanda mediante esquemas de precios y de incentivos; CBM y CMM; captura y almacenamiento de carbono.

TRANSPORTE

Estándares de rendimiento y conducción verde; chatarrización/renovación de la flota; vehículos eléctricos; uso de combustibles de menor carbono intensidad; promoción del transporte público; sistemas públicos de bicicletas; desincentivos al uso de transporte privado; cobros por congestión; transporte multimodal (fluvial y férreo); optimización del transporte de carga.

INDUSTRIA

Además de las eficiencias energéticas (calderas, hornos, motores), sustitución de carbón por biomasa y en general introducción de combustibles de menos carbono intensidad; desarrollos tecnológicos en los procesos productivos.

VIVIENDA

Además de las eficiencia energética e introducción de energéticos más limpios (sustitución de bombillos incandescentes; mejora en eficiencia de aires acondicionados y estufas a gas natural; reemplazo y chatrrizacion de neveras; uso de energía solar), renovación de vivienda; nuevos materiales y mejores técnicas de diseño y construcción; ciudades sostenibles.

RESIDUOS Aprovechamiento de residuos sólidos (compostaje); captura y quema de metano en rellenos sanitarios; captura y quema de metano en plantas de tratamiento de aguas residuales.

BAU RBS

Colombia

2010 0.446 0.446

2030 0.292 0.151

2050 0.183 0.018

ESCENARIOS DE MITIGACIÓN – iNDC

Las proyecciones consideradas para los escenarios según el PEN son como

siguen.

2010 2025 2030 2050

BAU 224,0 309,3 332,7 438,7

Propuesta INDC-Ref

224,0 262,7 266,2 307,1

Escenario 1 224,0 276,9 232,4 379,1

Escenario 2 224,0 253,3 266,6 340,3

Escenario 3 224,0 237,9 247,8 306,4

Escenario 4 224,0 206 180,7 232,3

Reducción E. 1 10,5% 12,1% 13,6%

Reducción E. 2 18,1% 19,9% 22,4%

Reducción E. 3 23,1% 25,5% 30,2%

Reducción E. 4 33,4% 45,7% 47,1%

Propuesta INDC-Ref

20% 30%

INSTRUMENTOS ECONÓMICOS DISPONIBLES Y NUEVOS

Sobre mecanismos e instrumentos económicos que podrían ser utilizados en el

contexto colombiano para apoyar la implementación de medidas sectoriales de

mitigación comentó: Se hacen propuestas de implementación aplicables al caso

de la NDC previstas por Colombia para reducir emisiones de GEI; Se identifican

los requerimientos de política, de legislación y de regulación a que haya lugar.

También propone avanzar hacia la puesta en marcha de un mercado de carbono

al que puedan acceder los emisores de GEI y les permita adaptarse al escenario

de reducción de emisiones mitigando su costo mediante transacciones con

inversionistas en bonos o papeles transables: Se llama la atención sobre la

posibilidad de revocar los permisos (cupos) de emisión

2.2.5. Panelista: Aleksandar Popovic-CRU- Tema: Thermal coal market

outlooK

La política China estará acorde con los precios del carbón

La política climática tendrá una influencia mayor sobre la demanda

Lo anterior tendrá un impacto global y sobre los productores de carbón colombiano

La estrategia para soportar el desarrollo continuado de la minería de carbón es

cuantificar varios escenarios.

2.2.6. Panelista: Andrés Olay – Tema: Impacto de las políticas climáticas

sobre las exportaciones de carbón térmico colombiano

Se concluye para 3 horizontes:

Horizonte 2020

El consumo global de carbón se estabilizará o tenderá a variar levemente en los

próximos cinco años a causa de una menor demanda en China y al fomento de las

energías renovables, que recibirán un impulso significativo a tenor de los

compromisos nacionales de reducción de emisiones GEI

Es de esperar que el volumen de carbón térmico colombiano exportado se

mantenga en los niveles de 2015 y 2016, con alteraciones interanuales

meramente coyunturales.

Horizonte 2030

En el medio plazo los compromisos adquiridos mediante los NDCs, supondrá una

reducción significativa del consumo de carbón a nivel mundial para la generación

de energía eléctrica,

En cualquier caso, el uso del carbón seguirá formando parte significativa del mix

energético de los países emergentes y aquellos que están en vías de desarrollo,

incrementándose la potencia instalada, por ejemplo, en aquellos países con un

mix desequilibrado (hídrico) y producción propia, tal y como podría ser el caso de

Colombia y otros países de Sudamérica y Asia.

En relación a las exportaciones de Colombia, es de esperar una marcada

disminución de la demanda de carbón en la UE, Estados Unidos y Canadá. Por el

contrario, Turquía bien podría incrementar significativamente sus importaciones de

carbón colombiano e Israel, mantenerlas.

Horizonte 2050

A largo plazo, los efectos del cambio climático serán muy palpables y los

compromisos de reducción aumentarán en semejante proporción, con severas

penalizaciones ante incumplimientos.

Así, la presencia de centrales termoeléctricas en los países de la OECD se

restringirá, exclusivamente, a un número limitado de plantas de altísima eficiencia

en las que haya sido posible integrar un sistema de captura y almacenamiento de

CO2.

Por su parte, en los países emergentes, aunque el consumo habrá disminuido de

forma muy notoria, el carbón seguirá siendo parte de su dieta energética. No

obstante, las exportaciones de carbón sufrirán una disminución muy importante,

primándose, en los países productores, el consumo interno y los canales cortos de

comercialización.

3. ENCUESTA

3.1. Metodología y Trabajo de Campo

Para iniciar con esta parte del estudio se identificaron los títulos mineros

productores de carbón térmico en los siete departamentos objeto de estudio,

tomando como referencia las producciones reportadas a la ANM se seleccionaron

los que reportaban una significativa producción de carbón térmico.

Para la socialización y aplicación de la encuesta se realizaron varias actividades

dentro de las cuales están: reuniones presenciales con los productores mineros

donde se les socializó el proyecto y se les hizo la entrega y diligenciamiento de la

encuesta, también se contactó telefónicamente y vía internet a productores

mineros presentándoles el proyecto, realizando la solicitud y el respectivo envío de

la encuesta para que la diligenciaran y la remitieran nuevamente, y así mismo se

realizó con las agremiaciones.

3.2. Resultados

3.2.1. Análisis de la encuesta a productores mineros

A continuación se nombran la principales conclusiones de las encuestas aplicadas

a los productores mineros donde se hace énfasis en la preparación de la empresa

minera ante un incremento a corto plazo de la demanda de carbón, así como la

capacidad instalada y la capacidad subutilizada de los productores mineros,

también se realiza un análisis de la producción que tienen proyectada a corto y

largo plazo 2016 y 2020 respecto a las condiciones actuales de producción para

finalmente determinar la percepción de los productores mineros frente a un

incremento de la demanda de carbón para atender las generadoras térmicas.

3.2.1.1. Carbón Preparado

ANTIOQUIA

En el departamento de Antioquia el 100% de los productores mineros encuestados no

tiene carbón preparado para responder ante un aumento a corto plazo de la demanda de

carbón.

El 40% de los productores mineros encuestados tienen carbón acopiado el cual suma 230

Ton en Noviembre-Diciembre fecha en la que se diligencio la encuesta.

Tabla 70. Cantidad de carbón preparado y en acopio de los productores mineros encuestados

NOMBRE DE LA MINA CARBÓN PREPARADO

(TON) CARBON EN PATIO ACOPIO

(TON)

LA TOPACIO - -

LA MERCED - -

CARBONES LA MESA - 30,00

EL TUNEL BELLAVISTA - -

CARBONES DE SABALETA - 200,00

Fuente: consultor

NORTE DE SANTANDER

En el departamento el 57,69% de los productores mineros encuestados no cuentan con

carbón preparado mientras que el restante 42,3% cuentan con carbón preparado los

cuales suman aproximadamente 247.800 toneladas de carbón que se tendría preparado

ante un aumento de la demanda de carbón a corto plazo.

Por otro lado el 80,76% de los encuestados no tiene carbón acopiado en patio y el

restante 19,23% suman apenas 760 toneladas de carbón acopiado ante un aumento de la

demanda, esta situación puede darse porque los productores mineros obtienen el carbón

y lo envían directamente a las comercializadoras existentes en la región.


TITULO MINERO CARBÓN PREPARADO

(TON) CARBON EN PATIO ACOPIO

(TON)

04 016 2001 - -

ARE-PLT-15121 - -

1895-T - -

035-93 1.000,00 -

04 006 97 20.000,00 -

FHA-111 15.000,00 -

DBB-081 - -

094-93 - 20,00

1985T 600,00 -

DBC-113 04-007-98

- -

04-018-2001 - 500,00

BEV-081 - 130,00

AI1-071 - 100,00

CLG-081 20.000,00 -

GC3-091 - -

FCC-850 - -

04-005-97 20.000,00 -

221R 15.000,00 -

935T 100.000,00 -

04-028-2001

-

EGU-102 - -

DLC-131 1.200,00 -

BJ6-157-158 - -

CDG-141 40.000,00 -

DFI-151 - 10,00

BELLAVISTA COAL SAS 15.000,00 0,00

Fuente: consultor

CUNDINAMARCA

De las encuestas recolectadas a la fecha el departamento de Cundinamarca no cuenta

con carbón preparado para responder ante un aumento de la demanda a corto plazo

El carbón acopiado que tienen los productores mineros a noviembre-diciembre suma 4300

toneladas.


encuestados

NOMBRE DE LA MINA CARBÓN PREPARADO (TON) CARBON EN PATIO ACOPIO

(TON)

MINA EL PINO - 4.000,00

LA LOMA - 300,00

TOTAL - 4.300,00

Fuente: consultor

BOYACA

En el departamento el 76,47% de los productores mineros encuestados no cuentan con

carbón preparado mientras que el restante 23,53% cuentan con carbón preparado los

cuales suman aproximadamente 10.500 ton/mes de carbón que se tendría preparado

ante un aumento de la demanda de carbón a corto plazo.

Por otro lado el 35,29% de los encuestados no tiene carbón acopiado en patio y el

restante 64,71% suman 18.176 toneladas de carbón acopiado a noviembre diciembre del

presente año.


NOMBRE DE LA MINA CARBÓN PREPARADO (TON) CARBON EN PATIO

ACOPIO (TON)

PROYECTO BELLAVISTA

- 200,00

LA ESPERANZA - -

LA CATELLANA - 100,00

EL OJO DE AGUA - 150,00

LA CATELLANA - 200,00

LA ESPERANZA 1.2 - 226,00

BOSQUE 1 Y BOSUQE 2 - 200,00

EL CARRITO 4 - 50,00

EL CEREZO - -

LOS ALISOS 1.2 - 50,00

EL BOSQUE 300,00 -

EL CANEY - -

SAN LUIS - -

PUERTO AMOR Y LA QUINTA

- -

MORRORICO 200,00 6.000,00

oro negro 10.000,00 1.000,00

Fuente: consultor

3.2.1.2. Capacidad Instalada

Para determinar la capacidad instalada se preguntó al productor minero la cantidad de

carbón en toneladas que puede producir la mina actualmente a su máxima capacidad, es

decir la capacidad instalada o el volumen máximo de producción que puede lograr

mensualmente disponiendo de todos los recursos que tiene a disposición, así mismo se le

pregunt sobre la cantidad de carbón que está produciendo actualmente para de esta

manera determinar la capacidad subutilizada.

ANTIOQUIA

En el departamento la producción en los meses Noviembre-Diciembre fecha en la que se

aplicó la encuesta suma aproximadamente 4.050 ton/mes, los productores mineros a

máxima capacidad podrían aportar aproximadamente 10.650 ton/mes de carbón. Este

escenario permite resaltar un 61,97% de capacidad subutilizada que según los

encuestados al preguntarles sobre las dificultades para cumplir con la producción de

carbón afirmaron que esta situación se debe principalmente a la falta de personal

calificado y la falta de tecnología (maquinaria y equipos).

Tabla 74. Producción y capacidad instalada Antioquia

NOMBRE DE LA MINA

CUANTO PUEDE PRODUCIR LA

MINA ACTUALMENTE A SU MAXIMA

CAPACIDAD (TON)

MAXIMA PRODUCCIÓN

CARBON (100%)

CUANTO CARBON ESTA

PRODUCIENDO ACTUALMENTE

(TON)

CUANTO CARBON ESTA

PRODUCIENDO ACTUALMENTE

(%)

CAPACIDAD SUBUTILIZADA

(TON)


(%)

LA TOPACIO

4.000,00 100,00% 200,00 5,00% 3.800,00 95,00%

LA MERCED

650,00 100,00% 650,00 100,00% - 0,00%

CARBONES LA MESA

2.000,00 100,00% 600,00 30,00% 1.400,00 70,00%

EL TUNEL 2.000,00 100,00% 1.600,00 80,00% 400,00 20,00%

CARBONES DE

SABALETA 2.000,00 100,00% 1.000,00 50,00% 1.000,00 50,00%

TOTAL 10.650,00 100,00 4.050,00 38,03 6.600,00 61,97

Fuente: consultor

NORTE DE SANTANDER

Para análisis de producción y capacidad instalada se tiene que en el departamento la

producción en los meses Noviembre-Diciembre fecha en la que se aplicó la encuesta

suma aproximadamente 66712 ton/mes, los productores mineros a máxima capacidad

podrían aportar aproximadamente 106.339 ton/mes de carbón. Este escenario permite

resaltar un 37,27% de capacidad subutilizada que según los encuestados al preguntarles

sobre las dificultades para cumplir con la producción de carbón afirmaron que esta

situación se debe principalmente al mal estado de las vías, a la temporada invernal e

insuficiente mano de obra con experiencia en minería.

Tabla 75. Producción y capacidad instalada Norte de Santander

TITULO MINERO

CUANTO PUEDE

PRODUCIR LA MINA

ACTUALMENTE A SU MAXIMA

CAPACIDAD (TON)

MAXIMA PRODUCCI

ÓN CARBON

(100%)

CUANTO CARBON

ESTA PRODUCIEN

DO ACTUALMENTE (TON)

CUANTO CARBON

ESTA PRODUCIEN

DO ACTUALME

NTE (%)

CAPACIDAD SUBUTILIZA

DA (TON)

CAPACIDAD SUBUTILIZA

DA (%)

GC3-091 NR NR NR NR NR NR

221R 8.000,00 100,00% 1.200,00 15,00% 6.800,00 85,00%

935T 8.000,00 100,00% 3.600,00 45,00% 4.400,00 55,00%

DBC-113 04-007-98

4.500,00 100,00% 250,00 5,56% 4.250,00 94,44%

04-018-2001

6.000,00 100,00% 1.977,50 32,96% 4.022,50 67,04%

DBB-081 5.000,00 100,00% 2.000,00 40,00% 3.000,00 60,00%

04-028-2001

3.000,00 100,00% 500,00 16,67% 2.500,00 83,33%

ARE-PLT-15121

14.000,00 100,00% 12.000,00 85,71% 2.000,00 14,29%

FHA-111 9.000,00 100,00% 7.000,00 77,78% 2.000,00 22,22%

BJ6-157-158

2.500,00 100,00% 700,00 28,00% 1.800,00 72,00%

1985T 17.000,00 100,00% 15.694,47 92,32% 1.305,53 7,68%

DLC-131 5.000,00 100,00% 3.800,00 76,00% 1.200,00 24,00%

CLG-081 4.000,00 100,00% 3.000,00 75,00% 1.000,00 25,00%

EGU-102 2.400,00 100,00% 1.600,00 66,67% 800,00 33,33%

BELLAVISTA COAL

SAS 4.000,00 100,00% 3.300,00 82,50% 700,00 17,50%

04 006 97 1.800,00 100,00% 1.200,00 66,67% 600,00 33,33%

04-005-97 2.500,00 100,00% 2.000,00 80,00% 500,00 20,00%

094-93 2.000,00 100,00% 1.500,00 75,00% 500,00 25,00%

FCC-850 1.200,00 100,00% 700,00 58,33% 500,00 41,67%

DFI-151 700,00 100,00% 200,00 28,57% 500,00 71,43%

BEV-081 1.500,00 100,00% 1.007,19 67,15% 492,81 32,85%

AI1-071 1.200,00 100,00% 832,90 69,41% 367,10 30,59%

04 016 2001

1.939,83 100,00% 1.600,00 82,48% 339,83 17,52%

CDG-141 600,00 100,00% 550,00 91,67% 50,00 8,33%

035-93 500,00 100,00% 500,00 100,00% - 0,00%

1895-T NR

80,00%

20,00%

TOTAL 106.339,83 100,00% 66.712,06 62,73% 39.627,77 37,27%

Fuente: consultor

BOYACA

En el departamento la producción en los meses Noviembre-Diciembre fecha en la que se

aplicó la encuesta suma aproximadamente 11.303 ton/mes, los productores mineros a

máxima capacidad podrían aportar aproximadamente 14.817 ton/mes de carbón. Este

escenario permite resaltar un 23,71% de capacidad subutilizada que según los

encuestados al preguntarles sobre las dificultades para cumplir con la producción de

carbón afirmaron que esta situación se debe principalmente a dificultades económicas

que tiene el productor minero para sacar apropiadamente la producción, la temporada

invernal y la inestabilidad de mano de obra con experiencia en minería esto debido

principalmente a que las empresas que extraen carbón coquizable o metalúrgico pagan

mejor que las productoras de carbón térmico.

Tabla 76. Producción y capacidad instalada Boyacá

NOMBRE DE LA MINA

CUANTO PUEDE PRODUCIR LA

MINA ACTUALMENTE A SU MAXIMA

CAPACIDAD (TON)

MAXIMA PRODUCCIÓN

CARBON (100%)

CUANTO CARBON ESTA PRODUCIENDO ACTUALMENTE

(TON)

CUANTO CARBON ESTA PRODUCIENDO ACTUALMENTE

(%)


(TON)


(%)

PROYECTO BELLAVISTA

450,00 100,00% 450,00 100,00% - 0,00%

LA ESPERANZA 200,00 100,00% 200,00 100,00% - 0,00%

LA CATELLANA 400,00 100,00% 400,00 100,00% - 0,00%

EL OJO DE AGUA

572,00 100,00% 572,00 100,00% - 0,00%

LA CATELLANA 36,00 100,00% 36,00 100,00% - 0,00%

LA ESPERANZA 1.2

50,00 100,00% 50,00 100,00% - 0,00%

BOSQUE 1 Y BOSUQE 2

500,00 100,00% 500,00 100,00% - 0,00%

EL CARRITO 4 265,00 100,00% 265,00 100,00% - 0,00%

EL CEREZO 572,00 100,00% 572,00 100,00% - 0,00%

LOS ALISOS 1.2 50,00 100,00% 50,00 100,00% - 0,00%

EL BOSQUE 200,00 100,00% 120,00 60,00% 80,00 40,00%

EL CANEY 300,00 100,00% 300,00 100,00% - 0,00%

SAN LUIS 150,00 100,00% 150,00 100,00% - 0,00%

PUERTO AMOR Y LA QUINTA

70,00%

30,00% - 40,00%

MORRORICO 572,00 100,00% 572,00 100,00% - 0,00%

ORO NEGRO 500,00 100,00% 400,00 80,00% 100,00 20,00%

TOTAL 4.817,00 100,00 4.637,00 96,26 180,00 3,74

Fuente: consultor

3.2.1.3. Producción Anual y proyecciones

ANTIOQUIA

Según datos obtenidos a partir de la encuesta se puede afirmar que la producción de

carbón térmico en el departamento aumento en el 2015 con respecto al 2013 en un

49,65%, pasando de 16.000 ton /año en el 2013 a 31.780 ton/año a 2015 para el grupo

de productores mineros encuestados.

La producción a Noviembre- Diciembre fecha en que se diligencio la encuesta está en

33.000 ton/año, se encuentra un 3,84% por encima de la producción del año 2015 (31.780

ton /año)

Los productores mineros encuestados del departamento tiene proyectado aumentar su

producción en el 2016 en un 29,79% equivalente a 47.000 ton/año respecto al año 2015,

es una aumento significativo teniendo en cuenta todas las dificultades que ellos reportaron

para cumplir con la producción además que hasta el momento se ha cumplido con un

70,21% de la producción del 2015.

Los productores mineros del departamento tiene proyectado aumentar su producción para

2020 a 110.000 ton/año equivalente a un aumento del 76,43% respecto al año 2015

(31.780 ton/año), es un aumento significativo se puede decir que se puede cumplir

teniendo encuentra que la capacidad instalada a Noviembre-Diciembre está en el orden

de 10.650 toneladas/mes equivalente a 127.800Ton/año, es decir con la capacidad

instalada actualmente se alcanzaría y se sobrepasa en un 16% la producción proyectada

a 2020.

Tabla 77. Producción anual de carbón y proyecciones a 2016 y 2020.

NOMBRE DE LA MINA

2.013,00 2.014,00 2.015,00 2.016,00 2.020,00 Producción año (nov-dic-2016)

LA TOPACIO

- - - 2.000,00 6.000,00 8.500,00

LA MERCED

5.000,00 8.000,00 12.000,00 7.000,00 24.000,00 6.000,00

CARBONES LA MESA

10.000,00 1.000,00 9.000,00 10.000,00 20.000,00 7.000,00

EL TUNEL - 400,00 9.780,00 15.000,00 60.000,00 1.500,00

CARBONES DE

SABALETA 1.000,00 1.000,00 1.000,00 13.000,00 30.000,00 10.000,00

TOTAL 16.000,00 10.400,00 31.780,00 47.000,00 140.000,00 33.000,00

Fuente: consultor

NORTE DE SANTANDER

Según datos obtenidos a partir de la encuesta se puede afirmar que a producción de

carbón en el departamento aumento en el 2015 respecto al 2013 en un 21,37%, pasando

de 482.769,34 ton/año en el 2013 a 613.951,47 ton/año a 2015 para el grupo de

productores mineros encuestados.

La producción a Noviembre- Diciembre fecha en que se diligencio la encuesta está en

456.267 ton/año, lo que equivale al 74,32% de la producción del año 2015 (613.951).

Los productores mineros encuestados del departamento tiene proyectado aumentar su

producción en el 2016 en un 30,19% equivalente a 879.513 ton/año respecto al año

2015, es una aumento significativo teniendo en cuenta todas las dificultades que ellos

reportaron para cumplir con la producción además que hasta el momento se ha cumplido

con un 69,81% de la producción comparada con la de 2015.


2020 a 1.367.402,17 ton/año equivalente a un aumento del 55,10% respecto al año 2015

(613.951,47 ton/año), este incremento es bastante significativo sin embargo se pude

afirmar que se llegaría a cumplir teniendo encuentra que la capacidad instalada a

noviembre-diciembre está en el orden de 106.339,83 toneladas/mes equivalente a

1.276.077,96 Ton/año, es decir con la capacidad instalada a la fecha se alcanzaría y se

un 93,32% de la producción proyectada a 2020.


N° TITULO MINERO

Producción anual de carbón (Toneladas)

PRODUCCIÓN ANUAL (a

noviembre-diciembre de

2016) (TON)

PROYECCIONES DE PRODUCCION (Ton)

2.013,00 2.014,00 2.015,00 2.016,00 2.020,00

1 04 016 2001 25.216,00 30.778,00 15.000,00 21.926,00 21.926,00 20.858,00

2 ARE-PLT-

15121 - - - 100.000,00 100.000,00 195.120,00

3 1895-T 2.648,64 5.119,66 6.049,00 10.000,00 7.000,00 38.400,00

4 035-93 4.701,57 9.879,31 17.500,00 6.000,00 6.000,00 6.310,00

5 04 006 97 3.259,76 11.348,46 14.481,15 NR 14.000,00 30.000,00

6 FHA-111 - 12.404,00 56.001,63 84.000,00 90.000,00 150.000,00

7 DBB-081 40.514,18 32.241,14 24.271,00 23.289,00 30.000,00 30.000,00

8 094-93 17.367,00 19.504,00 18.108,00 16.500,00 17.000,00 25.200,00

9 1985T 106.365,26 139.088,15 185.450,05 NR 140.000,00 NR

10 DBC-113 04-007-98

14.050,00 18.400,00 14.187,00 1.000,00 NR NR

11 04-018-2001 NR NR NR 21.752,50 51.826,00 72.320,17

12 BEV-081 NR NR NR NR 40.000,00 48.620,00

13 AI1-071 NR NR NR 9.200,00 25.501,00 15.802,00

14 CLG-081 19.000,00 18.000,00 13.000,00 21.200,00 23.000,00 100.000,00

15 GC3-091 NR NR NR NR NR NR

16 FCC-850 - - - 8.400,00 8.400,00 120.000,00

17 04-005-97 25.474,62 27.933,72 23.757,98 NR 20.000,00 30.000,00

18 221R 66.109,84 52.043,18 43.438,02 12.000,00 12.000,00 100.000,00

19 935T 24.126,47 23.938,58 37.095,64 NR 27.500,00 60.000,00

20 04-028-2001 36.000,00 36.000,00 36.000,00 NR 65.000,00 81.900,00

21 EGU-102 24.000,00 24.000,00 24.000,00 24.000,00 65.000,00 81.900,00

22 DLC-131 38.100,00 39.500,00 42.000,00 42.000,00 45.000,00 38.000,00

23 BJ6-157-158 2.500,00 6.000,00 7.000,00 9.000,00 9.000,00 20.000,00

24 CDG-141 NR NR NR NR 12.760,00 15.000,00

25 DFI-151 3.316,00 5.730,00 2.731,00 8.000,00 10.600,00 15.972,00

26 MINA

BELLAVISTA 30.020,00 31.178,00 33.881,00 38.000,00 38.000,00 72.000,00

TOTAL 482.769,34 543.086,20 613.951,47 456.267,50 879.513,00 1.367.402,17

Fuente: consultor

BOYACA

Según datos obtenidos a partir de la encuesta se puede afirmar que la producción de

carbón térmico en el departamento aumento en el 2015 con respecto al 2013 en un

27,78%, pasando de 112.000 ton /año en el 2013 a 155.087 ton/año a 2015 para el

grupo de productores mineros encuestados.

La producción anual actual a Noviembre- Diciembre fecha en que se diligencio la

encuesta corresponde a 144.984 Ton/año es decir se encuentra a un 6,51% para

alcanzar la producción del año 2015 (155.087 ton/mes)

Los productores mineros tiene proyectado aumentar su producción para el 2016 a

150.444 ton/año se estima que es probable cumplir con este estimativo de producción ya

que a noviembre-diciembre del presente años fecha en la que se aplicó la encuesta la

producción está en el orden de 144.980 ton/año equivalente al 96,37% de la producción

proyectada a 2016.


2020 a 369.176 ton/año equivalente a aumento del 57,99%% respecto a la producción

del año 2015 (155.087 ton/año), es una aumento significativo y muy probable de

conseguir teniendo en cuenta que la capacidad instalada actualmente se encuentra en el

orden de 14.817 ton/mes lo que equivale a 177.804 ton/año es decir casi el 48,16% de la

producción proyectada para el 2020.


NOMBR DE LA MINA 2.013,00 2.014,00 2.015,00 2.016,00 2.020,00 PRODUCCIÓN ANUAL (NOV-

DIC 2016)

Proyecto Bellavista 5.000,00 5.300,00 4.800,00 4.800,00 20.000,00 4.800,00

La Esperanza 1.200,00 1.200,00 2.400,00 2.400,00 9.600,00 2.400,00

La Catellana 4.800,00 - 4.800,00 4.800,00 19.200,00 4.800,00

El Ojo De Agua 14.000,00 15.000,00 6.000,00 6.800,00 27.200,00 6.800,00

La Catellana 6.000,00 6.000,00 8.000,00 NR 20.000,00 9.500,00

La Esperanza 1.2 1.500,00 2.000,00 1.500,00 NR 5.000,00 1.500,00

Bosque 1 Y Bosuqe 2 7.000,00 6.500,00 6.500,00 6.000,00 25.000,00 6.000,00

El Carrito 4 - - - 3.180,00 12.720,00 380,00

El Cerezo 3.000,00 3.500,00 4.000,00 6.864,00 27.456,00 6.864,00

Los Alisos 1.2 1.300,00 1.600,00 1.500,00 NR 6.000,00 1.500,00

El Bosque 1.400,00 1.300,00 1.600,00 1.500,00 6.000,00 1.500,00

El Caney 800,00 1.000,00 1.500,00 3.600,00 15.000,00 3.600,00

San Luis 500,00 400,00 1.500,00 1.800,00 8.000,00 1.800,00

Puerto Amor Y La Quinta

1.800,00 2.300,00 2.500,00 3.000,00 3.000,00 NR

Morrorico 1.200,00 800,00 790,00 1.200,00 5.000,00 792,00

Oro Negro 4.500,00 4.500,00 4.500,00 4.500,00 10.000,00 4.500,00

TOTAL 54.000,00 51.400,00 51.890,00 50.444,00 219.176,00 56.736,00

Fuente: consultor

Ante la temática sobre la percepción ventajas y desventajas de un eventual

incremento de la demanda de carbón encontramos que las principales respuestas

observadas sobre la venta de carbón a térmicas obtenidas en la encuesta se

encuentran las siguientes:

Tabla 80. Encuesta a productores de carbón octubre-noviembre 2016

VENTA DE CARBON A TERMICAS

VENTAJAS DESVENTAJAS

Contrato estable Amplia distancia desde la mina al acopio de entrega de carbón

Contrato directo Bajo precio de compra

Empresas serias y cumplidas No hay mercado estable

Consumo continuo Precio bajo debido presencia de minería informal

Buen precio Cierre esporádico

Premio por calidad Devolución por calidad

Beneficios Regalías de consumo interno

Pago oportuno El valor del flete no es considerado en base a los costos actuales de transporte Estabilidad en el mercado

Se puede vender a termoeléctricas diferentes Variabilidad en las cantidades contratadas

dependiendo de la época del año El precio no depende del mercado internacional

Continuidad contractual Menor posibilidad de aprovechar un incremento en el precio internacional Estabilidad en el precio

Compañía emprendedora Cantidades limitadas

Líder regional Fuente: consultor

Adicionalmente, frente a la temática relevante a las dificultades ante un eventual

incremento de la demanda puntualizamos que las principales respuestas en la

encuesta de los mineros observadas en la venta de carbón a térmicas,

encontramos que sus inquietudes y expectativas relacionadas con producción,

comercialización y demanda se refieren a lo siguiente.

Tabla 81. Encuesta a productores de carbón Octubre-Noviembre 2016

DIFICULTADES EN LA VENTA DE CARBON A TERMICAS

CUMPLIR PRODUCCIÓN

COMERCIALIZACIÓN AUMENTO DEMANDA

Mal estado de las vías terciarias

y de acceso a la mina

acaparamiento del mercado en las empresas existentes

No tener suficiente carbón preparado

bajos precios en el mercado no permite

inversión

falta de conocimiento del mercado

Disponibilidad de Recursos para invertir en tecnología

poca inversión por parte del estado en la

ejecución del presupuesto de regalías

precio del carbón internacional por debajo del equilibrio para cumplir los costos mínimos

falta de mano de obra calificada y con experiencia en minería

Temporada invernal poca financiación para logística y transporte

Las condiciones geológicas no permiten preparar el carbón

Demoras en la adquisición de insumos

(explosivos-madera)

cierre de la frontera (caso norte de Santander)

Conseguir inversiones

Condiciones difíciles de la mina

muchos contratos de comercialización se realizan a través de intermediarios que

desconocen los costos de extracción de carbón

el mal estado de las vías de acceso a la mina

Falta mano de obra calificada y

con experiencia en minería

ventas a crédito 1 a 4 meses el mal estado de vías regionales hace tomar otras vías más

demoradas para llegar al acopio de las térmica

3.2.2. Análisis de la encuesta agremiaciones

A continuación se nombran las principales conclusiones de las encuestas

aplicadas a las agremiaciones de productores mineras en el interior del país donde

se hace énfasis en la cantidad de carbón térmico que están produciendo las

empresas asociadas, las dificultades, facilidades y beneficios que tendrían las

empresas asociadas para el cumplimiento de la producción ante un escenario de

aumento de demanda, y por ultimo las mejoras prioritarias que deben realizar los

productores mineros para la comercialización de carbón térmico.

3.2.2.1. Producción de Carbón de las empresas asociadas

AGREMIACIÓN MUNICIPIO DEPARTAMENTO CANTIDAD DE CARBÓN TÉRMICO QUE PRODUCEN LAS EMPRESAS

ASOCIADAS

COOPROCARBÓN SUGAMUXI

Gameza Boyacá 7.000,00

COINCARBOY Sogamoso Boyacá 5.000,00

COOAGROMIN LTDA Paipa Boyacá 10.000,00

ASOMICSI Amaga Antioquia 30.000,00

COOPROCARCEGUA LTDA

Cúcuta Norte de

Santander 20.000,00

FEDECUNDI Ubaté Cundinamarca 66.666,00

De las agremiaciones encuestadas se identifica un mejor panorama para el

departamento de Cundinamarca ya que FEDECUNDI cuenta con la mayor

producción de carbón térmico a nivel nacional aportando el 48%, seguido de

ASOMICSI en el departamento de Antioquia con el 22%, la agremiaciones del

departamento de Boyacá aportan el 16% de la producción de carbón térmico.

Figura 21. Cantidad de carbón térmico que producen las empresas asociadas

Fuente: consultor

3.2.2.2. Dificultades, facilidades y beneficios ante un incremento de la

demanda de carbón térmico

DIFICULTADES ANTE UN INCREMENTO DE LA DEMANDA RESPUESTAS ENCUESTADOS

Bajo nivel Tecnológico 5

No se tiene definida una política de precios entre

productores 4

Dificultad para adquirir materiales 5

Estacionalidad climática 4

bajo nivel educativo de los Operarios 3

Altos costos de intermediación 3

Altas exigencias de calidad 4

Problemas Ambientales 3

Problemas Sociales 2

otros 3

5%

4%

7%

22%

14%

48%

CANTIDAD DE CARBON TERMICO QUE PRODUCEN LAS EMPRESAS ASOCIADAS

COOPROCARBÓN SUGAMUXI

COINCARBOY

COOAGROMIN LTDA

ASOMICSI

COOPROCARCEGUA LTDA

FEDECUNDI

Figura 22. Dificultades ante un incremento de la demanda

Las principales dificultades que tendrían las empresas asociadas para cumplir con

la producción ante un incremento de la demanda se encuentra como primera

medida el bajo nivel tecnológico referido a equipos y maquinaria de las minas con

un 14%, y la dificultad para conseguir materiales referido a explosivos y madera

con un con el mismo porcentaje, a este factor le sigue con el 11% la

estacionalidad climática puede variar el consumo de las térmicas, el no tener

definidos una política de precios entre productores y las altas exigencias de

calidad.

En segundo término, frente a la temática relevante a facilidades, beneficios y

mejoras ante un eventual incremento de la demanda de carbón encontramos que

las inquietudes y expectativas relacionadas en la encuesta se refieren a lo

siguiente.

Tabla 82. Encuesta agremiaciones octubre-noviembre 2016

SOBRE FACILIDADES SOBRE BENEFICIOS SOBRE MEJORAS

Inversiones que exige cada una de

las minas

Puesta en marcha del

100% de capacidad

instalada

Mantenimiento en seguridad

industrial y ambiental.

Pagos oportunos, seguridad

social y transporte.

tecnificación

14%

11%

14%

11% 9%

8%

11%

8%

6%

8%

Bajo nivel Tecnológico

No se tiene definida una política deprecios entre productoresDificultad para adquirir materiales

Estacionalidad climática

bajo nivel educativo de los Operarios

Altos costos de intermediación

Altas exigencias de calidad

Problemas Ambientales

Problemas Sociales

otros

cumplimiento

aumento de la producción

Garantía de venta del

producto

mejoramiento de las minas

(tecnificación)

Seguridad de la cooperativa Mejorar precios

cumplimiento

normatividad

calidad de vida:

trabajadores y sus

familias

inversión social

organización

empresarial

tecnificación

mejor producción

regalías, aumento de

empleo.

capacitación

mejoramiento modelos mineros

cuentan con suficiente potencial

geológico , ante una expectativa de

mercado de mediano y largo plazo,

con estabilidad de precios, se

podrían tecnificar las explotaciones

actuales

posibilidades de

inversión en la mina,

para mecanizar

procesos y garantizar

continuidad de los

trabajadores

capacitación del

personal y más fácil

cumplimiento de normas

de seguridad Y

AMBIENTALES

lograr compra directa a los

titulares mineros por parte de los

consumidores, garantizando

continuidad y estabilidad de

precios

Fuente: consultor

4. ANÁLISIS DE INFORMACIÓN

En esta sección se incluye el análisis de la información secundaria y de las

conclusiones del panel, así como de la generada en las encuestas realizadas a

algunas plantas térmicas y a empresarios mineros.

4.1. Valoración técnica, económica y ambiental sobre la generación a

carbón

El parque térmico de generación a carbón de Colombia a diciembre de 2015, llegó

a 1.339 MW por la entrada en operación de Gecelca 3 en el mes de septiembre

con 164 MW y Tasajero 2 en el mes de diciembre con165 MW; la adición de esta

capacidad de generación conformó la capacidad mencionada equivalente al 8,2%

de la capacidad efectiva de generación del SIN.

Las unidades de generación en base a carbón, operan con calderas

convencionales de carbón pulverizado, a excepción de Gecelca 3 que opera con

sistema de combustión en lecho fluidizado, se tipifican dentro del rango inferior de

capacidad, en referencia a los rangos de capacidad que ofrece actualmente el

mercado para este tipo de plantas tal como se puede observar en cuadro que

presenta el estándar de Capacidad y Condiciones del vapor que ofrecen los

fabricantes de los equipo de generación de energía.

Los parámetros del ciclo térmico de las plantas a vapor son el factor determinante

de la eficiencia de las calderas, particularmente la presión de operación del vapor,

y en la valoración de las plantas en operación a carbón, en cuanto a este

parámetro, las siguientes plantas, todas de capacidad inferior a 100 MW: Paipa 1 y

Zipa 2, operan en el rango presión nominal del ciclo de 63-65 kg/cm2 g, y las

unidades: Paipa 2, Paipa 3, Zipa 3, Zipa 4 y Zipa 5, operan a presión nominal de

ciclo de 88 kg/cm2 g. Este grupo de unidades ha operado con buena confiabilidad

durante más de 36 años, aunque a muy baja eficiencia valorada entre el 22% y el

32%.

El grupo restante de unidades con generación en base a carbón, son unidades de

capacidad igual o superior a 150 MW, tienen entre 20 y 34 años de operación,

presentan eficiencias térmicas entre el 34% y el 38,5% y operan al nivel de presión

nominal del ciclo correspondiente a 127 kg/cm2. Este nivel de presión de

operación es un valor que corresponde al estándar el mercado. Este grupo de

unidades lo conforman: Termoguajira 1, Termoguajira 2, Gecelca 3, Tasajero 1,

Tasajero 2 y Paipa 4. A mediados de 2017 este grupo se ampliará con la entrada

en operación de Gecelca 3.2, actualmente en proceso de construcción, que es una

unidad de 250 MW de capacidad con tecnología de combustión en lecho

fluidizado.

En el aspecto de emisiones atmosféricas de MP, todas las unidades que operan a

carbón están equipadas con precipitadores electrostáticos de eficiencias

superiores al 99%, a excepción de Gecelca 3 que está equipada con filtro de

mangas como lo estará Gecelca 3.2.

En cuanto a emisiones atmosféricas de SO2, la mayoría de las unidades operan a

carbón con bajo azufre y con un control adecuado de la calidad del combustible

cumplen con los límites fijados en las normas. Sin embargo, a las unidades Paipa

1 y Paipa 3 se les instalaron sistemas de inyección de SO3 en la corriente de

gases, tasajero 2, está equipada con un sistema desulfurador tipo húmedo y

Gecelca 3, que está equipada con sistema de combustión en lecho fluidizado,

como también lo estará Gecelca 3.2.

Las unidades en operación con calderas a carbón pulverizado fueron instaladas en

las últimas dos décadas del siglo anterior, cuando no se habían difundido

ampliamente los sistemas de control de emisión NOx, por lo tanto, en este campo

casi todas las plantas en operación son susceptibles de mejoramiento mediante el

uso de las tecnologías disponibles en el mercado, mientras que en las que

cuentan con tecnología de lecho fluidizado, el sistema mitiga la emisión de NOx

porque opera a temperatura inferior a la de formación de NOx.

El análisis del estado del parque térmico a carbón en operación muestra una

marcada obsolescencia y debido a ella, una baja eficiencia, particularmente en las

unidades de capacidad menor a 100 MW, campo en el cual las acciones de

mejoramiento son limitadas, por cuanto las condiciones de las instalaciones son

inherentes a su diseño original. Las unidades de capacidad igual o mayor a 150

MW operan al nivel de eficiencia acorde con la eficiencia de diseño usual para

este tipo de unidades en la actualidad.

Los proyectos de plantas de generación con base en carbón, relacionadas en el

registro de la UPME, totalizan 1.898 MW, de los cuales no existe información

oficial disponible en cuanto a ubicación, tecnología aplicada, consumo de carbón,

impacto ambiental y fecha estimada de inicio de operación. En este aspecto, es

importante señalar que ninguno de los proyectos está registrado en fase 3, para lo

cual se requiere contar con la licencia ambiental.

Con el Análisis Costo Beneficio, CBA (sigla en inglés), se puede llevar a cabo la

evaluación financiera en su totalidad para la evaluación de un proyecto térmico. En

algunos casos, se puede ajustar los costos y los beneficios para la economía,

salvo con las externalidades ambientales. Pero con el caso de la valoración social

sería insuficiente de hacerlo, no obstante, por otro lado con el Análisis Social

Costo Beneficio, SCBA (sigla en inglés), es posible de realizar todas las tres

evaluaciones para calificar el proyecto.

CBA determina todos los costos y beneficios de un proyecto en términos de precio

de mercado, pero en un mercado imperfecto el precio de mercado no puede

reflejar el valor social. Es por eso que SCBA cuantifica todos los costos y

beneficios sociales de un proyecto con el precio sombra en lugar del precio de

mercado. Además, por lo general CBA utiliza el excedente del consumidor para

calcular los beneficios y costos. Pero SCBA determina aquellos en términos de

consumo o bien de ingreso social no comprometido. En suma, se puede decir que

el CBA a menudo produce unos resultados inferiores en general, en términos de

protección del medio ambiente y del bienestar social, al compararlo con el SCBA-

JUSTIFICACIÓN Y OBJETIVOS DEL SCBA

En el SCBA la atención la centramos en los costos y beneficios sociales del

proyecto. Estos a menudo tienden a discrepar de los costos y beneficios

monetarios del proyecto. Las principales fuentes de discrepancia son las

siguientes: Imperfecciones del mercado; Impuestos y Subsidios; El incentivo al

Ahorro; La preocupación por la Redistribución; Las Preferencias.

Por tanto, el objetivo del Análisis Social Costo Beneficio es, en su sentido amplio,

asegurar y lograr el valor del dinero en el ciclo económico al evaluar claramente

los costos y beneficios de las opciones económicas con las alternativas

examinadas y seleccionar aquella alternativa que ofrezca el mayor beneficio neto.

Como conclusión, se puede decir que el objetivo principal de análisis de

rentabilidad social es determinar: Los beneficios económicos del proyecto en

términos de un precio (precio sombra) que reflejan el valor social; El impacto del

proyecto sobre el nivel de ahorro e inversiones en la sociedad; El impacto del

proyecto sobre la distribución del ingreso en la sociedad; y, la contribución del

proyecto hacia el cumplimiento de determinados objetivos y preferencias (ello es

menos impacto ambiental, la autosuficiencia energética, el empleo, etc).

Desde el anterior punto de vista es importante valorar los proyectos energéticos

tanto para la ampliación así como los que inicien su operación de generación

térmica a carbón para el fortalecimiento de la política gubernamental.

ESTUDIO DEL ESCENARIO ENTRE ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN

ELECTRICA

Esta sección documenta sobre la metodología, datos y resultados de un estudio

independiente del Análisis Costo Beneficio (CBA) acerca de los costos financieros,

de los daños a la salud y los ambientales asociados a cuatro escenarios de

generación de electricidad.

El escenario abarca una gama de alternativas de generación de electricidad para

la sustitución de la electricidad producida por las instalaciones de generación a

carbón en la provincia de Ontario, Canadá4. Los resultados de este estudio

proporcionan una estimación de los costos y beneficios para algunos de los

lineamientos de política a disposición del Gobierno de Ontario con respecto a la

sustitución de las instalaciones de generación a carbón.

Cuatro escenarios fueron identificados por el Ministerio de Energía:

Escenario 1 - Caso Base: el Status Quo, continuar operando las

instalaciones de generación a carbón dentro del régimen regulatorio actual (1)

Escenario 2 - Todo a Gas: producir toda la electricidad de reemplazo a

través de las instalaciones de generación de gas construida para este

propósito,

Escenario 3 - Nuclear / Gas: producir toda la electricidad de reemplazo a

través de una combinación de materiales nucleares renovado y nuevas

instalaciones de generación de gas construida para este propósito, y

Escenario 4 - Controles Estrictos: continuar operando las instalaciones de

generación a carbón pero instalar una nueva tecnología de control de

emisiones por lo que la mejor tecnología de control estará disponible en su

lugar.

El primer paso en este CBA fue estimar sus costos financieros de cada escenario

(es decir, el de capital, de operación, de mantenimiento y costos de combustible).

El siguiente paso consistió en establecer modelos de calidad del aire utilizando los

perfiles de emisión proyectados para cada escenario. Luego se estimaron los

impactos ambientales y de salud de cada escenario. Por último, se estimó el valor

monetario correspondiente de estos impactos. Sumando los costos financieros y

4 Reglamento de Ontario 397 ha establecido límites de emisiones para las instalaciones de generación a

carbón de la provincia. Estos topes de emisión se supone que deben cumplirse en el caso base y esto se

refleja en la producción y emisión de los perfiles de generación de electricidad para este escenario.

monetarios de salud y de daños ambientales, se estimó el Costo Total de

Generación para cada escenario. El beneficio neto en cada uno de los tres

escenarios con relación al caso base se calculó tomando la diferencia en el costo

total de la generación.

COSTO TOTAL DE GENERACIÓN

La Tabla a continuación muestra el costo total de la producción de electricidad (es

decir, los costos financieros, más salud y daños al medio ambiente) para cada

escenario. Este costo total de generación representa la cantidad promedio mínimo

que la sociedad debe estar dispuesta a pagar por la generación de electricidad

deseada.

Los costos totales de generación son sensibles a la metodología utilizada para

estimar el riesgo de mortalidad prematura, es decir el número de muertes

prematuras atribuibles a las emisiones de los contaminantes a la atmósfera de las

instalaciones de generación de electricidad. La Tabla incluye los costos totales de

generación obtenidos utilizando los dos factores de riesgo de mortalidad

prematura a largo plazo y los factores de riesgo de mortalidad prematura agudas

(es decir, a corto plazo); los valores estimados utilizando los últimos factores se

muestran entre paréntesis.

Tabla 83. Costo total de generación

ESCENARIOS

1 Caso Base

2 Solo Gas

3 Nuclear

4 Control

Restringente

VALOR PRESENTE $BILLONES (2007-2026)

49 (21)* 29 (26) 22 (18) 32 (21)

COSTOS ANUALIZADOS ($MILLONES)

4.377 (1.836) 2.605 (2.279) 1.942 (1.635) 2.802 (1.895)

COSTOS NIVELADOS ($/MWh)

164 (69) 98 (86) 72 (61) 105 (71)

PROPORCION EN SALUD Y AMBIENTAL

77% (46%) 20% (9%) 21% (6%) 51% (28%)

* Valores en paréntesis se basan en los daños estimados por las mortalidades prematuras agudas.

Fuente: Cost Benefit Analysis: Replacing Ontario’s Coal-Fired Electricity Generation; Prepared for Ontario

Ministry of Energy; Prepared by DSS Management Consultants Inc. RWDI Air Inc. April, 2005

BENEFICIOS ECONÓMICOS REGIONALES DE UNA CARBOELECTRICA

VERSUS UNA TERMICA A GAS

Hill & Associates, Inc evaluó comparativamente los potenciales beneficios

económicos para una región con la construcción y operación de una gran central

eléctrica a carbón, comparado con el desarrollo y operación de una planta de

similar tamaño alimentada por gas natural, ello para el estado de Kentucky,

Estados Unidos.

Las alternativas consideradas son: 1. Una central eléctrica de 1.500 megavatios

alimentada con carbón y equipada con la última tecnología para el control de

emisiones y una inversión de US$2000 millones. El carbón para esta planta podría

ser suministrada por una nueva mina situada cerca de la planta de energía; 2. Una

planta del mismo tamaño de combustión de gas natural y con la utilización de

tecnología de ciclo combinado con inversión de US$750 millones. La planta de

este tamaño tendría que utilizar con toda probabilidad el gas producido fuera de la

región y utilizar el sistema de oleoductos con el sistema de tuberías a través de

varios estados.

A continuación se muestra las características de las centrales y el impacto directo

de los proyectos

Tabla 84. Costos e inversiones carboeléctrica vs planta a gas CARBOELÉCTRICA TERMICA A GAS

TECNOLOGIA PC CON LAVADOR HUMEDO CICLO COMBINADO

Tamaño (MW) 1.500 1.500

Capacidad Neta 90% 90%

Generación Anual (MWh)

11.826.000 11.826.000

Inversión (Mill US$) 2.000 750

Compra Equipos 45% 900 60% 450

Mano de obra y materiales

34% 680 23% 172,5

Obras Civiles 14% 280 8% 60

Varios y otros 7% 140 9% 67,5

Costo de capital planta

100% 2.000 100% 750

COSTOS DE OPERACIÓN

$/MWh $ / año $/MWh $ / año

$0,70/mmBtu* Millones $3,50/mmBtu Millones

Combustible 7,0 82,8 24,64 291,4

O.A.M y otros 6,0 71,0 4,67 55,2

Costo total de oper. 13,0 153,8 29,31 346,6

* $0,70/mmBtu = Costo de $12,52+$4,00 depreciación y utilidad = $16,52/ton

MINA

SUMINISTRO ANUAL (TON) 5.011.017

INVERSION (Mill US$)

125

Compra equipos 50% 63

Mano de obra 39% 49

Ingenieria y terreno 2% 3

Varios y Otros 9% 11

Costo total de Capital 100% 125

COSTOS DE PRODUCCION $/Ton $/año

Millones

Salarios y beneficios 4,15 20.795.721

Materiales y suministros 4,20 21.046.271

Otros Impuestos y regalias 1,92 9.621.153

Administracion 0,95 4.760.466

Impuestos Federales 1,30 6.514.322

Costo total de operación 12,5 62.737.933

FASE

GENERACIÓN ANUAL DE EMPLEOS DIRECTOS

SUMINISTRO DE CARBÓN GAS

TERMICA MINA TOTAL PLANTA

Fase de construcción 5.800 439 6.239 1.350

Fase de operación 143 395 538 78 Fuente: Economic benefits of a coal-fueled power plant compared to natural gas prepared for Peabody Energy.

Los resultados de análisis que se presenta demuestran que el carbón tiene un

impacto económico muy favorable. Las cifras presentadas son representativas de

los impactos económicos para el estado y se relaciona con el desarrollo de una

nueva planta de energía en cualquiera de los estados del Medio Oeste que

produzcan carbón. La construcción y operación de una central eléctrica de carbón

en una región productora de carbón traerá importantes beneficios económicos en

términos de puestos de trabajo creados y de las ventas para los negocios

regionales.

La construcción de una central eléctrica de carbón con la mina aumentará el

volumen de negocios a nivel estatal por $4.5 billones de dólares y genera más de

20.000 nuevos empleos remunerados anualmente. La operación de la mina y la

planta por encima del estimado de 40 - 50 años de vida útil generara un volumen

adicional de negocio de $439 millones de dólares anuales en el estado y creará

casi 2.300 puestos de trabajo permanentes. Gran parte de la actividad económica

y la mayoría de los nuevos empleos se crearán indirectamente, como

consecuencia de los gastos realizados directamente en la planta de energía y las

minas.

De otra parte, una nueva central eléctrica alimentada por gas del mismo tamaño

tendría sólo alrededor de un tercio del impacto favorable de carbón en la

economía y en el empleo regional durante su fase de construcción. El gas también

tendría un impacto menos favorable durante la vida operativa de la planta porque

la mayor parte de los dólares gastados para el funcionamiento de la planta de gas,

probablemente saldrán de la región para la compra de gas natural. Los nuevos

puestos de trabajo creados por la operación de la planta de gas ascenderían sólo

al 38% de los puestos de trabajo creados por la nueva planta de carbón y las

minas.

Adicional de las ventajas que ofrece el carbón en términos de gasto y el empleo

relacionado con el proyecto, el uso del carbón para la generación de energía

también proporciona otros beneficios económicos más amplios.

Debido a que el combustible es un elemento importante en el costo de la

electricidad y el carbón es mucho más barato que el gas, el uso de la generación

por carbón proporciona una base segura de generación a bajo costo para todos

los consumidores y empresas de la región. Por otra parte, los bajos costos de

electricidad ayudarán a atraer otros nuevos negocios.

ESTIMACIONES DE LOS IMPACTOS ECONÓMICOS

Los resultados del análisis del modelo IMPLAN se muestran en las Tablas a

continuación. Las tablas 85 y 86 muestran los impactos económicos de una central

eléctrica de carbón y la mina que suministre el carbón y similarmente para una

térmica de combustible a gas, ambas del mismo tamaño. En las tablas se resumen

las diferencias.

Tabla 85. Impacto económico de una térmica de 1.500 MW carboelectrica y mina versus planta a gas fase de construcción

IMPACTO VIDA DEL

PROYECTO COMBUSTIBLE

IMPACTO DIRECTO

IMPACTOS INDIRECTO E INDUCIDOS

IMPACTO TOTAL

AUMENTO VARIACION

Volumen de Negocio (Ventas en millones)

CARBON 2.113 2.411 4.524 2.919 182%

GAS 750 855 1.605 - -

Generación anual de empleos

CARBON 6.240 14.060 20.300 14.330 240%

GAS 1.350 4.620 5.970 - -

Salarios y beneficios (millones)

CARBON 624 391 1.015 744 275%

GAS 135 136 271 - -

Contribución de Impuestos

( Estado Kentucky - en millones)

CARBON - - 57,70 42,20 272%

GAS - - 15,50 - -

Fuente: Economic benefits of a coal-fueled power plant compared to natural gas prepared for Peabody Energy

y cálculos propios.

Tabla 86. Impacto económico de una térmica de 1.500 MW, Carboeléctrica y mina versus planta a gas fase de operación

IMPACTO ANUAL

COMBUSTIBLE IMPACTO DIRECTO

IMPACTOS INDIRECTO

E INDUCIDOS

IMPACTO TOTAL

AUMENTO VARIACION

Volumen de Negocio (Ventas en

millones)

CARBON 154 286 439 295 204%

GAS(1) 52 92 145 - -

Generación anual de empleos

CARBON* 538 1.735 2.273 1.405 162%

GAS 78 790 868 - -

Salarios y beneficios (millones)

CARBON 11 57 69 40 136%

GAS 6 23 29 - -

Contribución de Impuestos ( Estado

Kentucky - en millones)

CARBON - - 4,00 2,30 135%

GAS - - 1,70 - -

Fuente: Economic benefits of a coal-fueled power plant compared to natural gas prepared for Peabody Energy y calculos própios. Nota 1. Si la mayoría de los gastos en la planta de gas natural se gastan en el estado, el impacto económico directo de la planta de gas sería de $ 327,4 millones por año. Sin embargo, un estimado de $ 275,2 millones es probable que se pague fuera del estado por el gas natural, un gasto que no tendrá ningún impacto en el estado. * Los 395 empleados necesarios en la mina de carbón se incluyen en la columna de "impacto directo" porque carboelectrica y la mina serán construidos y operados juntos como parte de un nuevo negocio.

En resumen, los valores en este estudio demuestran que:

Los beneficios económicos y laborales de una carboeléctrica son muy

superiores a los beneficios de una planta térmica a gas.

Durante la fase de construcción, el carbón hará que la actividad empresarial

aumente los negocios más de lo que el gas genera.

En esa misma fase, el carbón creará unos más puestos de trabajo para el

personal de construcción y habrá unos ingresos más altos por salarios,

beneficios y prestaciones.

Después de que la planta comience a funcionar, el carbón creará más

empleos permanentes con una nómina adicional y habrá un aumento de

negocios para las empresas de la región.

COMPARATIVO COLOMBIA Y ESTADOS UNIDOS DEL CBA DE UNA

CARBOELECTRICA VERSUS UNA TERMICA A GAS

Como parte del análisis y conclusiones sobre los costos y beneficios de

termoeléctricas en este estudio y disponiendo de información sobre el tema del

panel desarrollado por la UPME y el Consorcio el pasado noviembre del presente

año, la exposición del diagnóstico en Colombia realizada por el expositor Sr. A.

Infante nos facilita hacer algunas comparaciones con Estados Unidos. De acuerdo

a los resultados proporcionados sobre térmicas a carbón y a gas, esta

investigación elaboró un marco comparativo actualizado en la tabla siguiente.

Tabla 87. Comparativo de costos de térmicas en Colombia

CENTRAL A VAPOR TERMICA A GAS

PAIS COLOMBIA EE. UU COLOMBIA EE. UU

TECNOLOGIA CARBON C.P. C. C. C. C.

TAMAÑO (MW) 600 1500 600 1500

FACTOR UTILIZACION 70% 90% 50% 90%

EFICIENCIA 38% 52%

CONSUMO 1.200Kt 5000 Kt

COSTO ESPECIFICOS., US$/KW

2000 1618 1200 687

INVERSION (Mill US$) 1.200 2427 720 910

COSTOS DE OPERACIÓN $/MW/h

$/MBtu $1,55 $0,85 $6,00 $4,25

Combustible 13,10 8,5 53,90 29,9

O.A.M 8,00 7,3 7,00 5,7

INVERSION 33,20 27,90

COSTO TOTAL DE OPERACION

54,30 15,8 88,80 35,6

CP = Carbón pulverizado; CC = Ciclo combinado

Fuente: Economic benefits of a coal-fueled power plant compared to natural gas prepared

for Peabody Energy, Consultor Alvaro Infante (panel UPME, noviembre 18 de 2016) y

elaboración própia.

Con el fin de hacer el comparativo se actualizaron los resultados de los costos en

el estudio de Hills & Associates utilizando un deflactor para corrientizar los dólares

a 2015.

Al analizar costos preoperativos, desde el punto de vista del costo especifico de

capacidad instalada en US$/KW, vemos que serían desiguales para las

carboeléctricas en ambos países en cerca de un 20%, $2000/KW en Colombia

VERSUS $1618/KW en EE. UU. Contrariamente ese no sería el caso para las

térmicas a gas pues sería más costoso en Colombia, en un 75%

aproximadamente, $1200 versus $687 el US$/KW instalado.

De otra parte, sobre los costos operativos comparativos hoy día para ambos

países, se muestra que bajo un costo por tonelada de 40 dólares en Colombia

contra 15,2 en Estados Unidos implica que tendría ahorros significativos la

operación en los Estados Unidos. Este aspecto es explicable si razonamos que

para el caso colombiano consideramos se incluye el transporte del carbón

mientras que para el otro país el consumo de carbón seria a boca de mina la cual

limita al máximo el transporte del combustible. Es así como al comparar para

ambos países sus costos operativos de combustibles en S/MWh en Colombia

estos serían mayores tanto en la carboeléctrica así como en una mayor medida

con la térmica a gas.

De otro lado, los costos OAM (Operación, Administración y Mantenimiento) serían

menores en los Estados Unidos tanto para la carboeléctrica así como en la

térmica a gas, según las cifras de estas investigaciones.

En términos generales los costos totales de acuerdo con los estudios

considerados evidencian que, la operación de una nueva unidad térmica en

Colombia en cuanto a costos estos son más significativos (preoperativos y

operativos) que en los Estados Unidos. Vale tener presente que parte de las

importantes diferencias expresadas en el cuadro, para el costo total de operación

de las nuevas unidades térmicas analizadas, se deben también a cálculos

relacionados con la tasa de descuento, el horizonte del análisis, los costos de

importación de equipos, la vida útil del proyectos, y no menos importante otros

costos menores que aplican al caso colombiano y que se detallan en otra sección.

Avanzando bajo este mismo tipo de análisis comparativo, otro de los impactos

económicos regionales semejante y que lo limitamos por falta de información solo

a la generación del empleo es según la tabla siguiente.

Tabla 88. Impacto regional en la generación de empleo

FASE

GENERACION DE EMPLEOS

SUMINISTRO DE CARBÓN GAS

COLOMBIA ESTADOS UNIDOS

TERMICA TERMICA MINA TOTAL PLANTA

600 MW 1500 MW 1500 MW

FASE DE CONSTRUCCION

ND 5800 439 6239 1350

FASE DE OPERACIÓN ND 143 395 538 78

EMPLEOS DIRECTOS 2835 5943 834 6777 1428

EMPLEOS INDIRECTOS 1900 15795 5410

TOTAL 4735 22573 6838 Fuente: Economic benefits of a coal-fueled power plant compared to natural gas prepared for

Peabody Energy, Consultor Alvaro Infante (panel UPME, noviembre 18 de 2016) y elaboración

própia.

Desde el punto de vista de generación de empleo se puede observar en la tabla

elaborada que no es despreciable la magnitud de sus impactos, tanto directos e

indirectos, que conlleva la construcción y operación de un proyecto de

carboelectrica por encima de una térmica a gas según su capacidad que pretenda

satisfacer la demanda eléctrica ya sea en Colombia o Estados Unidos.

SOBRE EL COSTO DE ABATIMIENTO POR FUENTE

El costo de abatimiento se define como los costos adicionales (o beneficios

percibidos) de reemplazar una tecnología de referencia (desarrollo común de

negocios o escenario BAU) por una alternativa de bajas emisiones.

Figura 23. Curvas de costo de abatimiento de CO2

Fuente: Grafico tomado de: Curvas de abatimiento de CO2, Patricio Valenzuela Pacheco, con base en McKinsey & Company, “Pathways to a Low-Carbon Economy, Version 2 of the Global Greenhouse Gas

Abatement Cost Curve”, McKynsey & Company. Seminario de Electrónica Industrial, Primer Semestre 2010.

La figura 23 presenta la curva de costo de abatimiento de CO2 en un horizonte

estimado al año 2030. El eje vertical presenta el costo de abatimiento, medido en

euros por tonelada de CO2 equivalente, en tanto que el eje horizontal representa

al potencial de abatimiento, medido en giga toneladas de CO2 por año. En dicho

gráfico se aprecia que, en la medida que las tecnologías permiten desarrollar un

mayor abatimiento de CO2, su costo por tonelada de CO2 abatido es mayor.

La curva de abatimiento de GHG (gases invernaderos) resume las oportunidades

técnicas (es decir, sin un impacto en el estilo de vida de los consumidores) para

reducir las emisiones de gases invernaderos a un costo de hasta 60 euros por

TCO2 de emisiones prevenidas. La curva de costo muestra el rango de acciones

para la reducción de emisiones que es posible conseguir con las tecnologías ya

sea disponibles hoy en día o que ofrecen un alto grado de certeza sobre su

potencial en un horizonte de tiempo hasta el año 2030.

El ancho de cada barra representa la potencia de cada oportunidad para reducir

las emisiones GHG en un año específico comparado con el desarrollo común de

negocios. El potencial de cada oportunidad asume una acción global agresiva que

inicia en el año 2010 para capturar dicha oportunidad específica, y así no

representa una predicción de cómo cada oportunidad se desarrollará. El alto de

cada barra representa el costo promedio de prevenir 1 tonelada de CO2

equivalente para el año 2030 a través de esa oportunidad.

El costo es un promedio ponderado a través de sub-oportunidades, regiones y

años.

MEDIDAS Y PROGRAMAS

Un buen ejemplo de las medidas y programas que se pueden implementar para

capturar las oportunidades de abatimiento de los tres sectores mencionados son

los recomendados al gobierno de Chile como Programas de mitigación por sector

y subsector. En el estudio Estimaciones de Costo y Potencial de Abatimiento de

Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para Diferentes Escenarios Futuros,

elaborado en el año 2010 por el Centro de Cambio Global, Pontificia Universidad

Católica de Chile para el Ministerio de Hacienda del mencionado país, están

dichos programas..

Comenta que la mayoría de las medidas analizadas no se logran implementar por

si solas debido a la existencia de diversas barreras a su implementación. De

hecho, estas barreras son la explicación de por qué las medidas cuyos costos de

implementación son muy inferiores a sus beneficios no han sido ya implementadas

por los agentes privados.

Explica que existen diversas barreras para que esto ocurra, las que se pueden

clasificar en: Las relacionadas con el consumidor; las relacionadas con los

fabricantes de equipos; las relacionadas con las empresas de servicios; las

relacionadas con las instituciones financieras; las relacionadas con aspectos

legales y gubernamentales; y, las culturales.

Para superar estas barreras se han creado (y se seguirán creando) programas

que tienen por objetivo reducir total o parcialmente las barreras existentes para

lograr una adecuada implementación de un grupo de medidas. De este modo, en

el trabajo señalado se ha asociado cada medida de mitigación de emisiones de

gases efecto invernadero con algún programa.

Como información en la siguiente tabla se muestra los programas considerados y

su asociación con las medidas analizadas. Algunas medidas (específicamente: la

instalación de centrales de embalse y la instalación de sistemas CCS) no fueron

asociadas a ningún programa, puesto que se consideró que no requieren de un

programa específico para eliminar las barreras para su implementación.

Concluye el estudio que en el caso de los programas existentes (el Programa País de Eficiencia Energética y el programa de incentivo a las energías renovables), se utilizó como un Proxy de los costos necesarios para su correcto funcionamiento el presupuesto 2010. Éste asciende a US$61.8 millones anuales en el caso del Programa País de Eficiencia Energética y a US$4.70 millones anuales en el caso del programa de incentivo a las energías renovables. Respecto de los programas no existentes en la actualidad, no se tiene información sobre sus costos. De acuerdo con la exposición de la consultora Angela Cadena, sobre Perspectiva: presente y futuro de la minería del carbón sobre la temática Generación térmica y compromisos de cambio climático, en el pasado Panel, las principales oportunidades sectoriales para avanzar en la mitigación en Colombia, las podemos resaltar en lo relevante al recurso carbón con los sistemas forestales con alto potencial de captura de carbono, el portafolio de energías renovables, participación de la demanda mediante esquemas de precios y de incentivos, la captura y almacenamiento de carbono, eficiencia energética en calderas, entre otras oportunidades, para eventualmente convertirlos en importantes programas nacionales, Ver tabla. Tabla 89. Principales oportunidades de mitigación

SECTOR PRINCIPALES OPRTUNIDADES DE MITIGACIÓN

AFOLU

Deforestación evitada; restauración ecológica (restauración, rehabilitación y recuperación); modelos más eficientes de uso del suelo; plantaciones forestales comerciales, sistemas agroforestales con alto potencial de captura de carbono; mejores prácticas de fertilización (cultivo de papa y arroz); ganadería sostenible (sistemas silvopastoriles intensivos, pastoreo racional); ordenamiento territorial.

ENERGIA Eficiencia energética en los sectores de demanda,

transformación y producción; portafolio de energías renovables; sistemas de redes inteligentes; esquemas de generación con fuentes ni convencionales y sistemas híbridos, mas estrategias de eficiencia energética para ZNI; reducción de pérdidas de transporte de energía; participación de la demanda mediante esquemas de precios y de incentivos; CBM y CMM; captura y almacenamiento de carbono.

TRANSPORTE

Estándares de rendimiento y conducción verde; chatarrización/renovación de la flota; vehículos eléctricos; uso de combustibles de menor carbono intensidad; promoción del transporte público; sistemas públicos de bicicletas; desincentivos al uso de transporte privado; cobros por congestión; transporte multimodal (fluvial y férreo); optimización del transporte de carga.

INDUSTRIA

Además de las eficiencias energéticas (calderas, hornos, motores), sustitución de carbón por biomasa y en general introducción de combustibles de menos carbono intensidad; desarrollos tecnológicos en los procesos productivos.

VIVIENDA

Además de las eficiencia energética e introducción de energéticos más limpios (sustitución de bombillos incandescentes; mejora en eficiencia de aires acondicionados y estufas a gas natural; reemplazo y chatrrizacion de neveras; uso de energía solar), renovación de vivienda; nuevos materiales y mejores técnicas de diseño y construcción; ciudades sostenibles.

RESIDUOS Aprovechamiento de residuos sólidos (compostaje); captura y quema de metano en rellenos sanitarios; captura y quema de metano en plantas de tratamiento de aguas residuales.

SECTORES CON MAYOR POTENCIAL PARA ABATIR LOS GASES

INVERNADEROS.

De acuerdo con el estudio, una cosa es tener el potencial para realizar cortes

profundos en las emisiones de GHG; otra distinta es para los políticos aceptarlas e

implementar políticas efectivas de reducción de emisiones, y para las compañías,

consumidores y el sector público tomar acción para hacer esta reducción una

realidad. Capturar todas las oportunidades conllevaría cambios a gran escala.

El estudio indica que las oportunidades de abatimiento entre el periodo

comprendido hoy en día y el año 2030 cae en cuatro categorías: Eficiencia

energética, Emisiones de bajo carbono, Carbono terrestre (agricultura y

actividades forestales) y Cambio en el comportamiento. Las primeras tres, que son

las oportunidades técnicas de abatimiento y son contempladas en el estudio,

suman un total de oportunidad de abatimiento de 38 [GTCO2e] por año en el 2030

relativos a las emisiones anuales ejecutadas por las actividades comunes de 70

[GTCO2e].

1). Eficiencia energética (oportunidad de 14 [GTCO2e] por año en el 2030):

Hay un gran número de oportunidades para mejorar la eficiencia energética en

vehículos, construcciones y equipamiento industrial, de este modo se reducirá el

consumo de energía. Más automóviles con motores eficientes en el consumo de

combustible, mejor aislación en las construcciones y controles de eficiencia en

equipamiento de manufactura son sólo algunas de las posibilidades.

2). Suministro de energía de bajo carbono (oportunidad de 12 [GTCO2e] por año

en el 2030):

Hay muchas oportunidades para desplazar el suministro energético desde

combustibles fósiles hacia alternativas de baja emisión de carbono. Ejemplos

claves incluyen producción de electricidad mediante viento, energía nuclear o

desde fuentes hídricas, también como equipar plantas de combustible fósil

con etapas de captura y almacenamiento de carbono y reemplazar el

combustible de transporte convencional por biocombustible.

3). Carbono terrestre, forestal y agricultura (oportunidad de 12 [GTCO2e] por año

en 2030):

Las actividades forestales y actividades con la tierra son sumideros naturales de

carbono. Detener la deforestación tropical en marcha, reforestar áreas marginales

de tierra y secuestrando más CO2 en la tierra a través de cambios en las prácticas

agrícolas incrementaría el secuestro de carbono. Sin embargo, esto es un gran

desafío, pues más del 90% de éstos se encuentran ubicados en países en

desarrollo, en los cuales están fuertemente relacionados a la situación económica

y social en dichas regiones.

4.2. Análisis de Escenarios

En este aparte se presenta, la propuesta elaborada por la UPME y publicada en

enero de 2015, conteniendo un resumen de algunas ideas sobre el desarrollo

futuro del sector energético colombiano con base en el PLAN ENERGETICO

NACIONAL COLOMBIA: IDEARIO ENERGÉTICO 2050 en donde se señalan

pautas y líneas de acción para la elaboración e implementación de una política

energética.

Según el estudio, se evidencian cambios importantes en los sistemas energéticos

(una transición) que llevaran a canastas energéticas más diversificadas con

tendencia a incorporar energéticos y tecnología más limpias, a propiciar mejores

usos de la energía y a contar nuevas formas de hacer negocios. Las

preocupaciones por la seguridad del suministro energético, por reducir los

impactos sobre el medio ambiente mejorar las condiciones de adaptabilidad a los

cambio del clima y por incorporar elementos de competencia en la entrega de los

servicios energéticos hacia una mayor eficiencia; unido a los desarrollo en las

tecnologías de información, comunicaciones y a las metodologías de control y

monitoreo, han producido resultados interesantes en los últimos años

Esta transición está caracterizada por un cambio hacia energías renovables como

principal medio de producción energética, reduciendo progresivamente la

producción con combustibles fósiles y carbón. Varios países como Alemania

siguen con el propósito de desmontar el parque nuclear.

El motivador principal ha sido la preocupación de los países desarrollados por el

cambio climático y la producción de dióxido de carbono (CO2) como aportante

principal a la concentración atmosférica de gases de efecto invernadero. La

seguridad de la oferta energética y la diversificación de la canasta son otro

motivador, debido a que estarían muy cercanos a llegar al pico de la producción

petrolera y porque estaríamos próximos a entrar en su fase declinante. También la

dificultad de continuar renovando y expandiendo la obsoleta red de transmisión en

muchos países debido a sus costos, problemas de servidumbres y la oposición a

su construcción por el impacto en las comunidades, buscando un cambio de la

producción centralizada y alejada de los puntos de consumo a una producción o

generación distribuida, cercana a estos, y de tamaño pequeño.

Esto implicaría una democratización en la producción energética en donde el

número de actores del mercado aumentará considerablemente, siendo necesario

un cambio en la forma de operar y conectar los sistemas eléctricos.

Finalmente, la UPME presenta diferentes propuestas para elaborar acciones de

política energética de largo plazo, acordes con el panorama energético

internacional, las expectativas de crecimiento y desarrollo económico, y la

situación energética nacional actual.

El objetivo general de una política energética debería ser lograr el abastecimiento

interno y externo de energía de manera eficiente, con mínimo impacto ambiental y

generar valor para las regiones y poblaciones, ello bajo la seguridad y la equidad

energética donde incorporan los criterios de sostenibilidad ambiental. Este objetivo

coincide con las dimensiones propuestas por el World Energy Council (WEC) en

su índice de sostenibilidad energética, sostiene la UPME.

En el Plan Energético Nacional o Ideario Energético 2050, se plantean los

lineamientos con los que se busca alcanzar el objetivo principal propuesto, para lo

cual se han definido cinco objetivos específicos focalizados a la oferta energética,

la demanda, la universalización, las interconexiones internacionales y la

generación de valor alrededor del sector energético. Se formulan otros dos

objetivos transversales, necesarios para contar con la información, conocimiento y

recurso humano, así como para desarrollar y armonizar el marco institucional y de

esta manera facilitar la implementación de la política energética.

El primer objetivo específico está orientado a la oferta energética, en particular a

alcanzar un suministro confiable y diversificar la canasta de energéticos. A

grandes rasgos, este objetivo está encaminado a incorporar otras fuentes

energéticas y sus tecnologías asociadas tanto a la producción de energía eléctrica

como a la de combustibles usados principalmente en el sector transporte, la

industria y el sector residencial con el fin de garantizar un suministro de energía

seguro y confiable. Igualmente busca que la infraestructura de transporte asociada

esté disponible y se integre de manera armónica en los ecosistemas y sociedades

y tenga en cuenta el cambio técnico.

El segundo objetivo busca promover la gestión eficiente de la demanda en todos

los sectores de la demanda e incorporar tecnologías de transporte limpio. Con

este objetivo se busca reducir la intensidad energética del país, contribuyendo así

al desarrollo bajo en carbono, al lograr una disminución de la demanda y

eficiencias en el consumo, teniendo como base señales eficientes de precios, así

como por mejores hábitos o por la adopción de nuevas y mejores tecnologías. Las

medidas encaminadas a mejorar la eficiencia energética permiten

simultáneamente mejorar la confiabilidad del suministro y mitigar el impacto

ambiental de la explotación, generación y transporte de la energía.

El tercer objetivo está claramente encaminado a mejorar la equidad energética del

país, que como se mencionó anteriormente es donde debe haber los mayores

avances. El objetivo definido en el plan busca avanzar en la universalización y

asequibilidad del servicio de energía, en la medida que aún hay regiones del país

que no cuentan con un suministro continuo de energéticos. En este renglón de

acción se contempla además de garantizar el acceso al servicio, la concepción de

esquemas de energización que simultáneamente tengan un bajo impacto

ambiental y sean financieramente asequibles para los consumidores.

El cuarto objetivo tiene como finalidad estimular las inversiones en interconexiones

internacionales y en infraestructura para la comercialización de energéticos

estratégicos. La interconexión con los países vecinos y el mercado exterior tiene

un doble propósito, en primer lugar permite robustecer el suministro energético

interno y en segunda instancia mejorar la competitividad del país.

Finalmente, el quinto objetivo es un llamado a viabilizar la generación de valor en

el sector energético para el desarrollo de regiones y poblaciones. Este objetivo

está orientado a maximizar la contribución del sector energético colombiano a las

exportaciones, a la estabilidad macroeconómica, a la competitividad y al desarrollo

del país. Se tiene la firme convicción que las cadenas de valor alrededor de la

explotación energética son un camino mediante el cual se pueden superar los

problemas de pobreza y fragmentación social de algunas regiones del país.

Los dos objetivos transversales están enfocados a contar con los soportes o

sustentos requeridos para el desarrollo del sector. El primer o sexto objetivo está

encaminado a crear vínculos entre la información, el conocimiento, la innovación

en el sector energético para la toma de decisiones y a disponer del capital humano

necesario para su desarrollo.

El segundo objetivo transversal o séptimo objetivo tiene como fin contar con un

Estado más eficiente, actualizar y modernizar los marcos regulatorios sectoriales,

así como atender los retos ambientales y sociales, para facilitar la adopción y

desarrollo de los cambios técnicos y transaccionales enunciados.

ESCENARIO BASE

La proyección de demanda de los energéticos se realiza por sectores de consumo

final: residencial, comercial, industrial, transporte y ACM, que reúne Agricultura,

Construcción y Minería y por procesos de transformación. Para la elaboración de

este escenario se tomaron como datos base los consumos de los años 2010 a

2012 del Balance Energético Nacional (BEN) y adicionalmente se tuvieron en

cuenta los siguientes supuestos:

a. Crecimiento anual de la economía del 4,6% constante desde 2014 hasta

2030, y de 3,5% de 2031 a 2050 de acuerdo a las perspectivas del

Ministerio de Hacienda y Crédito Público122 y a Wood Mackenzie123.

b. Proyección de la población del DANE hasta 2020, con tasa de crecimiento

constante hasta 2050 del último año.

c. Crecimiento de la demanda de energía eléctrica a una tasa del 2%

promedio anual, con base en los informes publicados por la Unidad.124

d. Crecimiento del gas natural a una tasa de 2.98% promedio anual para los

sectores de consumo final y 2,6% para los procesos de transformación, con

base en los informes publicados por la Unidad.125

e. Crecimiento del consumo de energéticos por sector de acuerdo a las

tendencias de los años recientes (datos BEN) y de acuerdo a las

perspectivas de crecimiento económico.

f. Estructura de los usos de energía y eficiencias en la industria y en el

transporte, de acuerdo a estudios de la Unidad.

g. Disminución del uso de leña, especialmente en el sector residencial rural,

en beneficio del uso del gas natural, GLP y la electricidad.

h. Ampliación de la cobertura de los servicios de gas natural y electricidad.

i. Crecimiento de la demanda de energía en el transporte en función del

crecimiento del parque automotor y de los viajes realizados en los

principales centros urbanos del país.126

j. Penetración del gas natural como energético para el segmento de

transporte de carga, de acuerdo con las perspectivas del gremio de

distribuidores de gas natural.

Bajo estos parámetros se elaboró la proyección de demanda de energéticos en los

sectores de consumo final que se presenta a continuación:

Se espera un incremento en la demanda de energéticos de 971 PJ en 2010 a

2.235 PJ en 2050, lo que representa un consumo de más del doble de la demanda

de 2010. De los energéticos principales los de mayor crecimiento son el diésel oil y

gasolina, con crecimientos cercanos al doble y al triple de su valor a 2010

respectivamente.

Se observa que el sector transporte es el de mayor consumo de energéticos, con

una participación de más del 37% en el año 2010, y una participación cercana al

50% en 2050. Por su parte, el sector industrial presenta una participación del 27%

en el año 2010 y del 22% a 2050, siendo el segundo sector de mayor participación

en la matriz energética.


ENERGÉTICO (PJ) ABREVIATURA 2010 2050

Diesel Oil DO 217,67 579,69

Electricidad EE 181,49 407,73

Gas Natural GN 174,90 420,88

Gasolina Motor GM 101,18 340,45

Leña LE 77,96 57,32

Carbón Mineral CM 48,79 96,88

Kerosene KJ 38,62 99,29

Bagazo BZ 32,66 24,40

GLP GLP 29,08 61,73

Petróleo PT 22,84 72,68

Biodiesel BI 11,14 33,99

Residuos RC 11,02 7,81

Carbón de Leña CL 10,40 6,16

Alcohol Carburante AC 6,05 16,63

Fuel Oil FO 3,69 8,42

Coque CQ 3,27 0,82

Total 970,76 2.234,89 Fuente de datos: Balance Energético Nacional 2010 – 2012, UPME

De la información contenida en la Tabla se infiere:

En el año 2010 el energético de mayor consumo fue el diésel, que representaba

más del 20% de la canasta energética.

La leña continúa siendo un energético usado en forma importante en el sector

rural, a pesar de los esfuerzos por reducir su consumo y pasar a formas de

energía más modernas y de menores emisiones de CO2 como el gas natural o la

energía eléctrica.

Para el año 2020 se espera que la demanda de energía llegue a ser de 1.215,75

PJ, lo que representa un aumento del 25% con respecto al año 2010. Como se

aprecia se presenta un incremento considerable en los 4 energéticos de mayor

consumo, pasando de una participación del 69% al 74%.

Aumenta el número de usuarios con acceso a la electricidad y al gas natural,

hecho que se ve reflejado en el aumento de estos dos energéticos y en la

disminución de la demanda por leña, la cual es usada principalmente en el sector

residencial rural.

Para el año 2030, la participación en la canasta energética del diésel, la

electricidad, el gas natural y la gasolina es mayor al 75%, en detrimento del uso de

otros energéticos como la leña y el carbón de leña. Acorde con la cifras, la

demanda de energía para el año 2030 será de 1.509,41 PJ.

Para el año 2040, el consumo de los 4 principales energéticos alcanza un valor de

casi el doble de la cantidad consumida en 2010, pasando de 675,24 a 1.419,58

PJ, aunque su participación en la canasta energética se mantiene alrededor del

75%, similar a la participación en 2030.

Para el año 2050 el consumo de energéticos alcanza los 2.234,89 PJ. El 78% de

la demanda está constituida por el diésel, la electricidad, el gas natural y la

gasolina. Por su parte, se espera que las biomasas de uso residencial (leña y el

carbón de leña) pasen de un consumo de 88,36 PJ en 2010 a 63,49 PJ en 2050.

Así mismo, la participación de estos energéticos tradicionales en la canasta

energética colombiana pasa de un 9,1% en 2010 a un 2,8% en 2050. Este hecho

es consecuencia del cambio de tecnología en el sector residencial en las zonas

rurales, así como de la disminución de la población en las mismas. En total, se

proyecta que la demanda de energía en Colombia pase de 970,76 PJ en 2010 a

2.234,89 PJ en 2050, un incremento del 130% en el consumo de energía, liderado

por los sectores Transporte e Industria, que representan en conjunto el 70% de la

canasta energética.

Además de los sectores mencionados como de demanda, también se analiza la

evolución de los procesos de transformación. En este sector se analiza el

consumo por energéticos que son utilizados en generación de subproductos, como

por ejemplo energía eléctrica.

En la Tabla siguiente se puede apreciar en detalle la evolución en el consumo de

los diferentes energéticos en el período 2010 – 2050:


ENERGÉTICO (PJ) ABREVIATURA 2010 2050

Petróleo PT 631,34 1,491.33

Hidroelectricidad HE 173,18 250.00

Gas Natural GN 151,62 347.78

Carbón Mineral CM 142,00 406.62

Bagazo BZ 24,64 69.29

Leña LE 15,66 0.00

Coque CQ 4,44 2.61

Diésel Oil DO 3,89 9.18

Fuel Oil FO 2,13 6.91

Residuos RC 0,72 0.75

Gas Industrial GI 0,67 0.00

Total 1150,27 2584,48 Fuente de datos: Balance Energético Nacional 2010 – 2012, UPME

Finalmente, se observa que la evolución de la demanda de los procesos de

transformación está en línea con la demanda de consumo final. Por ejemplo, se

observa un crecimiento en hidroenergía y sobre todo en el carbón, relacionada a

procesos de generación de energía eléctrica. La demanda por petróleo presenta

un crecimiento del 15%, a pesar de que su participación en la canasta energética

disminuye en la misma magnitud, durante el período 2010 – 2050. Cabe resaltar,

que en 2050 no se proyecta demanda de energéticos como la leña y el gas

industrial, en favor de otros energéticos.

ESCENARIO SELECCIONADO

La preocupación de los gobiernos en Colombia por disponer de una planeación

optima del sector energético colombiano, surgida durante la segunda mitad del

siglo XX, en especial debido al hecho de reconocer al carbón como combustible

estratégico tanto para la sustitución del petróleo cuando surgió como hito

energético la crisis de los setenta, así como para la generación térmica

característicamente a raíz de pretender satisfacer la demanda de electricidad a

mediados de la década de los noventa, se ha visto que indudablemente ha

fructificado su desarrollo sin tregua durante estas décadas y que lo ha afianzado

en las dos últimas. Por tanto, es sustancial establecer y precisar cuál ha sido el rol

apropiado por cumplir de tan preciado recurso minero energético en el desarrollo

económico de la nación.

Es así como, los objetivos planteados en los diferentes planes colombianos

anteriores mantiene una constante de estructura casi que obligatoria y que de

acuerdo con la UPME son resumidos de la siguiente manera: La seguridad del

suministro y diversificación de la canasta bajo los argumentos de la confiabilidad y

la calidad del servicio y el cubrimiento de la demanda; La asequibilidad al servicio

y la equidad social considerando la universalización del servicio, el costos de la

energía y la capacidad de pago; Adicionalmente, los impactos de las obras de

infraestructura en cuanto a la mitigación de impactos ambientales y de efectos

negativos del cambio del clima (Eficiencia energética, Energías renovables, bajas

emisiones de CO2, reducción de vulnerabilidad) y en relación a la generación de

valor en obras de infraestructura y reducción de efectos negativos sobre las

comunidades.

ESCENARIO ENERGÉTICO DE LARGO PLAZO PARA LA OFERTA INTERNA

DEL CARBÓN TÉRMICO

Para prospectarnos al futuro con este estudio se tuvo en cuenta la constante de

los objetivos arriba señalados y se reconoció las coyunturas de desarrollo actual.

Por tanto, en línea con los planteamientos formulados en el PLAN ENERGETICO

NACIONAL COLOMBIA: IDEARIO ENERGÉTICO 2050, al igual que con los

compromisos de Colombia en las negociaciones internacionales de cambio

climático, en particular con la adopción en diciembre de 2015 del nuevo acuerdo

legalmente vinculante para todas las Partes durante la COP 21 de la CMNUCC, y

concentrándonos en el Plan de Expansión de Generación y Transmisión 2015 –

2029, el estudio logró establecer el potencial de demanda interna de carbón para

generación en térmicas.

Es así como en resumidas cuentas el Plan de expansión de generación analiza

varias estrategias de expansión, en función de las necesidades identificadas en

los estudios de corto plazo. En línea con los anteriores criterios, se propusieron los

escenarios donde el carbón se constituye en el principal recurso de generación,

debido a su alta disponibilidad y los bajos costos del combustible.

Asimismo, se proyectó una estrategia que tiene como recurso principal la

hidroelectricidad a mediana y gran escala. Después de ello, aclara el Plan, se

formuló un escenario de expansión hidro-térmico, combinando alguna de las

capacidades identificadas en los escenarios previos.

Posteriormente se estableció el impacto de la generación eólica en el SIN y se

formularon alternativas de largo plazo que incorporan esta fuente intermitente,

calculando la generación térmica e hidroeléctrica que ya no se requeriría al

conectar varios parques eólicos. Después se estudiaron escenarios que

contemplan la inclusión de otras fuentes renovables no convencionales de

energía, específicamente biomasa, geotermia, generación eólica y generación

solar fotovoltaica distribuida.

Teniendo en cuenta lo antepuesto en anteriores secciones la consultoría reseña a

continuación el Escenario 12 del plan de Expansión, porque lo considera como un

contorno apropiado frente la coyuntura energética actual y porque cumple con las

expectativas y los supuestos del estudio en consideración.

Revisado los diferentes escenarios, el Escenario 12 del Plan, por examinar,

considera todas las tecnologías estudiadas. Las capacidades planteadas por

recurso junto con la participación de cada tecnología en la matriz de generación y

su cronograma (ver Tabla y Gráfica), y manifiesta el Plan garantizan de manera

agregada el cumplimiento de los indicadores de confiabilidad VERE, VEREC y

número de casos con déficit durante todo el periodo de análisis. Finalmente,

destaca el Plan, la mezcla sugerida se determinó llevando a cabo varias

simulaciones con el modelo energético SDDP.

La expansión base de este escenario, que es adicional a la establecida por el

mecanismo del Cargo por Confiabilidad y la proyección del crecimiento de las

plantas menores, además de apoyarse en los 1020 MW térmicos a base de

carbón que es la máxima participación ponderada de los escenarios, también se

sustenta en la segunda fase de Ituango con 1200 MW, en 351,8 MW de

generación hidroeléctrica distribuida en el departamento de Antioquia, y en la

distribución de 1748,2 MW con fuentes renovables no convencionales de energía,

ello es geotérmia, biomasa, generación eólica y solar fotovoltaica. Indica el Plan

que la participación eólica en este bloque renovable es superior al 65 %.

A continuación reflejan la participación tecnológica y la capacidad según el recurso

disponible para el Escenario 12.

Tabla 92. Escenario 12 Plan de Expansión 2015- 2029 según capacidad (MW)

RECURSO BASE CARGO POR

CONFIABILIDAD

EXPANSION

ADICIONAL TOTAL

%

R/EA

%

R/TOTAL

CARBON 717,0 574,0 1020,0 2311,0 20% 10%

HIDRAULICA 10315,0 1771,1 1551,8 13637,9 30% 59%

GAS 3809,2 0 0 3809,2 - 16%

MENORES 707,6 0 796,6 1504,1 16% 6%

COGENERACION 77,2 0 285,6 362,2 6% 2%

EOLICA - - 1174,0 1174,0 23% 5%

SOLAR - - 239,2 239,2 5% 1%

GEOTERMICA - - 50,0 50,0 1% -

OTROS - 88,3 0 88,3 - -

TOTAL 15626,0 2433,4 5116,5 23175,9

Fuente: UPME y elaboración propia

Bajo este escenario el total de participación proyectada del recurso carbón pasa

de un 8,2% actual para que limitadamente ascienda hasta el 10% del total

nacional de la capacidad efectiva de generación. Según se aprecia mantiene el

tercer lugar como suministro energético detrás del gas, combustible el cual

incrementaría su participación en más de seis puntos al pasar de 9,4% actual a un

16% en la proyección.

DEMANDA INTERNA DE CARBON PARA GENERACION EN

CARBOELECTRICAS

Para construir el escenario carbón iniciamos con el cronograma de expansión para

centrales térmicas que consuman el recurso carbón, de acuerdo al Plan de

Expansión considerado en la consultoría lo podemos resumir de la siguiente

manera.

Tabla 93. Cronograma de expansión para térmicas a carbón

Expansión adicional 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Total

Carbón Capacidad

(MW) 250* - - 90 580 350 1020

* GECELCA 3.2 para julio 2016

Transcurrido el año 2016 es claro que la unidad carboeléctrica Gecelca 3.2 aún no

ha entrado en operación. De acuerdo a esta investigación comenzaría a funcionar

en el 2017, debido a que aún está en procesos de modificación de la licencia

ambiental. Estimamos que a mediados de 2017 entre eventualmente en

operación. Entonces, después de tres años este escenario plantea requerimientos

de capacidad adicional de 90 MW en 2019, 580 MW en 2020 y 350 MW en 2021

para un total de 1020 hacia el 2021.

Consecuente con lo anterior, a continuación hacemos los estimativos de la

demanda de carbón ajustándonos al cronograma de la posible expansión

adicional, de acuerdo con la capacidad disponible y según la entrada de ciertos

proyectos carboeléctricos en fases 1 y 2 aquí considerados para lo cual todo ello

se haría según el criterio y conocimiento sobre carboeléctricas de los consultores.

De otra parte, vale señalar que adicionalmente se tuvo en cuenta los siguientes

supuestos: Crecimiento del consumo de carbón por termoeléctrica de acuerdo a

las tendencias de los años recientes (datos SIN y BECO) y de acuerdo a mínimas

perspectivas de crecimiento económico de los diferentes estudios aquí

considerados.

Tabla 94. Térmicas a carbón (consumo público y privado) Colombia

CAPACIDAD EFECTIVA DE GENERACION (SIN + PROYECTOS F1 Y F2)

ESTADO CAPACIDAD TERMICA A CARBON

CONSUMO ANUAL DE CARBON (Ton)

MW

2016 2017 2018 2019 2020 2025

DIS

PO

NIB

LE

34,0 ZIPAEMG 2 79.304 83.008 86.885 90.943 95.191 119.597

63,0 ZIPAEMG 3 109.144 114.242 119.578 125.163 131.009 164.598

64,0 ZIPAEMG 4 120.552 126.182 132.076 138.245 144.702 181.802

63,0 ZIPAEMG 5 125.263 131.114 137.238 143.648 150.357 188.907

164,0 GECELCA 3 175.887 184.102 192.701 201.701 211.122 265.252

149,0 GUAJIRA 1 192.487 201.477 210.887 220.737 231.047 290.285

151,0 GUAJIRA 2 126.924 132.852 139.057 145.552 152.350 191.411

31,0 PAIPA 1 28.583 29.918 31.315 32.778 34.309 43.105

72,0 PAIPA 2 201.312 210.715 220.556 230.858 241.640 303.595

70,0 PAIPA 3 165.393 173.118 181.204 189.668 198.526 249.427

154,0 PAIPA 4 379.607 397.338 415.896 435.321 455.653 572.479

163,0 TASAJERO 1 115.719 121.124 126.781 132.703 138.901 174.514

165,0 TASAJERO 2 22.023 121.124 126.781 132.703 138.901 174.514

TOTAL DISPONIBLE 1.842.198 2.026.313 2.120.956 2.220.018 2.323.708 2.919.486

FA

SE

2

250,0 GECELCA 3.2

(Jul 2017) - 142.500 285.000 285.000 285.000 285.000

99,0 CUCUNUBA

(2019) - - - 56.000 113.000 113.000

350,0 SININFANÁ

(2021) - - - -

399.000

180,0 TASAJERO III

(2020) - - - - 103.000 205.000

700,0 BERRIO

- - - - -

99,0 LEBRIJA I - - * - -

FA

SE

1

180,0 TERRA III

(2020) - - - - 103.000 205.000

19,9 AMAGÁ I

- - - - -

19,9 AMAGÁ II

- - - - -

100,0 SANVICENTE

(2020) - - - - 57.000 114.000

150,0 CERRO LARGO

(2020) - - - - 86.000 171.000

DELTA PLAN EXPANSION 2015-29 - 143.000 285.000 341.000 746.000 1.492.000

TOTAL CENTRALES TERMICAS 1.842.198 2.168.813 2.405.956 2.561.448 3.069.268 4.411.746

26,5

Auto/Cogeneración (1)

245.941 257.428 269.452 282.037 295.210 370.899

3.267,3 TOTAL CARBON 2.088.139 2.426.241 2.675.407 2.843.485 3.364.478 4.782.645

FUENTE: Cálculos con base en: SIN; BECO_Ver.09_Rev.02_Publicación 03; Plan de Expansión de generación y transmisión 2015-

29, UPME; y cálculos consultoría

Del cuadro anterior observamos que la demanda en el corto plazo por carbón de

las 13 unidades térmicas disponibles y consideradas en el SIN pasaría de 1,8

millones de toneladas (MT) a 2,3 MT (2020), reflejando un aumento de 0,5 MT o

un incremento del 26% en los cuatro años proyectados para dar así un 6%

promedio anual al 2020. A más largo plazo, al 2025, el aumento para el periodo

está en el orden de 1.1 MT y eventualmente arroja una menor tasa de crecimiento

anual del 5,2%.

Al incorporar al escenario carbón la capacidad requerida por el delta del plan

expansión durante estos años, vemos que el comportamiento de la demanda de

carbón aumentaría en cerca de 0.7 MT al 2020 y en 1.5 MT al 2025, resultando

una demanda total por centrales térmicas a carbón de 3.1 MT para el 2020 y de

4.4 MT al 2025.

Finalmente, si agregamos la demanda por auto y cogeneración para consumo

privado de la industria, la demanda total de carbón para generación térmica

pasaría en estos años de 2.1 MT en el 2016 a 3.4 MT en 2020 y lograría alcanzar

4.8 MT en el año 2025. Evaluado globalmente el escenario para el carbón, las

tasas de crecimientos evidenciadas serian de 12,7% entre 2016-2020 y bajaría a

un 9,6% entre 2016-2025, tasa de crecimiento menor en cerca de dos puntos a la

observada entre 2006-2015 la cual fue de 11,4% anual.

4.3. Ventajas y dificultades para poner en marcha nuevas térmicas

VENTAJAS

Las centrales son más baratas de construir (teniendo en cuenta el precio

por megavatio instalado), especialmente las de carbón, debido a la

simplicidad (comparativamente hablando) de construcción y la energía

generada de forma masiva.

Las centrales de ciclo combinado de gas natural son mucho más eficientes

(alcanzan el 50 %) que una termoeléctrica convencional, aumentando la

energía eléctrica generada (y por tanto, las ganancias) con la misma

cantidad de combustible, y rebajando las emisiones citadas más arriba en

un 20 %, quedando así en 0,54 kg de CO2, por kWh producido.

La gran cantidad de energía térmica generada (en las más eficientes, al

menos el 50 % del total de la energía consumida) podría emplearse como

energía residual para calefacción (o incluso refrigerar) edificios mediante

una red de distribución.

Se cuenta con alta cantidad de recursos y reservas probadas o medidas de

carbón térmico, con importantes yacimientos en los departamentos donde

se encuentran localizadas las plantas térmicas de generación a carbón, que

en su mayor parte contienen cenizas y azufre dentro de los estándares

internacionales.

Igualmente, la mayor parte de las explotaciones mineras se encuentran

localizadas en las regiones, donde se encuentran localizadas o proyectadas

las plantas de generación térmica a carbón, lo que permite optimizar los

costos de transporte y por ende los suministros.

Se cuenta hoy con aplicación de tecnología adecuada para el control de

emisiones, de tal manera que prevenga o contrarreste las emisiones

contaminantes.

DIFICULTADES

El uso de combustibles genera emisiones de gases de efecto invernadero y,

en algunos casos, de lluvia ácida a la atmósfera, junto a partículas volantes

en las de carbón (cenizas), si no están bien depurados los humos.

Los combustibles fósiles no son una fuente de energía infinita, por lo tanto

su uso está limitado por la disponibilidad de las reservas y/o por su

rentabilidad económica.

Afectan negativamente a los ecosistemas fluviales cuando la refrigeración

se hace mediante el agua del río en cuestión lo que no es frecuente, pues

es más eficiente hacerla mediante vaporización.

4.4. Análisis de estrategias de otros países

Una línea de trabajo muy importante en los países desarrollados es la captura y

almacenamiento de CO2 también trabajo sobre mercados voluntarios de carbono.

El estudio identifica varios países importantes que iniciaron la transición

mostrando líneas de acción que transmiten mensajes claros para la construcción

del futuro.

Alemania lidera una serie de medidas legislativas tomadas para realizar su

transición, con metas de reducción de gases de efecto invernadero del 80-95%

para el 2050, 60% de participación de renovables en el sector eléctrico, y aumento

de los niveles de eficiencia en el mismo sector al 50% acompañándolas de mayor

I&D y con estudios para lograr un sistema eléctrico 100% renovable.

Estados Unidos realiza esfuerzos grandes hacia la transición. Las líneas del Plan,

BLUEPRINT FOR A SECURE ENERGY FUTURE, The White House, de marzo de

2011, muestran esfuerzos por modificar patrones de consumo, ir hacia la

generación con renovables (tienen pensado ir hacia la eólica en el mar), utilizar la

bioenergía, implantar el transporte con electricidad y, entre otras acciones el

estímulo a la energía nuclear y la eliminación de exportaciones de minerales

energéticos estratégicos mediante nuevos marcos regulatorios.

Paralelamente, Inglaterra también empezó su transición energética. Desde el 2011

ha adoptado estrategias para la eficiencia energética, para la seguridad en el

suministro y renovación de redes eléctricas, para las energías renovables, y para

la captura de carbono. Creó la entidad, “Energy Efficiency Deployment Office,

dedicada a la implantación de proyectos de eficiencia energética. Su programa de

casas de cero emisiones lleva ya años de implementación en el Reino Unido. Hay

políticas para apoyar el mercado financiero de EE, programas de investigación

para la innovación en EE, la promoción de nodos de conocimiento en EE, y

programas de normalización y auditoría energética, entre otras gestiones.

Estimular esa transición hacia un modelo distribuido, de bajo impacto ambiental,

con mayor diversidad y asequibilidad, tiene una conclusión: el cambio implica un

costo. Qué tan grande es ese costo, o cuáles sus beneficios, están aún por

determinar. La condición tecnológica, política y social son determinantes, es por

ello que existen diversos escenarios futuros al respecto y se mencionan cinco de

estas propuestas muy influyentes:

a. Energy (R)evolution, A Sustainable World Energy Outlok, 2012, Greenpece,

GWEC, EREC;

b. Providing all global energy with wind, water, and solar power, Part I:

Technologies, energy resources, quantities and areas of infrastructure, and

materials Mark Z. Jacobson, Mark A. Delucchi, Energy Policy 39 (2011);

c. The Energy Report, 100% Renewable Energy by 2050;

d. NREL, Renewable Electricity Futures Study, Executive Summary , ai, T.;

Sandor, D.; Wiser, R.; Schneider, T (2012);

e. IEA World Energy Outlook 2014.

IDENTIFICACIÓN DE DIFERENTES POSICIONES

Las posiciones de los países que más demandan carbón colombiano para

generación térmica, se indican a continuación.

Unión Europea

La Unión Europea (UE) ha sido el principal destino de las importaciones de carbón

térmico de Colombia entre 2011 y 2015, con un 54,34% del valor total de negocio

y un 53,20% del total en peso, que se corresponden, respectivamente, con 16.899

millones de dólares FOB (M$ FOB) y 203,59 millones de toneladas (Mt) de

combustible exportadas a diferentes países de la Unión entre los que destacan

Países Bajos, Reino Unido, España y Portugal.

Evitar los efectos del cambio climático es una prioridad para Europa. La Unión

Europea está haciendo un esfuerzo significativo en la reducción de sus emisiones

de GEI. En el siguiente cuadro se observa las emisiones totales sin incluir la

agricultura, silvicultura y otros usos de la tierra.

Tabla 95. Emisiones totales en la Unión Europea

Emisiones totales en %

CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat. 2,3,6 y

7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

80,6 10,1 7,1 2,2 78,1 9.3 10,5 2,2

Fuente: Australian-German Climate and Energy College, 2016

La unión Europea cuenta con tres objetivos principales en el cambio climático:

- Objetivos para el 2020

Tener una reducción del 20% de las emisiones de gases de efecto invernadero

con respecto a 1990, que el 20% del consumo total de energía sea procedente de

energías renovables y tener un incremento del 20% de la eficiencia energética.

- Objetivos para el 2030

Llegar a una reducción del 40% de emisiones de GEI en 2030, un 27% del

consumo total de energías renovables en consumo final en 2030 y un incremento

de al menos el 27% de la eficiencia energética en 2030

Reducción del 60% GEI en 2040, y reducción del 80% GEI en 2050 respecto de

1990

- Objetivos Largo plazo

Para el 2050 la Unión Europea quiere reducir trascendentalmente sus emisiones

en un 80 a 95% con respecto a los niveles de 1990, uniéndose al esfuerzo de

países desarrollados. Además hacer una economía de alta eficiencia energética y

bajas emisiones de CO2, la cual dará impulso a la economía, creará empleo y

mejorará la competitividad de Europa.

La Unión Europea como medida para alcanzar sus objetivos dentro del cambio

climático tiene el apoyo financiero, en la cual destina al menos un 20 % (hasta

180,000 millones de euros) para proteger el clima. Además con la financiación de

proyectos con tecnologías que permitan atrapar el dióxido de carbono y

almacenarlo en el subsuelo. 5

Turquía

Turquía es, después de la Unión Europea y Estados Unidos, el tercer importador

de carbón térmico colombiano en el periodo 2011-2015, alcanzando el 10,12% del

valor total del negocio y el 11,23% del peso total del combustible importado, con

3.179 M$ FOB y 38,38 Mt de carbón, respectivamente.

Turquía es el responsable del 0,7 % de las emisiones globales. Se ha convertido

en uno de los mercados energéticos de crecimiento más rápido del mundo.

La oportunidad de producción de energías renovables (hidráulica, eólica,

geotérmica, etc.) son abundantes y con las políticas de incentivis esoeran qye este

tipo de energías incrementen su peso en la red eléctrica. El gobierno ha

establecido como prioridad aumentar la producción de

En el siguiente cuadro se observa las emisiones totales en % de GEI.

Tabla 96. Emisiones totales en Turquía


CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat. 2,3,6 y

7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

78,7 16,2 3,7 1,5 68,8 22,6 7,2 1,5


Para el año 2023, el Gobierno turco ha establecido como prioridad aumentar la

producción de energía a partir de fuentes renovables hasta un 30 %.

Para 2030 tienen como metas para disminuir su aporte al calentamiento global:

- La reducción del 21% de emisiones GEI respecto a BAU.

5 European commission

- Incrementar la capacidad de producción de electricidad, basada en energía

solar hasta los 10 GW en 2030 Y basada en energía eólica hasta los 16

GW

- Aprovechamiento completo del potencial hidroeléctrico.

- Puesta en marcha de una planta nuclear antes de 2030.

- Reducir las pérdidas de transmisión y distribución de electricidad a 15 %

- Establecimiento de micro-generación, sistemas de cogeneración y

producción in situ en la producción de electricidad

- Modernización de las plantas públicas de producción de energía eléctrica.

- Implementación de sistemas de microgeneración, cogeneración y

producción in-situ de energía eléctrica.

Estados Unidos

Estados Unidos ha importado de Colombia, en el quinquenio 2011-2015, 42,97 Mt

de carbón termoeléctrico por valor de 3.146 M$ FOB, convirtiéndose en el

segundo destino exportador más relevante por detrás de la Unión Europea, con un

10,03% en peso y un 10,22% en cifra de negocio.

En el año 2015, la disminución del consumo ha sido del 11% respecto al año

anterior y la Agencia de la Energía de EEUU prevé un descenso del 17% en 2016.

A continuación se observa el porcentaje de las emisiones totales.

Tabla 97. Emisiones totales en Estados Unidos


CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat. 2,3,6 y

7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

80,6 10,1 7,1 2,2 78,1 9,3 10,5 2,2


Para garantizar la disminución de las emisiones de GEI, Estados Unidos propone

la descarbonización anual del 4,3% a partir de 2020 y con el plan CLEAN POWER

busca reducir en 2030 un 32% las emisiones de las centrales termoeléctricas

respecto a los niveles de 2005.

Israel

Según el SIMCO, entre 2011 y 2015, Israel ha importado 27,41 Mt toneladas de

carbón térmico colombiano con un valor de 2.274 M$ FOB, constituyéndose, si se

considera a la Unión Europea en conjunto, en el cuarto destino más relevante de

las exportaciones de carbón térmico colombiano en el periodo citado

Israel se comprometió a reducir sus emisiones de 10,5 toneladas actualmente por

habitante a 7,2 toneladas en 2030. En la siguiente tabla muestra las emisiones

totales.

Tabla 98. Emisiones totales en Israel


CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat. 2,3,6 y

7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

87,1 6,7 2,7 3,5 84,4 8,8 3,3 3,5


Israel busca la reducción del 26% de emisiones GEI en 2030 respecto a niveles de

2005. Para alcanzar este objetivo global, Israel se plantea las siguientes acciones

sectoriales:

- Eficiencia energética: Reducción del 17% del consumo eléctrico en 2030

respecto al escenario BAU.

- En 2030, el 17% de la electricidad generada ha de proceder de fuentes

renovables.

- Cambio modal en el transporte, sustituyendo en un 20% los

desplazamientos en vehículo privado por el transporte público.

En su INDC, Israel indica que la generación de energía eléctrica se ha basado

en la importación de combustibles fósiles, dado que Israel no tiene acceso a

otras fuentes de energía bajas en carbono como pueden ser la nuclear, la

hidroeléctrica y la geotérmica. Asimismo, considera que el país es una isla

energética, sin posibilidad de interconexión de red, disponiendo de superficie

limitada para proyectos energéticos a gran escala, lo que puede ralentizar la

implantación de proyectos de energías alternativas que den pie a la reducción

del consumo de energías fósiles.

Chile

Chile ha importado desde Colombia, en el quinquenio 2011-2015, 26,74 Mt de

carbón termoeléctrico por valor de 2.022 M$ FOB, convirtiéndose en el quinto

destino exportador más relevante por detrás de la Unión Europea, EE.UU, Turquía

e Israel.

Chile hoy en día emite el 0,26% de los gases de efecto invernadero a nivel

mundial, aun siendo un aporte muy pequeño, el país es altamente vulnerable ante

los impactos del cambio climático, esta vulnerabilidad traduce perdidas

económicas, sociales y ambientales, por eso Chile apuesta por compromisos

relativos, siendo condicionado el más ambicioso.

Tabla 99. Emisiones totales en Chile


CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat. 2,3,6

y 7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

75,9 13,9 10,2 0 71,8 11,3 16,9 0


Chile se compromete al 2030, a reducir sus emisiones de CO2 eq. Por unidad de

PIB en un 30% con respecto al nivel alcanzado en 2007. Adicionalmente, y

condicionado a la obtención de aportes monetarios internacionales, el país se

compromete al 2030, a aumentar su reducción de emisiones de CO2 por unidad de

PIB hasta alcanzar una disminución entre 35% a 45% con respecto al nivel

alcanzado en 2007. Además un Incentivo a las Energías Renovables No

Convencionales, con un 45% de nueva capacidad instalada entre 2014 y 2025.

Para el año 2014 Chile puso en marcha impuesto a emisiones de CO2 desde

fuentes fijas (5$/t CO2).

Chile también se ha convertido en un país avanzado en el uso de instrumentos

para la mitigación de gases de efecto invernadero, al incluir en la reforma tributaria

aprobada en 2014 el primer impuesto sobre las emisiones de CO2 procedentes de

fuentes fijas, para así contrarrestar las externalidades ambientales. En concreto, el

país ha introducido un impuesto tanto a la emisión de contaminantes globales

(CO2) como a la emisión de contaminantes locales (SOx, NOx, PM). En el caso de

los contaminantes globales, se fija un impuesto de US$5por tonelada emitida de

CO2.

Brasil

La exportación de carbón térmico colombiano a Brasil generó, a lo largo del

quinquenio 2011-2015, una cifra de negocio de 1.023 M$ FOB, alcanzando las

14,37 Mt netas de producto. Dichos valores suponen el 3,29 % del total del valor

económico y el 3,76% del total, en peso, de las exportaciones del carbón térmico

colombiano en el periodo evaluado.

Brasil aporta el 2.5 % de las emisiones en la siguiente tabla se observan el

porcentaje de las emisiones totales.

Tabla 100. Emisiones totales en Brasil


CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat.

2,3,6 y 7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

42,4 39,5 17,60,4 0,4 38,1 12,2 49,3 0,4


El objetivo de Brasil, según el Acuerdo de París, es el de alcanzar una reducción

del 37% para 2025 y el 43% por ciento para 2030, Para ello, Brasil garantizará que

las energías renovables, incluida la hidráulica, representen el 45 % de su red de

generación energética, frente a la media global del 13 %. La mayoría de las

medidas a implementar están relacionadas con LULUCF.

Brasil tiene una gran participación de energía hidroeléctrica, sin embargo, se prevé

que su mercado de energía aumente en más de un 50% entre 2012 y 2030.

Canadá

Canadá importó de Colombia, en el periodo 2011-2015, 6,68 Mt de carbón térmico

por valor de 614 M$ FOB, la mayor parte de ellas provenientes de la explotación

de Cerrejón.

El país propone reducir 30% de sus emisiones de Gases de Efecto Invernadero al

2030, con respecto a los niveles alcanzados en el 2005. Para ello promoverá las

energías limpias, la regulación en el sector de hidrocarburos y químicos, y el

trabajo conjunto entre los diversos sectores de la economía.

Tabla 101. Emisiones totales en Canadá


CO2 CH4 N2O F-

Gases Cat.1

Energy Cat. 2,3,6

y 7 Cat. 4

Agriculture F-

gases

77,2 14,6 6,6 1,6 80,3 10 8,2 1,6


Con la regulación para vetar la construcción de unidades de generación basadas

en tecnologías ineficientes y forzar el cierre de plantas que no dispongan de

tecnologías de captura y almacenamiento de CO2 busca conseguir la disminución

de los gases de efecto invernadero.

Adicionalmente, Canadá ha comunicado que impondrá una tasa nacional a las

emisiones de dióxido de carbono desde 2018, esta tasa estará específicamente

enfocada a todas las provincias o territorios que no hayan tomado medidas para

acompañar los objetivos nacionales de reducción de los gases de efecto

invernadero.

Y es que uno de los problemas con el que se puede encontrar el gobierno

canadiense a la hora de aplicar sus políticas de cambio climático es la amplia

autonomía de provincias y territorios en el campo de los recursos naturales la

energía y el medio ambiente, de modo que cada una de estas entidades desarrolla

sus propias políticas de reducción de emisiones.

Por último, es importante considerar la estrecha colaboración que, en el ámbito de

la energía y el cambio climático, mantienen Canadá y EE UU y las posibles

consecuencias de un cambio de estrategia por parte de este último.

4.5. Sobre la Relación Oferta-demanda

Se busca verificar la relación oferta - demanda actual, de acuerdo a las

características del sector minero y de las generadoras térmicas a carbón en

operación. En primer término se hace un análisis del balance del carbón

colombiano, tal como se muestra en la siguiente tabla

CONSOLIDADO DEL BALANCE DEL CARBON COLOMBIANO (KTON) 2006 –

2030

Tabla 102. Balance de carbón colombiano (2006-2030)

AÑO

OFERTA TOTAL

OFERTA EXTERNA

Variación de Inventarios *

OFERTA INTERNA**

2006 66.192 59.936 266 5.991

2007 69.902

64.082

305

5.515

2008 73.502

61.019

3.581

8.903

2009 72.807

67.657

-1.208

6.358

2010 74.350

70.426

-3.970

7.894

2011 85.803

79.661

-339

6.481

2012 89.024

75.616 5.291 8.117

2013 85.496

74.758

2.102

8.637

2014 88.578

87.118

-7.323

8.783

2015 85.548

72.790

3.571

9.187

2020 128.892

116.715

1.289

10.888

2025 122.633

111.527

1.226

9.879

2030 114.103

104.231

1.141

8.731

* Para 2020-2030 se estima un inventario del orden de 1% del total de la oferta

** Incluye cálculos para el Plan de Expansión Eléctrico

Fuente: BECO_Ver.09_Rev.02_Publicación.03_Compartir_190916_UPME, ARCHIVOS UPME Y

CALCULOS CONSULTOR

Al consolidar las cifras del presente diagnostico en el Balance, desde el análisis de

la oferta observamos en términos generales que el comportamiento del mercado

de carbón mineral en Colombia con respecto a la oferta total ésta casi se

duplicaría entre 2006-2020, logrando una producción máxima de cerca de 129

millones de toneladas. De acuerdo con los estudios y cálculos efectuados, para la

década del 2020 ocurriría una reducción hasta el 2030 al producirse en dicho año

cerca de 114 millones de toneladas.

En el caso de la oferta externa, ello es exclusivamente las exportaciones de

carbón colombiano, las cifras muestran que durante el periodo analizado la

demanda internacional por carbón colombiano es la determinante de dichas

variaciones. La cresta del flujo mundial de carbón colombiano ocurriría hacia el

año 2020, para luego reducirse en el orden de 15 millones de toneladas en el

periodo 2020-2030, arrojando una disminución promedio anual de 1.5 millones de

toneladas.

Igualmente, se evidencia incrementos importantes del orden del 80% para la oferta

interna, la cual pasaría de 6 millones de toneladas a cerca de 11 millones de

toneladas de carbón mineral en el año 2020. De manera similar, durante la década

de 2020 se aprecia una caída gradual hacia el 2030 del orden de tres millones de

toneladas en el comportamiento la demanda interna.

Llama la atención el manejo de los inventarios entre los periodos 2008 -2010 y

2012-2014, en donde se observa grandes fluctuaciones, inicialmente una

acumulación importante de carbón en unos años y luego una reducción brusca de

estos durante los periodos observados. Es importante anotar que los grandes

proyectos son prácticamente quienes manejan este tipo de política de inventario

según la coyuntura del mercado.

Adicionalmente, vale indicar que para estas proyecciones, la oferta interna incluye

aquellos consumos adicionales considerados dentro del Plan de Expansión del

Sector Eléctrico, calculados para este estudio.

4.6. Consumo de carbón en plantas térmicas en operación

Del consumo de combustible en Mbtu, discriminado por plantas, y con base en la

estadística BECO del consumo total de carbón en las térmicas, se determinó un

poder calorífico medio del carbón, que aplicado al consumo calórico en Mbtu en

cada planta, permite determinar una cifra equivalente del consumo de carbón en

toneladas.

Para el efecto, se utilizó un poder calórico de 27,26 GBTU por tonelada de carbón

mineral. Además, se considera el consumo en Auto y cogeneración.

Tabla 103. Consumo histórico de carbón en Plantas de Generación Térmica (Ton)

CENTRAL 2011 2012 2013 2014 2015

ZIPAEMG 2 11.393 14.245 62.841 58.191 69.709

ZIPAEMG 3 35.993 41.638 88.973 76.574 96.444

ZIPAEMG 4 34.665 39.230 78.667 79.723 118.078

ZIPAEMG 5 12.835 42.342 100.303 108.142 120.617

GECELCA 3 - - - - 139.863

GUAJIRA 1 70.544 144.896 268.697 230.292 117.506

GUAJIRA 2 59.714 163.497 276.741 309.446 299.570

PAIPA 1 45.308 42.840 75.140 78.323 86.388

PAIPA 2 57.462 95.838 164.067 240.582 260.796

PAIPA 3 76.999 123.187 202.127 204.335 220.562

PAIPA 4 144.034 179.821 382.312 459.264 466.612

TASAJERO 1 65.479 99.093 134.994 109.126 148.180

TASAJERO 2 - - - - -

CONSUMO PUBLICO

614.426 986.627 1.834.863 1.953.999 2.144.324

CT Auto & Cogeneración (1)

274.187 289.658 210.076 269.783 234.966

TOTAL CONSUMO 888.612 1.276.285 2.044.939 2.223.782 2.379.290

FUENTE: SIEL - Sistema de Información Eléctrico Colombiano

BASE DE CÁLCULO: 27,26 GBTU = TON CARBON EQUIVALENTE

Se puede apreciar en la Tabla 103 que el consumo de carbón en generación térmica, identificado en la tabla como Consumo Público, presentó una tendencia creciente a partir de 2011, lo cual se reflejó en un consumo de carbón en las plantas térmicas en el año 2015, de 2.144.000 toneladas.

Para el análisis del consumo de carbón para generación de energía por departamentos, se asigna el consumo según el departamento de localización de la unidad de generación, asumiendo despreciable la transferencia de carbón entre departamentos vecinos, Tabla 104.

Tabla 104. Consumo de carbón por departamentos en generación de energía eléctrica

Consumo de carbón por departamentos en generación de energía eléctrica

DEPARTAMENTO 2011 2012 2013 2014 2015

CUNDINAMARCA 96.897 139.467 332.797 324.644 404.809

GUAJIRA 130.258 308.393 545.438 539.738 417.076

BOYACÁ 323.803 441.686 823.646 982.504 1.034.358

NORTE DE SANTANDER 65.479 99.093 134.994 109.126 148.180

CÓRDOBA - - - - 139.863

Elaborada por el consultor

Las cifras de la tabla anterior muestran que el departamento de Boyacá atendió, hasta el año 2015, el mayor consumo de carbón para generación térmica en Colombia y también, con base en la Tabla 104, se presenta en la Tabla 105 la participación anual de cada departamento en la atención del consumo de carbón:

Tabla 105. Participación en el consumo de carbón por departamento

Participación en el consumo de carbón

DEPARTAMENTO 2011 2012 2013 2014 2015

CUNDINAMARCA 15,7% 14,1% 18,1% 16,6% 19,0%

GUAJIRA 21,1% 31,2% 29,7% 27,6% 19,4%

BOYACÁ 52,5% 44,7% 44,8% 50,2% 48,2%

NORTE DE SANTANDER 10,6% 10,0% 7,3% 5,6% 6,9%

CÓRDOBA 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 6,5%

Elaborada por el consultor

La participación de los departamentos en el consumo interno del carbón se mantiene en forma consistente, salvo que a partir de 2015 se aprecia la participación del departamento de Córdoba.

Producción de carbón térmico por departamento

Se vuelve a tomar la producción histórica de carbón térmico por departamento, ya descrita en la sección 1 de este documento, con el fin de hacer un comparativo y de esta manera determinar la relación oferta-demanda con respecto a la generación térmica del país.

Tabla 106. Producción de carbón térmico por departamento (ton)

DEPARTAMENTO 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ANTIOQUIA 403.918 655.803 149.365 334.014 155.277 108.659 264.708 122.295

BOYACÁ 1.107.551 1.389.129 1.206.703 1.053.375 1.299.755 1.480.104 421.798 885.924

CÓRDOBA 493.165 392.322 100.438 311.827 224.211 16.372 136.773 3.522

CUNDINAMARCA 582.882 447.362 607.814 662.533 491.681 495.432 496.201 492.573

NORTE DE

SANTANDER 1.111.601 1.057.125 1.212.246 1.037.643 1.073.701 1.003.679 1.195.788 1.057.935

SANTANDER 178.126 116.532 135.863 200.786 89.903 131.304 96.423 125.343

VALLE DEL CAUCA 79.046 108.792 32.105 6.535 25.336 30.710

TOTALES 3956289 4058273 3412429 3708970 3366633 3242085 2637027 2718302


Analizando la producción actual de las explotaciones de carbón en cada uno de los departamentos del estudio y el consumo de las actuales plantas carboeléctricas durante el año 2015, se observa lo siguiente: En el caso de Boyacá, la producción reportada fue de 885.924 toneladas y el consumo reportado por las plantas de ese departamento fue de 1.034.358 toneladas, se puede observar que hubo un déficit de 148.434 toneladas, las cuales es posible que hayan sido suplidas con carbones coquizantes, los cuales para este año no tenían un buen mercado. En el caso de Cundinamarca, la producción reportada fue de 492.573 toneladas y el consumo reportado por las plantas de ese departamento fue de 404.809 toneladas, se puede observar que hubo un excedente de 87.725 toneladas, las cuales es posible que hayan sido destinadas a otros sectores de la industria, como la del cemento o las ladrilleras. En el caso de Córdoba, la producción reportada fue de 3.522 toneladas y el consumo reportado por las plantas de ese departamento fue de 139.863 toneladas, se puede observar que hubo un déficit de 136.341 toneladas, las cuales es posible que hayan sido suplidas con carbones traídos de otras regiones, la planta GECELCA 3, que en estos momentos es la única que está en

funcionamiento en éste departamento, inicio labores en 2015 y se construyó teniendo en cuenta las reservas y calidades de carbón que tiene este departamento, por lo que se estima que para los años siguientes, la producción de las minas de este departamento, sea capaz de suplir la demanda de esta planta y de la planta GECELCA 3.2, que actualmente se encuentra en construcción. En el caso de Norte de Santander, la producción reportada fue de 1.057.935 toneladas y el consumo reportado por las plantas de ese departamento fue de 148.180 toneladas, se puede observar que hubo un excedente de 909.755 toneladas, las cuales es posible que hayan sido destinadas a otros sectores de la industria, como la del cemento o las ladrilleras y una buena parte con destino a exportaciones. Los departamentos de Antioquia, Santander y Valle del Cauca, reportaron una producción sumada de 278.348 toneladas, las cuales es posible que hayan sido destinadas a otros sectores de la industria, ya que en estos departamentos actualmente no se encuentran plantas de generación eléctrica a base de carbón.

4.7. Sobre incremento de producción

En primer término, se hará un análisis de las condiciones técnicas, económicas y

ambientales requeridas para el mejoramiento de la productividad y de las

condiciones de seguridad e higiene minera, que permita una respuesta adecuada

en el aumento de producción confiable y de carbón limpio. Lo cual se presenta en

la siguiente tabla.

Tabla 107. Condiciones de la minería en el interior del país

ACTIVIDAD DESCRIPCION CONDICIONES ACTUALES

FALENCIAS IDENTIFICADA

Adquisición de

Conocimiento Científico y

Técnico para el Desarrollo del Proyecto

Minero

Las reservas de carbón no se han actualizado, los últimos datos oficiales datan de 2004 estudio realizado por INGEOMINAS, El carbón Colombiano recursos, reservas y calidad.

Escaso Conocimiento Geológico de los Yacimientos Carboníferos Geología

ANTIOQUIA

Según Arango et al. (2009) en las minas del distrito de Amagá no se realiza pre-exploración, únicamente se explota el mineral donde está confirmada la existencia de reservas.

BOYACA

En las diferentes explotaciones no es fácil distinguir el método utilizado, porque muchas de ellas no alcanzan la etapa de desarrollo minero propiamente dicha, sino que el carbón lo obtienen de las labores ejecutadas en las etapas de preparación del socavón. Este

tipo de procedimiento ha ocasionado la esterilización de reservas importantes en la zona. (Rodríguez, Dimane 2013)

CUNDINAMARCA

Las características generales de las explotaciones Mineras en esta zona, a excepción de pocas minas medianamente tecnificadas, corresponden a laboreo sin planeamiento minero definido. (Rodríguez, Dimane 2013)

NORTE DE SANTANDER

El 80% de la minería desarrollada se considera de tipo artesanal, con producciones pequeñas que no superan cifras de 6.000 t/año. El nivel de tecnificación es bajo, al igual que la calidad y cobertura en la infraestructura vial y de servicios básicos. (Rodríguez, Dimane 2013)

SANTANDER

Cifras actualizadas por UPME, que incluye exploración de Ingeominas en 2014, en Santander, municipios de Cimitarra, Opón y Landázuri.

VALLE DEL CAUCA

Existen dos tipos de explotaciones en esta zona: Uno corresponde a la minería artesanal, la cual se caracteriza por realizar la operación manualmente, con una producción inferior a las 6.000 t/año, no cuenta con diseño minero, hay ausencia de mecanización, desconocimiento de las reservas, precaria infraestructura, falta de recursos económicos y deficiente comercialización del producto (Rodríguez, Dimane 2013)

Diseño Minero

ANTIOQUIA

Los métodos de cámaras y pilares y de ensanche de tambores, son los métodos tradicionales empleados para la extracción del mineral, sin embargo los concesionarios medianamente tecnificados utilizan el método de tajo largo y tajo corto. Se puede aseverar que planifican operaciones de acuerdo al requerimiento del cliente. (Rodríguez, Dimane 2013)

Inadecuado Diseño Minero - Falta de Planeacion y tecnificacion.

El grado de tecnificación de las operaciones en las pequeñas concesiones es bajo ya que las operaciones de arranque, apilación y transporte del mineral se realizan manualmente (Pico y pala). En estas concesiones es común la ausencia de servicios de intendencia minera en subsuelo (Desagüe, ventilación, comunicaciones). (Rodríguez, Dimane 2013)

BOYACA

Los métodos de laboreo más aplicados corresponden al de cámaras y pilares, ensanche descendente de tambores y los de tajos cortos y largos con derrumbe dirigido La planificación depende de la demanda agregada de los concesionarios dedicados a abastecer la industria local y a exportaciones, (Rodríguez, Dimane 2013)

Se puede aseverar que el transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacatas por las vías de acceso, el descargue en superficie se realiza volteando manual o mecánicamente los vagones y por acción de la gravedad el mineral cae al lugar de apilación (Rodríguez, Dimane 2013)

CUNDINAMARCA

Los métodos de laboreo más aplicados corresponden al de ensanche descendente de tambores, y cámaras y pilares la gran mayoría de las explotaciones corresponden a pequeñas unidades productivas, adelantadas por explotadores empíricos sin ninguna dirección técnica y con limitaciones de tipo económico. Esto debido a que la producción esta condicionada por los requerimientos de un mercado inestable (Rodríguez, Dimane 2013)

Se puede aseverar que el transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacates por las vías de acceso, el descargue en superficie se realiza volteando manual o mecánicamente los vagones y por acción de la gravedad el mineral cae al lugar de apilación

(Rodríguez, Dimane 2013)

NORTE DE SANTANDER

El método utilizado es de cámaras y pilares Y tajo largo con derrumbe dirigido El sostenimiento de las vías de acceso subterráneas y galerías de preparación se realizan con madera y la ventilación de las minas es natural (UPME, 2004a).

Se puede aseverar que el transporte del mineral a superficie se realiza en coches, vagones o teclas, las cuales son empujadas manualmente o mediante malacatas por las vías de acceso, el descargue en superficie se realiza volteando manual o mecánicamente los vagones y por acción de la gravedad el mineral cae al lugar de apilación, (Rodríguez, Dimane 2013)

VALLE DEL CAUCA

Los métodos más utilizados en la zona son: El de testeros (escalones invertidos con relleno) y ensanches de tambores, y cámaras y pilares.(Rodríguez, Dimane 2013)

Algunos concesionarios que operan en las minas de La Uribe, Tortuguero y Cascarillo, poseen infraestructura media para realizar la actividad Minera, (Extracción Mecanizada, Plantas de Beneficio) e Intendencia Minera, Vías de Acceso, Oficinas y Campamentos. (Rodríguez, Dimane 2013)

CORDOBA

El sistema que ha sido utilizado es el de cielo abierto, aplicando el método de Cortas, Open Pit, descrito en la Zona Carbonífera Cesar. Aquí, también, utilizan la combinación pala - camión. Dentro de las características fundamentales de la explotación se tiene que el 90% del material arrancado requiere de voladura; en el 10% restante, utilizan tractores de gran tamaño. Toda la operación y demás servicios de apoyo son totalmente mecanizados. (Rodríguez, Dimane 2013)

Análisis económico, financiero y de

ANTIOQUIA

El pequeño minero no busca venderle directamente al comprador final por comodidad y por incapacidad de negociación,

mercado es decir, El mercado está

monopolizado por los comercializadores intermediarios. La comercialización y negociación del carbón, se basa en condiciones de precio, calidad (color, limpieza, ausencia de peña y % humedad) y cantidad (distritos mineros, 2009). Manipulación del tonelaje por parte del intermediario para pagar menos al pequeño minero (Rodríguez, Dimane 2013)

VALLE DEL CAUCA

El mercado es estrictamente local. La demanda de carbón térmico por parte de la industria del Valle del Cauca ha sido mayor que la oferta, por lo que para suplir las necesidades de consumo se recurre a la producción originada en el altiplano Cundiboyacense y en Antioquia. (Rodríguez, Dimane 2013)

CORDOBA

Los destinos del carbón extraído del distrito minero son las plantas de Argos en Toluviejo, Cartagena y Barranquilla, y la Planta de Ferroníquel Cerromatoso (Rodríguez, Dimane 2013)

BOYACA

La ubicación central dificultan el proceso de comercialización y distribución del producto, los costos de exportación de los carbones térmicos que se producen en la regio son 40% superiores a los de oros distritos (Cerrejon, Jagua) (INGEOMINAS, 2004), es por esto que las únicas exportaciones corresponden a coque. (Rodríguez, Dimane 2013)

CUNDINAMARCA

La mayor cantidad de carbón térmico se dirige al mercado regional; otro volumen tiene como destino el Valle del Cauca y el oriente antioqueño. , Los consumidores de los carbones tiene como actores la región cundiboyacense principalmente por parte del sector eléctrico, la industria productora de cemento siderúrgica y de ladrillos, la industria del Valle del Cauca, Exportaciones de carbón térmico y exportaciones de carbón metalúrgico (Rodríguez, Dimane 2013)

NORTE DE SANTANDER

Los concesionarios explotan carbón térmico y coquizable el cual, se vende a comercializadoras locales, a la Carboeléctrica Termotasajero y a industrias productoras de coque, ladrilleras y cerámicas, Gran parte de la producción del carbón, obtenida en el Departamento, ha sido destinada al mercado externo, tanto para carbón térmico como para el metalúrgico; La exportación a través de Venezuela se dificulta por razones de infraestructura y razones políticas. (Rodríguez, Dimane 2013)

Seguridad e Higiene Minera

Las emergencias mineras reportadas a julio de 2016 según la ANM del interior del país corresponden principalmente a derrumbes y atmosferas viciadas, y dentro de los departamentos donde se reportaron más emergencias mineras son Boyacá 26%, Cundinamarca 23%, Antioquia 18%.

ANM. Estadísticas de accidentalidad minera 2005-2016. Recuperado de http://www.slideshare.net/AgenciaNaldeMineria/estadstica-de-emergencias-mineras-acumulado-2010-2016-corte-31072016

Las malas prácticas mineras han ocasionado accidentes laborales y enfermedades profesionales. El desconocimiento sobre la elaboración y ejecución del SGSST y de las leyes aplicables dentro de la operación minera hace que no se tenga la política de prevención.

Entorno Ambiental

El afán por precios altos, el desinterés por cumplir con las normas del sector, la renuencia a someterse al control del Estado y la despreocupación por el proceso de transformación y comercialización del producto final, fomentan prácticas de explotación sin control ambiental, de calidad, de seguridad y de higiene minera. FEDESARROLLO. Pequeña y mediana minería de carbón del interior del país: alternativa de comercialización y financiación a partir de la conformación de alianzas estratégicas. recuperado de http://www.fedesarrollo.org.co/wp-content/uploads/2011/08/peque%c3%b1a-y-mediana-miner%c3%ada-de-carb%c3%b3n-del-interior-del-pa%c3%ads-informe-final-19-de-diciembre.pdf

incumplimiento de los estándares mínimos medio-ambientales

SITUACION ACTUAL SEGÚN PRODUCTORES MINEROS ENCUESTADOS

http://www.slideshare.net/AgenciaNaldeMineria/estadstica-de-emergencias-mineras-acumulado-2010-2016-corte-31072016



http://www.fedesarrollo.org.co/wp-content/uploads/2011/08/peque%c3%b1a-y-mediana-miner%c3%ada-de-carb%c3%b3n-del-interior-del-pa%c3%ads-informe-final-19-de-diciembre.pdf




PRODUCCION

Según los productores mineros encuestados a la fecha manifiestan que sus falencias ante un aumento de producción está asociado a:

- El precio del carbón térmico es más bajo que el coquizable lo que hace que el personal minero prefiera trabajar con este tipo de empresas productoras, es decir existe alta rotación de personal.

- Los costos de mantenimiento de la mina son muy altos comparado con el precio de compra por tonelada extraídos.

- Cada mina labora dentro de su presupuesto por lo tanto se presentan falencias en cuanto a la inversión de reconversión tecnológica adquisición de equipos para arranque, transporte y ventilación de las minas.

INVERSION Se identifica que los productores mineros en el interior del país prefieren hacer inversión en renovación tecnológica y ampliación de producción que en exploración.

CAPACIDAD INSTALADA Dados los datos de producción se puede indicar a la fecha que los productores mineros tienen entre un 5% y 8% de capacidad subutilizada, aprovechable ante un aumento de producción.

La base de todo proyecto minero es el conocimiento geológico, por lo tanto se

considera que se deben hacer inversiones en exploración que permitan tener un

conocimiento acertado y actualizado de los recursos en cantidad y calidad,

teniendo en cuenta que el interior del país es una zona con importantes reservas

de carbón térmico.

El tener un mayor conocimiento de la calidad y cantidad de los recursos va a

permitir hacer un buen planeamiento minero a mediano y largo plazo, lo que

conlleva a planificar de manera más acertada las inversiones en todos los

elementos del proyecto: métodos de explotación, arranque, servicios a la mina,

infraestructura interna y externa, transporte, seguridad industrial y medio ambiente

entre otros.

La minería en el interior se caracteriza por regirse bajo un modelo de negocio que

consiste en el arranque y comercialización del mineral en boca de mina donde el

principal mercado que abastece es el local y regional, el labore minero es poco

tecnificado aunque existen empresas representativas que tienen mayor volumen

de producción y condiciones laborables mejores aun existen pequeños

concesionarios que aún están lejos de establecer un adecuado laboreo minero,

por lo tanto es recomendable establecer algún tipo de asistencia técnica, de

seguridad industrial, medio ambiente, empresarial y financiera así como

acompañamiento en el diseño y ejecución del laboreo minero, para que se de esta

manera sea aprovechado al máximo el recurso existente.

Es importante establecer alianzas estratégicas entre los entes involucrados

productor –comercializador donde se fijen producciones y costos que beneficien a

las partes generando cierta estabilidad.

A continuación se presenta la demanda generada por la posible entrada de

nuevos proyectos de generación térmica a carbón en el escenario seleccionado, lo

cual permite adelantar el análisis de capacidad de incremento de producción de

carbón para atenderla

Demanda por entrada de nuevos proyectos de generación térmica

Previamente se estableció que el consumo de carbón en generación térmica, presentó una tendencia creciente a partir de 2011, lo cual se reflejó en un consumo de carbón en las plantas térmicas en el año 2015, de 2.144.000 toneladas con la apropiada respuesta de la industria carbonífera.

A partir de 2016 se proyectó el comportamiento de la demanda de carbón para para atender los nuevos proyectos de generación térmica en el período 2016-2050, teniendo en cuenta las circunstancias que inciden en el resultado obtenido en el ejercicio realizado, que se presenta más adelante en la Tabla 108.

En la proyección de la demanda de carbón se consideran los proyectos de generación a carbón incluidos en el escenario 12 del Plan de expansión de Generación y Transmisión 2015-2029 (PERGT 2015-2029): la expansión del parque de generación a carbón en 1.020 MW que entrarán en operación a partir de finales de 2019, según el cronograma de la Tabla # # y 574 MW de los proyectos a los que se les asignaron Ofertas de Energía Firme (OEF) para el cargo por confiabilidad (C X C): Gecelca 3, 164 MW en operación desde septiembre de 2015; Tasajero 2, 160 MW, en operación desde finales de 2015 y Gecelca 3.2, 250 MW en construcción. En la proyección del consumo de carbón, se observó el cronograma de entrada de estos proyectos de acuerdo al PERGT 2015-2029, y el atraso del proyecto restante de C XC, Gecelca 3.2, con fecha de entrada programada para julio de 2017.

Tabla 108. Cronograma de expansión

CENTRAL FECHA DE ENTRADA CAPACIDAD

MW

Exp. Carb. 1 dic-19 90,0

Exp. Carb. 2.1 dic-20 125,0

Exp. Carb. 2.2 dic-20 125,0

Exp. Carb. 3.1 dic-20 165,0

Exp. Carb. 3.2 dic-20 165,0

Exp. Carb. 5 dic-21 350,0

Total Expansión 1.020,0

Fuente: PRGT 2015-2029 UPME

Las centrales Termopaipa, Paipa 4 y Termozipa reportaron en las respuestas a las encuestas formuladas a los Agentes generadores, las proyecciones de consumo de carbón para los años 2016 y 2017, información que se tomó como base para la proyección constante de la demanda de carbón hasta 2030. La demanda de carbón de las plantas, cuyos Agentes no reportaron información para el año 2016,

se determinó mediante la conversión en toneladas equivalentes del consumo térmico proyectado para el año 2016, con el cálculo aplicado como se indicó anteriormente.

Los promotores de los proyectos, GENSA S. A. E.S.P. y C. E. Sochagota S. A. E.S.P., en la respuesta a la encuesta reportaron la disponibilidad de los proyectos de las unidades Paipa V, de 150 MW y Paipa 4.2, de 200 MW, respectivamente. El promotor, Termotasajero Dos S. A. E.S.P., reportó verbalmente la disponibilidad del proyecto Tasajero 3 de 200 MW. Estos proyectos que totalizan 550 MW, están supeditados a la asignación de la Oferta de Energía Firme (OEF) en la próxima subasta que realice el Ente regulador. Los agentes generadores estiman que iniciarían operación en el año 2021, siempre que les sean asignadas las OEF para el C X C, caso en el que se genera un incremento de la demanda de carbón sobre la demanda contemplada en el plan de expansión.

Se considera que a partir del año 2031 deberán entrar en operación unidades de generación más eficientes que sean viables técnica, económica y ambientalmente, para remplazar las unidades obsoletas y de baja eficiencia y en consecuencia, posibiliten el cumplimiento de los compromisos del país en cuanto al cambio climático.

El resultado obtenido en el ejercicio de proyección de la demanda de carbón para la generación de energía eléctrica se resume en la Tabla 109, que muestra las cifras de la demanda anual hasta el año 2021, para registrar los efectos por la entrada en operación de los proyectos de expansión que iniciarían operación en ese año, luego un período del año 2022 al 2025 y en períodos sucesivos de cinco años, a partir del 2026 en los cuales se estima que la demanda anual tiene variación menor y es la indicada en el año final de cada período.

Tabla 109. Demanda proyectada de carbón en toneladas

AÑO FINAL DE PERIODO

CON EXPANSIÓN 1.020 MW

CON EXPANSIÓN Y PLANTAS DE C X C

2015 2.144.042 2.144.042

2016 1.857.108 1.857.108

2017 2.198.965 2.198.965

2018 2.448.965 2.448.965

2019 2.508.769 2.508.769

2020 3.045.819 3.275.932

2021 4.310.603 5.691.283

2025 4.886.217 6.266.897

2030 4.886.217 6.266.897

2035 4.911.174 6.291.854

2040 5.079.037 6.459.717

2045 5.079.037 6.459.717

2050 4.716.244 6.096.924

Elaboración del consultor

En la Tabla 109 se observa, de una parte, el efecto en la disminución del consumo de carbón en 2016, por terminación del período de baja pluviometría y mejoramiento del nivel de los embalses de las plantas hidráulicas y, por otra parte, a partir de 2017 el efecto en la demanda de carbón que tendrá la entrada en operación de la unidad Gecelca 3.2., que es la tercera unidad de las plantas del Cargo por Capacidad (C X C) con asignación de OEF. En esta tabla también se observa el incremento de la demanda en el año 2020, estimado en el 42% con respecto al consumo de las térmicas en el año 2015, como consecuencia de la constitución de los almacenamientos de carbón en las instalaciones de las plantas de expansión térmica que, según el cronograma de entrada de los proyectos de expansión, estos entrarán en operación durante el período de 2019-2021, como se señala en la Tabla 109. Durante el período 2031-2035 la proyección no arroja cambios de importancia luego de la entrada en operación de la expansión de la generación, mientras que en el período 2036-2050 se refleja el remplazo de las unidades más obsoletas por unidades de mejor eficiencia.

Adicionalmente, en la Tabla 109 se presenta la demanda de carbón proyectada en el evento de que las plantas a carbón que participarán en la próxima subasta, reciban la asignación de OEFs a partir del año 2021, hecho que representa un incremento cercano al 30% en la demanda de carbón con referencia a la demanda para atender la expansión de 1.020 MW. En este caso los departamentos de Boyacá y Norte de Santander deberán atender el incremento de la demanda.

La minería de carbón térmico ubicada en los departamentos objeto del estudio,

adolece en su gran mayoría de capacidades técnicas y financieras y de recursos

humanos, para fortalecer e incrementar la productividad y competitividad de la

minería de estas regiones del país, la actividad minera de estos departamentos

muestra que faltó planeación desde el inicio, ya que no se realizaron proyecciones

a corto ni medio plazo y con ello hubo problemas en la ejecución de los Planes de

Trabajo de Obras y de Manejo Ambiental, PTO y PMA, respectivamente.

Sin embargo teniendo en cuenta diferentes aspectos, tales como producción

minera, consumos de plantas de generación y reservas de carbón térmico, se

puede concluir que estos departamentos tienen la capacidad para atender

demanda generada por la posible entrada de nuevos proyectos de generación

térmica a carbón, pero se deben mejorar muchos aspectos para aumentar la

productividad, tales como que el sector empresarial debe demostrar que la minería

es una palanca del desarrollo no solo con adecuadas prácticas laborales, de

seguridad industrial y ambiental, sino con la construcción de relaciones de

confianza con las comunidades e invertir en la diversificación de la producción

local generando nuevas capacidades productivas.

Por último, se destaca que en estos departamentos existen reservas de mineral

suficientes para ser explotadas en las próximas décadas, sin embargo se

requieren labores mineras mecanizadas con infraestructura, maquinaria,

herramientas y tecnologías adecuadas, que permitan la extracción de material

desde el punto de vista sostenible en los aspectos técnico, ambiental, jurídico,

económico, empresarial y social.

4.8. Sobre Ampliaciones y sustituciones

A continuación, se presenta la información técnica y ambiental de proyectos, recibida de los promotores en respuesta a las encuestas formuladas por el consultor. Estos proyectos no se encuentran relacionados en el registro de la UPME, pero cuentan con toda la información necesaria para el registro, sujeto a la apertura de la subasta de energía por parte del ente regulador del proceso.

Paipa IV.2

El promotor de este proyecto es la Compañía Eléctrica de Sochagota S. A. E.S.P. La nueva unidad, Paipa IV.2, estará localizada en el mismo predio entre la unidad Paipa IV existente y la margen izquierda del río Chicamocha, con las siguientes características generales:

Año previsto para entrar: 2021

Capacidad a instalar: 200 MW

Tecnología: Convencional, carbón pulverizado

Consumo térmico específico – eficiencia: 9,524 Mbtu/Mwh – mayor que 35,8%

Energía a generar por año: 1.286 Gwh

Calidad típica del carbón: sub-bituminoso

Poder Calorífico bruto: 6.775 kcal/kg

Poder calorífico neto: 6.216 kcal/kg

Cenizas: 14,5%

Azufre: 1,3%

Precio estimado a 2020, $/t: 130.000

Consumo anual de carbón: 500.000 toneladas

Fuente de agua: superficial, requerida: 0,11 m3/s

Control de emisión de MP: Precipitador electrostático + Filtro de mangas, eficiencia de 99,9%, la de altura unidad de la chimenea será 120 m.

La ceniza volante capturada en los precipitadores electrostáticos y filtros de mangas será transportada por medio neumático a los silos de almacenamiento temporal de donde se descargará a pipas tipo cementeras con descargadores telescópicos para uso en fabricación de cemento. La escoria, conocida como ceniza pesada se reutiliza en la industria cementera para adición en concreto y cemento. En la central se dispone de un área de 0,8 ha para almacenamiento temporal de residuos sólidos y de cenizas.

Según la encuesta esta nueva unidad estará equipada con sistema desulfurador de gases, con quemadores de bajo NOx el control de emisiones.

Para la inversión en este proyecto, que no está relacionado en el registro de la UPME de agosto 2016, se han destinado recursos por el monto de US$350 millones.

Paipa V

El promotor de este proyecto es GESTION ENERGÉTICA S. A. E.S.P. La nueva unidad, Paipa V, estará localizada en el predio de Termopaipa entre la unidad 3 y la vía Tunja-Paipa, con las siguientes características generales:

Fecha prevista para entrar en operación: diciembre 2020

Capacidad a instalar: 150 MW neto (165,5 bruto)

Tecnología: caldera de Lecho Fluidizado Atmosférico (LFA)

Consumo térmico específico – eficiencia: 9.521,77 Btu/kWh – 36%

Energía a generar por año: 1.186 Gwh

Calidad típica del carbón:

Poder Calorífico bruto: 4.800 a 7.300 kcal/kg

Poder calorífico neto: 6.150 kcal/kg

Cenizas: 15,05%

Azufre: 1,28%

Humedad: 6,45%

Precio estimado a 2020, $/t: 128.000

Consumo anual de carbón: 480.630 toneladas

Fuente de agua: superficial: río Chicamocha, requerida: 0,12 m3/s

Control de emisión de MP: Precipitador electrostático, eficiencia de 99,7%, la de altura unidad de la chimenea será 106 m.

La ceniza volante capturada en el precipitador electrostático será entregada a un operador externo para ser utilizada en el proceso industrial de fabricación de cemento y concreto.

Según la encuesta esta nueva unidad estará equipada con sistema desulfurador de gases, con quemadores de bajo NOx el control de emisiones.

Para la inversión en este proyecto, que no está relacionado en el registro de la UPME de agosto 2015, se han destinado recursos por el monto de US$271 millones. Tasajero 3 El promotor de este proyecto es TERMOTASAJERO DOS S. A. E.S.P., la unidad 3 de 200 MW de capacidad, estará localizada en el municipio de San Cayetano, departamento de Norte de Santander, ubicada contigua a Tasajero 2. Este proyecto (por información verbal) ya cuenta con estudios y licencia ambiental y su construcción está sujeta al resultado de la próxima subasta de Obligaciones de Energía Firme (OEF). Se estima que la operación de esta nueva central generará una demanda anual del orden de 400.000 toneladas adicionales a la demanda actual de carbón en Norte de Santander. Esta información básica se ajustará y complementará con la información que suministre el promotor del proyecto en respuesta a la encuesta formulada.

4.9. Sobre los Impactos

Se trata de determinar el impacto que producirá sobre la industria extractiva de

carbón en el país, la posición asumida por los países que mayor demanda tienen

de carbón producido en Colombia, teniendo en cuenta las contribuciones para

reducir las emisiones de gases efecto invernadero y lo que este compromiso

implica con la generación térmica a carbón en estos países.

La magnitud e importancia de los impactos concretos dependen

fundamentalmente de:

La fuente o recurso energético utilizado.

El rendimiento de los sistemas de generación aplicados.

La eficacia de los sistemas correctores de la contaminación.

Las características y el valor del entorno natural afectado

A continuación se hace referencia a la posición de los países que han sido los

principales importadores de carbón térmico colombiano, principalmente entre

2011 y 2015, como son la Unión Europea, Estados Unidos y Turquía, que

representan cerca de 285 millones de toneladas (Mt) de carbón y corresponden a

exportaciones de Colombia del orden de 23.200 millones de dólares FOB durante

este quinquenio.

La Unión Europea está haciendo un esfuerzo significativo en la reducción de sus

emisiones de GEI y dentro de sus objetivos principales en el cambio climático es

llegar a una reducción del 40% de emisiones de GEI en 2030 y que un 27% del

consumo total de energía proceda de energías renovables. Para garantizar la

disminución de las emisiones de GEI, Estados Unidos propone la

descarbonización anual del 4,3% a partir de 2020.

En el caso de Turquía, Para 2030 tienen como metas:

- La reducción del 21% de emisiones GEI respecto a BAU.

- Incrementar la capacidad de producción de electricidad, basada en energía

solar hasta los 10 GW en 2030 Y basada en energía eólica hasta los 16

GW

- Modernización de las plantas públicas de producción de energía eléctrica.

- Implementación de sistemas de microgeneración, cogeneración y

producción in-situ de energía eléctrica.

De otra parte, Chile se compromete al 2030, a reducir sus emisiones de CO2 eq.

por unidad de PIB en un 30% con respecto al nivel alcanzado en 2007. Además un

Incentivo a las Energías Renovables No Convencionales, con un 45% de nueva

capacidad instalada entre 2014 y 2025.

El propósito de las contribuciones para reducir las emisiones de gases efecto

invernadero y lo que este compromiso implica con la generación térmica a carbón

en estos países, se refleja en las proyecciones de demanda de carbón térmico, tal

como se resalta en la siguiente tabla.

Tabla 110. Proyecciones Demanda de Carbón de las regiones importadoras de carbón colombiano - Millones de Toneladas

PAIS 2011 2020 2025 2040

Mundial 7.527 8.280 8.671 10.020

USA 920 825 793 740


Europa Occidental

793 743 726 687

Europa Oriental 545 587 606 625


https://eneken.ieej.or.jp/data/6116.pdf Como se observa, la demanda de carbón de los diferentes países de la Unión

Europea, entre los que destacan Países Bajos, Reino Unido, España y Portugal,

que a la vez son principales compradores de carbón colombiano, presenta un


decrecimiento del orden de 50 Mt, entre el período 2011-2020 y bastante

representativo en el año 2040, en cerca de 106 Mt.

Igualmente, en Estados Unidos, la demanda de carbón decrece notoriamente, con

una reducción de 95 Mt en 2020 y llegando al orden de 180 Mt en el año 2040.

De lo anterior, se concluye que una reducción de la demanda de carbón en estas

2 regiones, que representa un total de 286 Mt hacia el año 2040, genera en

Colombia un significativo impacto, que conllevaría necesariamente a

posicionamiento del carbón en otros mercados, que presentan incrementos en la

demanda, como es el caso de los países de Europa Oriental o de Asia, así como

en los países de América Latina, donde se presume un aumento considerable en

la demanda, del orden de 117 Mt hacia el año 2040.

Es de entender que en consecuencia, el comportamiento de la demanda mundial,

genera impacto en la actividad minera del país, especialmente en las

explotaciones a cielo abierto, localizadas en la Costa Atlántica y que son los

grandes exportadores.

De ahí, que la percepción de los empresarios mineros del interior del país, que son

productores de carbón térmico, sobre el comportamiento de la demanda mundial

no es de alarma, dado que dependen del consumo nacional, principalmente de la

generación térmica.

Los compromisos de los países con respecto a la reducción de las emisiones de

GEI que ofrece el cambio climático se encuentran relacionados con la educación,

la cultura, la innovación y los rápidos cambios tecnológicos que se observan en los

diversos sectores económicos existentes. El cambio climático ocasiona un impacto

notorio en los diferentes sectores económicos y en la sociedad en general. La

manera en que los países y las empresas respondan a este fenómeno

determinará su futuro desarrollo económico, financiero y humano, así como su

bienestar ambiental y social. El futuro desarrollo sostenible humano dependerá de

cómo respondamos al cambio climático.

Para que grandes contaminadores adopten normas de reducción de emisiones

nacionales y contribuyan de manera significativa a un futuro acuerdo internacional,

es necesario aumentar la presión política.

Los compromisos que los diferentes países tienen para reducir las emisiones de

GEI implican que las industrias extractivas del carbón se vean en la obligación de

extraer carbones de bajos contenidos de azufre y/o de implementar tecnologías

para la reducción de contaminantes presentes en el carbón.

Lo mejor que puede hacer un minero es mostrar responsabilidad ambiental y

devolver el área explotada lo más cercanamente posible al estado previo a la

minería

4.10. Consecuencias Económicas

El propósito es determinar las consecuencias económicas para el país, en el caso

que no se pueda vender carbón en los mercados internacionales para generar

energía, debido a posiciones de los países frente al cambio Climático.

LAS AFECTACIONES EN LA GENERACION DE DIVISAS

La relevancia de la industria del carbón para el sector externo de la economía

colombiana la podemos destacar a continuación para el periodo 2005-2015, de

acuerdo con el análisis de las cifras de la siguiente información.

Tabla 111. Colombia, exportaciones tradicionales y no tradicionales (2005 – 2015)

AÑO

Exportaciones tradicionales

Exportaciones no

tradicionales

Total exportacion

es Carbón Petróleo y

sus derivados

Ferroníquel

Total Exportacion

es Tradicional

es *

Toneladas Métricas

Miles de Dólares

FOB

Miles de Dólares FOB

Miles de Dólares

FOB




2005 54.707.519 2.598.187 5.558.959 737.783 10.365.589 10.824.849 21.190.439

2006 60.873.004 2.912.973 6.328.254 1.107.045 11.809.507 12.581.468 24.390.975

2007 69.309.768 3.494.544 7.317.855 1.680.278 14.207.021 15.784.311 29.991.332

2008 63.515.383 5.043.330 12.212.578 863.680 20.002.810 17.623.072 37.625.882

2009 68.684.309 5.416.385 10.267.502 725.934 17.952.519 14.893.808 32.846.327

2010 72.226.880 6.015.184 16.501.625 967.338 25.367.704 14.345.632 39.713.336

2011 81.225.010 8.396.866 28.420.665 826.621 40.252.517 16.662.422 56.914.939

2012 77.403.030 7.805.190 31.558.933 881.169 42.155.289 17.969.877 60.125.166

2013 76.652.894 6.687.897 32.483.145 680.124 41.735.072 17.088.589 58.823.661

2014 89.095.315 6.810.063 28.926.745 640.595 38.850.650 15.944.674 54.795.324

2015 74.711.449 4.560.026 14.239.384 429.753 21.755.601 13.935.175 35.690.776

* Las exportaciones tradicionales consiste en los tres productos y el café.

Fuente: DIAN - DANE (EXPO)

Al examinar en orden cronológico el comportamiento de las exportaciones en la

Balanza Comercial observamos lo siguiente.

Es en el año 2009 cuando ocurrió la mayor participación del carbón en la

generación de divisas para el país con $5.416 millones de dólares, aportando el

30% de las denominadas exportaciones tradicionales con lo cual le representó al

país el 16% de las divisas generadas dicho año. La industria petrolera estuvo

como el principal aportante, participó con un 57% del valor de las exportaciones

tradicionales y representó menos de un tercio de las exportaciones totales del

país, ello es un 31% de las divisas generadas.

Fue en el año 2011 cuando el carbón cotizo su precio más alto por tonelada

exportada con un promedio de $103 dólares la tonelada, con lo cual generó la

mayor cantidad de divisas, $8.397 millones. En dicho año el aporte del carbón

consiguió un 21% de las exportaciones tradicionales y representó el 15% del total

exportado.

El mayor ingreso de divisas ocurrido para el país fue en el año 2012, cuando se

exportó una cifra record de $60.125 millones de dólares, de acuerdo a las fuentes.

Nuevamente, estuvo la industria petrolera como el principal aportante

incrementando su participación hasta un 75% del valor de las exportaciones

tradicionales y esto le representó más de la mitad de las exportaciones totales del

país, ello es un 52%. En dicho año el aporte carbón fue de 19% de las

exportaciones tradicionales y representó el 13% del total exportado por Colombia.

La cifra record del volumen registrado con las exportaciones de carbón sucede en

el año 2014 con 89.095.315 toneladas. No obstante lo anterior su aporte es

menor ya que arrojó una participación de 18% de las exportaciones tradicionales y

el cual le representó al país el 12% de las divisas generadas dicho año. La

participación de la industria petrolera este año fue muy importante, similar a la del

2012.

Es preocupante la situación de la Balanza Comercial en el año 2015, puesto que

el país exportó un total de $35.691 millones de dólares, mostrando según estas

cifras una baja sustancial en divisas para el país de $19.105 millones, con

respecto al año anterior. No obstante tal disminución, observamos que tanto el

petróleo como el carbón (con 13%) son los productos que continúan aportando el

mayor ingreso de divisas al país y le representan conjuntamente un 53% de los

ingresos externos totales a Colombia, a pesar de los bajos precios que se cotizan

internacionalmente hoy día para los commodities.

La tabla siguiente precisa el aporte carbón realizado en los últimos 11 años en la

comercialización internacional de los productos colombianos. En general,

podemos concluir que en términos promedios sus aportes anuales intervienen con

un volumen de 74.711.449 toneladas exportadas año el cual arroja un valor a

precios de mercado de $5.431 millones de dólares año, por tanto significan el 22,5

% de las exportaciones tradicionales y constituyen el 13,2% del total de

exportaciones.

Tabla 112. Participación del carbón en las exportaciones del país

CARBON PARTICIPACION

Toneladas Métricas


Exportaciones tradicionales

Total exportaciones

dic-05 54.707.519 $ 2.598.187 25,1% 12,3%

dic-06 60.873.004 $ 2.912.973 24,7% 11,9%

dic-07 69.309.768 $ 3.494.544 24,6% 11,7%

dic-08 63.515.383 $ 5.043.330 25,2% 13,4%

dic-09 68.684.309 $ 5.416.385 30,2% 16,5%

dic-10 72.226.880 $ 6.015.184 23,7% 15,1%

dic-11 81.225.010 $ 8.396.866 20,9% 14,8%

dic-12 77.403.030 $ 7.805.190 18,5% 13,0%

dic-13 76.652.894 $ 6.687.897 16,0% 11,4%

dic-14 89.095.315 $ 6.810.063 17,5% 12,4%

dic-15 74.711.449 $ 4.560.026 21,0% 12,8%

PROMEDIOS 71.673.142 $ 5.430.968 22,5% 13,2%

CONTRIBUCION AL SECTOR EXTERNO EN EL AÑO 2016.

Dadas las características de la demanda del carbón térmico y sus fluctuaciones

estacionales con el precio y con los volúmenes tranzados, se analiza su

comportamiento para este año y la contribución puntual del carbón, según se

puede apreciar en la siguiente tabla.

Tabla 113. Comportamiento de las exportaciones de carbón año corrido 2016

MILES DE DÓLARES

FOB

TONELADAS MÉTRICAS

PRECIO/TON EXPORTADA

EXPORTACIONES TRADICIONALES

TOTAL EXPORTACIONES

ene-16 235.075 4.563.426 $51,51 849.405 1.869.036

feb-16 334.132 7.185.453 $46,50 1.134.860 2.297.748

mar-16 274.418 5.790.884 $47,39 1.127.172 2.310.590

abr-16 318.048 5.628.710 $56,50 1.111.942 2.423.625

may-16 426.822 7.896.880 $54,05 1.194.806 2.708.316

jun-16 397.556 7.417.393 $53,60 1.095.875 2.721.906

jul-16 318.518 6.218.363 $51,22 827.597 2.188.338

ago-16 654.162 11.912.907 $54,91 1.311.458 3.004.418

sep-16 358.192 6.567.195 $54,54 1.214.307 2.731.225

oct-16 382.147 6.447.841 $59,27 1.166.288 2.679.939

TOTAL 3.699.069 69.629.052 $53,13 11.033.711 24.935.142

PARTICIPACION A LA FECHA EN 2016 33,5% 14,8%

Fuente: DIAN - DANE (EXPO)

De acuerdo con las cifras del DANE y del DIAN, este año la participación del

carbón supera ampliamente lo registrado con las exportaciones tradicionales

(33%) e igualmente representa un importante aporte al examinar el total exportado

a octubre de 2016 (15%).

Lo anterior a pesar del comportamiento del precio. Calculamos que el precio

promedio registrado para el 2016 está en el orden de $53 dólares la tonelada,

reflejando en el cuadro que la menor cotización ocurre cuando finaliza el invierno y

que se obtiene la más alta cotización cuando se inicia el otoño en el hemisferio

norte. Es de resaltar que estos precios están muy por debajo de los cotizados

desde el año 2008, ellos oscilaron en un rango de $75 a $103 dólares (2011) la

tonelada de carbón exportada FOB para el periodo 2005-2015.

IMPACTO EN LA BALANZA COMERCIAL

Desde el punto de vista de los volúmenes tranzados a precios deprimidos de hoy,

la tabla siguiente demuestra cual sería el orden de magnitud del impacto sentido

en la Balanza Comercial por una eventual disminución en las toneladas vendidas

al exterior y las divisas dejadas de percibir en las exportaciones tradicionales y en

el total país, según los rangos de volúmenes supuestos, ver tabla.

Tabla 114. Impacto de las ventas internacionales de carbón

VARIACION TONELADAS

DISMINUCION DE DIVISAS

IMPACTO % EXPORTACIONES TRADICIONALES

IMPACTO % TOTAL EXPORTACIONES

(1.000.000) $(53.125.373) -0,38% -0,21%

(5.000.000) $(265.626.867) -1,91% -1,07%

(10.000.000) $(531.253.734) -3,82% -2,13%

Fuente: cálculos del consultor

Podemos aseverar que, a partir de una variación en las exportaciones igual o

mayor a 5 millones de toneladas de carbón, el sector externo del país se

empezaría a resentir notablemente con la Balanza Comercial al disminuir en un

punto porcentual, debilitando o fortaleciendo un eventual superávit o déficit de las

reservas internacionales en la Balanza de Pagos según la fluctuación que sea

considerada.

REPERCUSIONES SOCIOECONÓMICAS Y LA AFECTACIÓN DEL SECTOR

MINERO Y SU PARTICIPACIÓN EN EL PIB

En la investigación, Notas sobre la minería del carbón a gran escala en Colombia

de Guillermo Rudas, 2013, resalta que debido a los grandes proyectos mineros el

departamento de La Guajira es uno de los principales receptores nacional de

recursos de regalías recibiendo por este concepto $729.071’525.013 entre 2004 y

2011, así como el departamento del Cesar que recibió $1.056.593’792.618, más

de un billón de pesos. A pesar de tan importantes recursos, que debieron

destinarse a la inversión en el mejoramiento de la calidad de vida de sus

habitantes y de sus condiciones de educación, salud y saneamiento básico, para

alcanzar estándares admisibles mínimos en los indicadores sociales, en especial

en los municipios productores, sin embargo, ni en el Cesar ni en La Guajira el

crecimiento del sector minero ha cumplido con las expectativas sociales de su

población.

De acuerdo al autor, un estudio de la Contraloría General de la República expone

que, “la calidad de vida de estas zonas de explotación de minerales no sólo no

mejoró, sino que, en la mayoría de los casos, vio consolidar su franco retraso en

contraste con otras regiones del país” (2013). Por ejemplo, al comparar el índice

de necesidades básicas insatisfechas (NBI) a partir de las proyecciones del Censo

de 2005 para 2012, se puede afirmar que mientras la población nacional con NBI

representaba 27,78% del total, en el departamento del Cesar correspondía a

44,73% y en La Guajira a 65,23%. En los municipios mineros del Cesar, el

promedio de NBI fue de 56,87%, mientras que en La Guajira fue de 57,93%. La

pobreza nacional alcanzó una incidencia de 30,6%, mientras que en el Cesar fue

de 47,2% y en La Guajira de 55,8%.

De acuerdo con el mismo estudio, en 2012 la cobertura del sistema de salud

alcanzaba 96% en La Guajira y en el Cesar 111%, es decir la población afiliada

era mayor que la estimada por el DANE. Sin embargo, los hallazgos de la

Contraloría frente a los municipios mineros de los dos departamentos muestran

que en sus zonas mineras la cobertura de salud fue de 76%, es decir inferior a la

departamental. De estas coberturas se afirma que no reflejan la calidad de los

servicios. Ejemplo de ello es que a pesar de su aumento las tasas de mortalidad

infantil no disminuyen significativamente.

Todo el carbón que se explota en los grandes proyectos de La Guajira y el Cesar se destina a la exportación, con prácticamente un bajo valor agregado local y

como resultado, los encadenamientos hacia atrás y hacia adelante del carbón son muy reducidos. Adicionalmente, por estar las exportaciones excluidas del IVA, el efecto del sector de minería exportador sobre este recaudo es leve, de acuerdo con el investigador. El autor sostiene que tal como se muestra en el gráfico siguiente, los municipios que, sin ser capitales de departamento, tienen un sector productivo no extractivo más consolidado, reciben por concepto de impuesto de industria y comercio per cápita más de cuatro veces lo recaudado por el mismo concepto por aquellos municipios de la Guajira y Cesar donde se concentra la extracción de carbón para exportación. Este resultado coincide con estudios recientes que ilustran la escasa inversión que realizan las empresas mineras de gran escala en las regiones en donde desarrollan sus actividades (Perry y Palacios, 2013). Figura 24. Impuesto per cápita de industria y comercio según tipo de municipios

Manifiesta que este indicador permite ilustrar la baja capacidad que ha tenido la minería de carbón a gran escala para generar encadenamientos significativos con actividades productivas regionales, con el respectivo bajo o nulo efecto positivo en la capacidad de generar crecimiento económico distinto a la propia actividad extractiva; y, en consecuencia, su impacto muy limitado sobre la capacidad de generar recursos tributarios propios, De otra parte, el aporte del sector extractivo a las finanzas públicas lo constituyen

las regalías, aquella retribución que recibe el estado en contraprestación por la

extracción de los recursos no renovables del subsuelo que son de su propiedad.

Como se observa en el gráfico, el crecimiento del sector extractivo se refleja en el

incremento acelerado de las regalías en términos absolutos. En efecto, de menos

de dos billones de pesos generados en 2000, se pasó a cerca de diez billones en

2011.

Figura 25. Composición de las regalías

Fuente: cálculos del autor con base en Agencia Nacional de Hidrocarburos: regalías petróleo; Sistema de

información minero colombiano: regalías minerales; Departamento Nacional de Planeación: SGP, Ejecuciones

presupuestales de municipios y departamentos.

En la siguiente tabla vemos como las regalías provenientes de la minería han ascendido considerablemente durante los últimos años. Mientras en el año 2004, las regalías aportadas por el sector minero correspondían al 9,9% del total de regalías, en el año 2011 representaron el 16,4% del mismo rubro (Ver Tabla).

Tabla 115. Pago de regalías minería e hidrocarburos (Miles de millones de pesos)

REGALÍAS 2004 REGALÍAS 2011

PRODUCTO $ % $ %

Hidrocarburos 2.585 90,1 8.190 83,6

Minas 285 9.9 1.611 16.4

Carbón 167 5.8 1.269 12.9

Níquel 76 2,6 175 1,8

Oro 34 1,2 158 1,6

Otros 8 0,3 10 0,1

Total 2.870 100,0 9.801 100,0

Fuente: Impacto socioeconómico de la minería en Colombia, 2012, Fedesarrollo

El valor pagado por concepto de regalías en el sector minero pasó de 286 mil

millones de pesos en el año 2004 a 1,6 billones de pesos en el año 2011. Cuando

se observa el pago de regalías al interior del sector, el carbón es el mineral que

tiene mayor participación, seguido del níquel y el oro (78,8% 1,8% y 1,6%

respectivamente para el año 2011). Por su parte, los hidrocarburos pasaron de

aportar 2,6 billones de pesos en el año 2004 a 8,2 billones de pesos en el 2011.

IMPACTO EN LAS FINANZAS PÚBLICAS

Una eventual disminución en las compras internacionales de carbón tiene un

impacto importante en las finanzas gubernamentales en la actualidad la cual

afectaría el tamaño del déficit presupuestal, principalmente con la inversión social

según los rangos de volúmenes supuestos ver tabla.

Tabla 116. Impacto de las regalías de carbón

VARIACION TONELADAS

PRECIO BASE DE LIQUIDACION PORCENTAJE DE REGALIA

VALOR DEJADO DE PERCIBIR

(1.000.000) $103.456,59 5% -$5.172.829.500

(5.000.000) $103.456,59 5% -$25.864.147.500

(10.000.000) $103.456,59 5% -$51.728.295.000

Fuente: cálculos del consultor

Al liquidar a un precio bocamina para carbón de exportación térmico de la Guajira

para los diferentes rangos de volúmenes con base en la última Resolución 625 de

2016 de la UPME, se muestra el valor de los pagos que dejaría de recibir

actualmente las autoridades gubernamentales en un determinado periodo.

Es claro que para el fisco nacional las ventas internacionales de carbón son una

importante fuente de ingresos, en donde la minería de carbón tiene una importante

y progresiva participación en la generación de rentas para el fisco nacional,

impuesto a la renta, y para financiar inversiones de los departamentos y

municipios, mediante las regalías. Se podría mencionar que el citado investigador

va más allá y manifiesta que algunas fuentes de ingresos podrían incrementarse

en una proporción alta modificando las reglas del juego tributarias, sin

comprometer la competitividad de las empresas en el contexto internacional.

PARTICIPACIÓN EN EL PIB

Adicionalmente, el crecimiento de la extracción de carbón para exportación tiene

un impacto directo sobre el comportamiento de las economías regionales según la

investigación, Notas sobre la minería del carbón a gran escala en Colombia. En

primer lugar, los departamentos donde esta se realiza, Cesar y La Guajira, han

presentado en los últimos años un crecimiento de sus economías más acelerado

que el conjunto de la economía nacional. La del Cesar en su conjunto pasó de

representar 1,4% del PIB nacional a principios de la década pasada, a 2,1% en

2012; y, aunque en menor medida, el valor agregado por la economía de La

Guajira al PIB nacional pasó de 0,9% al inicio del periodo, a 1,3% al final del

mismo.

Figura 26. Participación en el PIB

Fuente: Notas sobre la minería del carbón a gran escala en Colombia de Guillermo Rudas, 2013,

En el caso de La Guajira, el carbón sigue consolidándose como el sector determinante de la economía regional, pasando de representar alrededor del 50% del valor agregado total regional al inicio del período, a cerca de 60% al final del mismo, coincidiendo este crecimiento relativo con una notable pérdida de participación del ya reducido sector agropecuario. Algo similar, aunque mucho más intenso, sucede en el Cesar: la extracción de carbón más que duplica su participación en el valor agregado regional, pasando de menos de 20% al inicio del periodo a más de 45% al finalizar, pero con una caída mucho más fuerte del sector agropecuario, que de representar cerca de 20% pasó a 8% del valor agregado total generado en el departamento. Esta tendencia confirma, según el autor, el bajo encadenamiento con otras actividades productivas descrito en la sección anterior, generándose una elevada concentración de la actividad económica en el sector extractivo, que coloca a estas regiones en situación de alto riesgo ante un eventual declive de esta actividad, originado, por ejemplo, en una caída mayor que la actual de los precios del carbón en el mercado internacional. De acuerdo con CRU Strategies, en el caso específico de Colombia, el PIB minero se ve influenciado por la producción de carbón y níquel, los dos principales minerales actualmente explotados en el país. En la siguiente grafica se puede apreciar que la actividad minera de Colombia es baja en comparación a países que se podrían considerar como mineros, como el caso de Chile, en el cual el PIB minero alcanza rangos del 10%.

Figura 27. PIB Minero

Fuente: Estudio para caracterizar el mercado nacional e internacional de los minerales estratégicos, CRU STRATEGIES, 2013.

Como puede observarse, el PIB minero Colombiano no ha crecido como porcentaje del PIB total y se ha mantenido en torno al 2,3% desde el año 2003, lo que puede considerarse como positivo porque genera un potencial para el crecimiento en comparación a países como Chile, México y Perú en los cuales se aprecia una tendencia a la baja desde principios o mediados de la década del 2000. Como se manifestó, la gran minería es una actividad caracterizada por ser de escaso encadenamiento con otras actividades productivas. En el caso del Cerrejón solo el 10% de las compras y contratos que ejecuta anualmente tienen lugar en Colombia, y una fracción cercana al 1% tiene lugar en la guajira. La participación de la guajira en el suministro de bienes al proyecto durante más de 30 años, ha sido de un nivel muy bajo, sin tendencia a aumentar. (Salas, 2004). En lo que respecta a lo social, las inversiones en compensaciones a las comunidades wayuu que se encuentran asentadas en las zonas aledañas, la inversión acumulada total del programa PAICI desde 1982 hasta 2002 ha sido cercana a 5 millones de dólares que en precios constantes del 2002, que equivales a la producción de dos días y medio. (Salas 2004 ). GENERACION DE EMPLEO La gran minería, también es una actividad caracterizada por ser de baja intensidad en mano de obra, poca generadora de empleos. En 2013, la industria de carbón aportó tan solo 1,1% de todos los ocupados nacionales. En las cinco empresas más destacadas en términos de producción de

carbón trabajan del orden de 30.000 personas. A continuación se refleja dicha situación laboral. En el 2014, el Cerrejón contaba con una fuerza laboral de 14.668 trabajadores, de los cuales solo 6.390 (43% del total) tenían contrato directo con la minera, y el restante 8.278 eran trabajadores tercerizados, con contratos con alguna empresa contratista del Cerrejón. La gran mayoría de estos trabajadores tercerizados no tienen sindicato y, por ende, trabajan en condiciones mínimas de estabilidad y protección de sus derechos laborales. La Drummond, por su parte, tenía 9.315 trabajadores, 4.962 de ellos con contrato directo y a término indefinido, 139 con contrato directo pero a término temporal y los restantes 4.214 laborando por medio de una empresa contratista a término fijo. Glencore, dueña de las empresas Prodeco, provee alrededor de 5.600 empleos, de los que la empresa minera tan solo contrata 567 trabajadores. Masering, empresa contratista que maneja toda la producción en varias minas en Cesar (El Hatillo, Cerro Largo y la Francia), para diversas empresas carboníferas, produjo 6’600.000 toneladas de carbón en 2012, y dice emplear 1.100 trabajadores, aun cuando con base en el trabajo de campo hecho en la región, casi todo estos empleos parecen ser tercerizados. Por su parte, Vale, de acuerdo con su gerente de relaciones interinstitucionales y sostenibilidad, empleaba en 2012 cuatrocientos trabajadores directos y entre 550-600 subcontratados. El número de empleos generados por el sector de minas e hidrocarburos ha aumentado en 42% durante los últimos años, pasando de 175 mil en 2005 a 249

mil en el año 2011, de acuerdo a Fedesarrollo (Ver Gráfico). Figura 28. Evolución del empleo sector minero e hidrocarburos

Fuente: DANE. Incluye hidrocarburos.

Aunque es claro que el sector de minas es intensivo en capital, es importante resaltar que éste genera empleos para población vulnerable en zonas remotas, lo que lo convierte en motor de empleo y actividad económica en algunas regiones. Según Fedesarrollo (2011) la pequeña y mediana minería de carbón en Norte de Santander genera en promedio empleo directo a cerca 10.500 personas y se calcula que del carbón viven 20 mil familias. En Boyacá, se estima que la misma actividad genera empleo entre 4.000 y 8.000 personas. En Cundinamarca la cifra asciende a 16.000 empleos. Adicionalmente, manifiesta la entidad que el sector jalona fuertemente empleo indirecto a través de sus encadenamientos con otros sectores. 4.11. Análisis de consecuencias a corto, mediano y largo plazo

Nuestro planeta ha sufrido numerosos cambios. La mayor parte del calentamiento

obedece al aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)

generadas por actividades humanas, como consecuencia se ha visto el aumento

de las temperaturas mundiales promedio y sus efectos en el clima terrestre.

La quema de combustibles fósiles es una fuente del gas de efecto invernadero. El

sector de energía cuenta con más del 60% de GEI de las emisiones mundiales,

además de estos contaminantes, pueden llegar a emitir otros de gran importancia

como dióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx), material particulado

(MP), monóxido de carbono (CO) y gases de efecto invernadero, como el dióxido

de carbono (CO2). Es de importancia mencionar que el dióxido de azufre y el

óxido de nitrógeno son precursores de lluvia ácida. Además, dependiendo del tipo

y la calidad del combustible empleado (carbón y petcoke, entre otros), el proceso

de combustión puede emitir otros contaminantes, tales como metales pesados

(mercurio, arsénico, cadmio, vanadio, níquel, etc.), halógenos (como el fluoruro de

hidrógeno), hidrocarburos no quemados y otros compuestos orgánicos volátiles

(COV). Estos contaminantes pueden tener efectos diversos en el medio ambiente

como la generación de smog. Lluvia acida y neblina y en la salud humana

enfermedades en vías respiratorias y enfermedades cardiovasculares.

De acuerdo con la Agencia internacional de Energía (AIE) para el año 2005

Estados Unidos era el mayor generador mundial de emisiones de CO2, derivadas

de la quema de combustibles.

El uso a futuro del carbón estará limitado por las medidas para luchar contra la

contaminación y reducir las emisiones de CO2, aun sabiendo que el carbón es

abundante y se suministro es seguro.

La demanda mundial de carbón aumentará en un 15% hasta el 2040, la demanda

en china se estabilizará más del 50 % del consumo mundial. La demanda

disminuirá en los países de la OCDE, incluyendo a Estados Unidos, donde el uso

del carbón para generación de energía se reducirá en más de un tercio. La india

pasará como segundo mayor consumidor de carbón en el mundo antes de 2020 y

como mayor importador. 6

La disminución de los precios del carbón han incitados a los productores de todo

el mundo a reducir costo, se espera que con el cierre de unidades de producción y

el incremento de la demanda, provoquen el aumento del precio suficiente para

atraer nuevas inversiones. China, la India, Indonesia y Australia representarán por

sí solos más del 70% de la producción de carbón mundial en 2040, lo que

subrayará la importancia de Asia para el mercado de carbón.

4.11.1. Colombia frente al Acuerdo de París

Colombia se caracteriza por ser un país vulnerable al cambio climático, esto es

debido a su ubicación geográfica, extensas costas, por tener tres cordilleras y seis

regiones naturales. Lo cual fue evidenciado del año 2010 al 2011 cuando se

presentó mucho más intenso el fenómeno de La Niña, se presentaron lluvias por

encima de los promedios históricos e inundaciones; vías, puentes, acueductos,

viviendas y edificios quedaron destruido, y quedaron cerca del 7% de la población

damnificadas. Lo cual le costó al país cerda de 11,2 billones de peso, equivalente

al 2,2 del PIB, según CEPAL.

Se estima que las pérdidas por el cambio climático equivaldrían a sufrir cada 4

años un fenómeno de la Niña, lo cual afectaría gravemente a los sectores

productivos y la población.

Luego de haber enfrentado el fenómeno de La Niña, se presenta el fenómeno El

Niño en 2014 y 2015, donde en el 2015 resulto siendo el segundo más fuerte de la

historia según NOAA. Se presentaron 3985 Incendios Forestales afectando más

de 150,000Ha, 318 municipios con escasez de agua y 120 en situación crítica,

más de 260,000 Ha agrícolas, lo cual favoreció el incremento de los precios de los

alimentos dramáticamente. Según el IDEAM los ríos presentaron el nivel más bajo

en los últimos 15 años. Desde entonces la adaptación es una prioridad para el

país pues es la única forma de disminuir su vulnerabilidad.

Colombia contribuye con el 0,46% de las emisiones globales, siendo baja ante los

demás países. Se estima que podría llegar aumentar las emisiones cerca del 50%

6 Energy Technology- Perspectives 2012 Pathways to a Clean Energy System IEA

en 2030 si no se toman medidas. Por tal razón el país se comprometió a reducir

sus emisiones en un 20% con base a un escenario proyectado a 2030 e, inclusive,

a disminuir el 30 % si cuenta con cooperación internacional.

Para poder lograr es necesario que los sectores productivos y financieros se

comprometan a garantizar un crecientito y una inversión carbono-eficiente y

resiliente con el clima. Además que la comunidad científica y educativa generen

conocimientos sobre los fenómenos climáticos, sus efectos y como reducir

nuestras emisiones. Los gobiernos locales y departamentales, y las autoridades

ambientales deben

Los gobiernos locales y departamentales, y las autoridades ambientales deben

incorporar dentro de la regulación del suelo criterios climáticos, además guiar los

territorio hacia un desarrollo compatible con el clima y bajo en carbono a través de

los diferentes instrumentos de planeación con los que cuentan.

Anuncios de Colombia en la COP217

- Fondo para la paz y el desarrollo sostenible: Más del 51% del territorio

colombiano está cubierto de bosque. Colombia perdió 140,000

hectáreas de bosques en el año 2014. La deforestación en Colombia

está asociada a sectores productivos como a la guerra, el 58% de la

deforestación se ubicó en los municipios con mayor nivel de conflicto.

En un escenario de paz, Colombia debe proteger sus bosques y su

biodiversidad, promover un desarrollo sostenible rural y luchar frente al

cambio climático. Para lograrlo el Gobierno lanzó la iniciativa “Colombia

Sostenible”, en donde cuyo Fondo contará con 600 millones de dólares

para financiar acciones encaminadas a lograr estos objetivos.

- Alianzas para frenar la deforestación en Colombia: Una de las

principales meta para enfrentar el cambio climático es conservación de

los bosques. El 11% de las emisiones globales provienen de la

deforestación.

Noruega, el Reino Unido y Alemania se comprometieron en aportar

5,000 millones de dólares entre 2015 y 2020, para financiar proyectos

para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero

producidas por la deforestación y la degradación de bosques. El

financiamiento está condicionado por los donantes a la obtención de

7 García Arbeláez, C., G. Vallejo, M. L. Higgings y E. M. Escobar. 2016. El Acuerdo de París. Así actuará

Colombia frente al cambio climático. 1 ed. WWF-Colombia. Cali, Colombia

resultados. De los 5,000 millones de dólares serán destinados 300

millones de dólares para Colombia en el marco de dos acuerdos.

El primero es para el apoyo en la implementación de la visión amazonia

que busca alcanzar la meta de 0 deforestación neta en esta región para

el año 2020. Y el segundo es con alcance nacional con el fin de reducir

la deforestación en todo el país.

Estas decisiones se enmarcan dentro de la agenda Lima-París para la

Acción Climática, liderada por los gobiernos de Francia y Perú, que

busca integrar diferentes actores para que asuman un liderazgo y lleven

a cabo acciones ambiciosas para hacerle frente al cambio climático

antes de 2020.

- Áreas protegidas sostenibles financieramente: El Ministerio de Ambiente

y Desarrollo Sostenible, Parques Nacionales Naturales de Colombia

(PNN), la Fundación Gordon y Betty Moore, el Fondo Mundial para la

Naturaleza (WWF), el Fondo para la Biodiversidad y Áreas Protegidas –

Patrimonio Natural, Wildlife Conservation Society (WCS) y Conservación

International (CI), con apoyo del Banco Interamericano para el

Desarrollo (BID), firmaron un Memeorando de Entendimiento en el que

se comprometen a trabajar en equipo para financiar y mejorar la gestión

del Sistema de Parques Nacionales del país. Además la implementación

de mecanismos financieros para la sostenibilidad a largo plazo de las

zonas de conservación, los firmantes se proponen hacer esfuerzos para

declarar 3,5 millones de hectáreas de áreas protegidas nuevas.

- Neveras que no calienten el planeta ni dañen la capa de ozono: Las

neveras consumen el 40% del uso doméstico de energía eléctrica y

emiten gases de efecto invernadero como hidrofluorocarbonos. El fondo

para las accione de mitigación apropiadas para cada país (NAMAs),

cuyos recursos provienen de Alemania, el Reino Unido, Dinamarca y la

Unión Europea, le otorgará a Colombia 9 millones de Euros para un

proyecto de sustitución de refrigeradores por unos que no calientan el

planeta.

Colombia presento un proyecto con políticas para la transformación de la refrigeración doméstica, el reemplazo de refrigeradores, el manejo de la disposición final, entre otros. Este proyecto tiene el potencial de reducir 16 millones de toneladas de gases de efecto invernadero.

- Adaptación: la adaptación es prioridad para Colombia debido a la alta vulnerabilidad al cambio climático. En la actualidad el país cuenta con 11 planes territoriales y 2 planes sectoriales de adaptación al cambio

climático, que logran cubrir aproximadamente el 50 % del territorio nacional y son un insumo importante para identificar la vulnerabilidad del territorio y definir medidas de adaptación

- Mitigación: Colombia se compromete a reducir los gases de efectos invernaderos en un 20 % respecto a las emisiones para el año 2030. La decisión del 20% es por su costo beneficio en términos económicos, las medidas están encaminadas a unas modernización y transformación de la economía sin que ninguna cueste más de 20 dólares por tonelada de CO2.

4.11.2. Medidas de mitigación propuestas en el sector energía

De acuerdo al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible se han identificados

medidas de mitigación que pueden implementarse a nivel nacional y regional,

permiten transformar los sectores productivos y mediante las cuales el país puede

apuntar a una economía menos intensiva en carbono.

El “desarrollo de energías renovables convencionales y no convencionales” es una

de las estrategias con mayor acogida en el mundo para mitigar el cambio

climático, ya que permite lograr una canasta energética más limpia. Dentro de las

convencionales se encuentra la hídrica a partir de embalses y en las no

convencionales se encuentran la eólica, la solar fotovoltaica, la geotermia, la

biomasa y los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PCHs).

Energía renovables en el mundo

Los combustibles fósiles como petróleo, carbón y gas natural son considerados a

nivel mundial como abundante pero finito. Se ha generado en muchos países la

necesidad de iniciar una transición hacia el uso de recursos energéticos de

carácter renovable, contribuyendo a la reducción de emisiones y a la mitigación

del cambio climático. Países como China, Alemania, España, y Estados Unidos,

son considerados hoy en día como pioneros en el desarrollo de las mayores

capacidades instaladas en energía hidráulica, solar, eólica, geotérmica y biomasa.

4.11.3. Horizontes a corto, mediano y largo plazo

Horizonte a corto plazo – 2020

El carbón en una de las fuentes de energías más económicas, y por ser

abundante y accesible, es de relevante importancia los impactos sobre las

emisiones de GEI.

Seguirán incrementando las centrales eléctricas que utilizan el carbón como

combustible en los países en vías de desarrollo y en los emergentes. Países en

los que, en el corto y el medio plazo, la generación termoeléctrica continuará

siendo una componente fundamental de su mix energético.

El consumo global de carbón se estabilizará o tenderá a variar levemente en los

próximos cinco años a causa de una menor demanda en China y al fomento de las

energías renovables, que recibirán un impulso significativo por los compromisos

nacionales de reducción de emisiones GEI. En los países más desarrollados de la

OECD el consumo de carbón térmico frenará su crecimiento, ya que se programa

el cierre de numerosas instalaciones para la próxima década. En este sentido, AIE

avanza que la parte relativa al carbón en la producción de electricidad disminuirá

del 41% al 37% de aquí a 2020.

El sector minero carbonífero en Colombia, si no cambian sustancialmente los

principales destinos de exportación, se espera que el volumen de carbón térmico

exportado se mantenga en los niveles de 2015 y 2016, con alteraciones

interanuales meramente coyunturales.

Horizonte a mediano plazo – 2030

En el mediano plazo los compromisos adquiridos mediante los NDCs deberán ser

revisados, con el fin de ser adaptados a la realidad climática y socioeconómica de

cada país, lo que supondrá una reducción significativa del consumo de carbón a

nivel mundial para la generación de energía eléctrica, ámbito en el que será

paulatinamente desplazado por el gas natural y las energías renovables,

principalmente si se progresa en el desarrollo de sistemas de almacenamiento de

energía eléctrica.

En este sentido, la mayoría de los países que forman parte de la OECD llevarán a

cabo, a lo largo de la siguiente década, un cierre progresivo y ordenado de sus

unidades subcríticas de producción de energía eléctrica, mientras no se presente

una modernización de sus plantas para la adopción de ciclos supercríticos y

ultracríticos. Se espera que, a finales de la próxima década y principios de la

siguiente, comience un lento despliegue, ya a escala industrial, de las tecnologías

de captura y almacenamiento de CO2.

En cualquier caso, aunque el uso del carbón para uso termoeléctrico registre un

importante descenso en las economías más avanzadas, seguirá formando parte

significativa del mix energético de los países emergentes y aquellos que están en

vías de desarrollo, incrementándose la potencia instalada, por ejemplo, en

aquellos países con un mix desequilibrado (hídrico) y producción propia, tal y

como podría ser el caso de Colombia y otros países de Sudamérica y Asia.

En relación a las exportaciones de Colombia, es de esperar una marcada

disminución de la demanda de carbón en la Unión Europea, Estados Unidos y

Canadá. Por el contrario, Turquía bien podría incrementar significativamente sus

importaciones de carbón colombiano e Israel y mantenerlas. Asimismo, es

probable que Brasil aumente su demanda a lo largo de esta década, buscando

equilibrar sus fuentes de energía primaria y garantizar la seguridad de suministro

en un contexto de crecimiento económico.

Horizonte a largo plazo – 2050

En un largo plazo los efectos del cambio climático serán evidentes y los

compromisos para la reducción aumentarán considerablemente y con

penalizaciones ante incumplimientos. Por lo tanto la presencia de las centrales

termoeléctricas en los países de la OECD se restringirá a un número limitado de

plantas eficiencia, en las que haya sido posible integrar un sistema de captura y

almacenamiento de CO2. Estas instalaciones se basaran en un sistema eléctrico

enfocado en las energías renovables y la generación distribuida, con un papel

menor para los combustibles fósiles.

En los países emergentes, aunque el consumo habrá disminuido de forma muy

notoria, el carbón seguirá siendo parte de su dieta energética. No obstante, las

exportaciones de carbón sufrirán una disminución muy importante, especialmente,

en los países productores, el consumo interno y los canales cortos de

comercialización.

5. Formulación de Estrategias y Acciones

A partir de toda la información recopilada, tanto secundaria, como de la encuesta,

así como resultado del panel, se formulan las diversas estrategias y acciones que

permiten atender los objetivos del proyecto.

5.1. Acciones para cubrir demanda

Durante el año 2015 la producción de carbón térmico en el interior del país logó una ligera mejoría con respecto al año anterior, pero en lo que va corrido de 2016, según datos de la ANM, se ha presentado un repunte en los índices de producción, como es el caso del departamento de Boyacá, que pasó de 380.009 toneladas en el segundo trimestre del 2015 a 1,29 millones de toneladas en el mismo periodo del presente año. Igual ocurrió con Cundinamarca, que entre un periodo y otro repuntó su producción un 87,6 por ciento, y comparando el primero y segundo trimestres de este año, el incremento en la producción de carbón fue del 7 por ciento. La recuperación en la producción y en los precios del mineral permite tener una visión muy optimista de la actividad extractiva de carbón.

Sin embargo, la pequeña minería ubicada en los departamentos del interior del país, presenta limitaciones técnicas y financieras para fortalecer e incrementar la productividad y competitividad de la minería de esta zona del país. En términos generales, las operaciones mineras carecen de tecnología, maquinarias, herramientas, equipos e infraestructura adecuados. Las principales causas se encuentran en las fuentes de financiación, ya que la banca nacional requiere de importantes garantías y respaldo al momento de otorgar créditos. El sector empresarial debe demostrar que la minería es una palanca del desarrollo no solo con adecuadas prácticas laborales, de seguridad industrial y ambiental, sino con la construcción de relaciones de confianza con las comunidades e invertir en la diversificación de la producción local generando nuevas capacidades productivas.

En estos departamentos se puede observar de los listados de catastro sobre títulos mineros, que los titulares mineros tienen amplia experiencia en el campo de la exploración y explotación minera, en promedio el 40% tiene una antigüedad entre 10 y 15 años, el 30% lleva más de 15 años en el ejercicio, el 20% entre 5 y 10 años de experiencia y el 10% entre 1 y 5 años en la actividad minera. Pero las mismas estadísticas de la ANM, señalan que cerca del 60% de los titulares tiene una producción mensual menor a 500 toneladas, un 20% oscila entre 500 y 1000 toneladas de carbón, un 15% entre 1000 y 2000 toneladas y un 5% produce más de 2000 toneladas de carbón, siendo este último el más productivo de los titulares. Que el 60% de los titulares tenga una producción menor a 500 toneladas, significa un bajo nivel de productividad y competitividad de la minería en esta zona del país.

Pese a que la producción de carbón en los departamentos del interior del país es un aporte importante en la economía y se hacen grandes esfuerzos para mejorar la actividad, todavía hay un gran número de explotaciones mineras artesanales. Los productores de carbón están de acuerdo en que la tecnificación de sus minas los haría más competitivos, pero aseguran que la inestabilidad de los precios del producto no les permite hacer las inversiones que ellos quisieran. La falta de tecnología también repercute en la accidentalidad minera, pues cuando no se utilizan los equipos adecuados se pone en riesgo al trabajador. Se destaca que en los departamentos en estudio, existen reservas de mineral suficientes para ser explotadas en las próximas dos décadas, dado que las reservas entre medidas, indicadas, inferidas e hipotéticas, ascienden a más de 6.600 millones de toneladas (Sistema de Información Minero Colombiano [SIMCO], 2012). sin embargo se requieren labores mineras mecanizadas con infraestructura, maquinaria, herramientas y tecnologías adecuadas, que permitan la extracción de material desde el punto de vista sostenible en los aspectos técnico, ambiental, jurídico, económico, empresarial y social. De ahí que el gobierno nacional ha propuesto en sus políticas mineras, la formalización de la minería de pequeña escala en cuatro importantes pilares: asociatividad, financiación, asistencia técnica y capacitación, enfocando sus esfuerzos a consolidar empresas mineras sostenibles técnica, económica y ambientalmente, a fin de que puedan permanecer a lo largo del tiempo. Se consideran algunas estrategias o acciones, que continúan vigentes, para contrarrestar las dificultades actuales y fortalecer a los mineros en un eventual aumento de la demanda de carbón, que se esbozan a continuación:

Estrategia financiera: Establecer la estructura de costos: capital de trabajo, activo, pasivo, patrimonio, indicadores contables, créditos, tasas de interés. Se deben establecer proyectos que alcancen etapas de prefactibilidad que permitan entrar a procesos serios de negociación, se requiere invertir capitales importantes en exploración minera. Los proyectos que ya han sido estudiados y han pasado a etapa de factibilidad, deben configurar un plan de inversiones para el montaje de las operaciones. Estrategia de mercado: Los mineros no tienen buen conocimiento de mercados regionales, nacionales e internacionales, venden sus productos a intermediarios locales y sus márgenes de utilidad son bajos. En muchas ocasiones su producción se vende al dueño del transporte o a centros de acopio de la región y no se genera valor agregado en el producto desde las minas. Estrategia de asociatividad: Es una iniciativa empresarial que integra las comunidades de bajos ingresos como protagonistas en la cadena valor, como consumidores, proveedores o distribuidores.

Las difíciles circunstancias en las cuales se desenvuelve la minería de pequeña escala, siempre ha motivado a quienes la ejercen a pensar en asociarse. Estos modelos cooperativos no han podido despegar bien en el campo minero, por cuanto la esencia misma de la actividad, las dificultades en el mercadeo del mineral producido por los mismos socios mineros han impedido el desarrollo de esta iniciativa. En el caso de la minería de carbón puede y debe impulsarse variantes de las opciones minero-cooperativas, como por ejemplo la posibilidad de atender bajo este modelo las necesidades locales tales como servicios de reparación y mantenimiento de máquinas, equipos y herramientas, limpieza y mantenimiento de caminos y sistemas de acueducto, recolección y reciclaje de desechos. Evaluación preventiva y correctiva de operaciones técnicas como: arranque, cargue, transporte, sostenimiento, ventilación, desagüe e iluminación y emprender programas de capacitación. Mantener y garantizar las condiciones de seguridad e higiene, seguridad industrial (suministro y uso de elementos de protección personal), establecer programas que fomenten la cultura de la prevención de accidentes, así mismo los respectivos registros de índices de accidentalidad, mencionando las causas más frecuentes, y las acciones de prevención implementadas (en caso de existir algún tipo de accidente) y plantear las recomendaciones a que haya lugar para su mejoramiento. También se debe capacitar de forma periódica al personal vinculado con la mina, en temas de uso y manejo de equipos para el control de gases y la forma de llevar los registros de las mediciones. Estrategias de tipo ambiental: Desde el punto de vista ambiental, la industria minera debe cumplir con una serie de requisitos y parámetros que conlleven a la preservación, mantenimiento y protección del medio ambiente. Los títulos mineros deben cumplir con el Plan de Manejo Ambiental, PMA, y éste debe incluir programas de mitigación de los impactos ambientales y las medidas a tomar. De ahí la importancia que la misma entidad sea una orientadora e impulsadora de dichos programas, especialmente en:

La disposición de estériles (existencia y características de botaderos).

Programas de recuperación, corrección como plantaciones de especies nativas.

Mantenimiento, manejo y control de vertimientos de aguas.

Tratamiento y disposición de residuos químicos, orgánicos, sanitarios, entre otros, presentes en las minas.

Manejo y disposición de aceites quemados.

Finalmente, se deben medidas de orden ambiental, que conlleven a reducir los

contenidos de ceniza y azufre en su producción, de tal manera que se ajusten a

los requerimientos y estándares internacionales, las cuales se centran inicialmente

en el manejo de los respaldos de los mantos de carbón y en la consecuente

preparación del manejo del mineral, especialmente en los protocolos de control de

calidad, tanto del mineral sólo como en las mezclas

Para la solución de los problemas identificados que impidan al sector minero cubrir

la demanda de carbón se proponen las siguientes acciones:

Reconocimiento geológico

Es de vital importancia saber la calidad y cantidad de recursos que tienen los

productores, por eso es recomendable actualizar los estudios que se tienen de

calidades y cantidades de carbón a nivel nacional, ya que esto va permitir hacer

un buen planeamiento minero a mediano y largo plazo, lo que conlleva a planificar

de manera más acertada las inversiones en todos los elementos del proyecto:

métodos de explotación, arranque, servicios a la mina, infraestructura interna y

externa, transporte, seguridad industrial y medio ambiente entre otros.

Establecer plan de asistencia integral

Establecer un plan de asistencia técnica, de seguridad industrial, medio ambiente,

empresarial y financiera así como acompañamiento en el diseño y ejecución del

laboreo minero para que se de esta manera sea aprovechado al máximo el

recurso existente, donde se oriente hacia el buen funcionamiento de las empresas

mineras a través de facilidades de acceso a capital de trabajo, acceso a tecnología

adecuada, conocimiento del negocio minero y capacitación del talento humano,

conocimiento e investigación del mercado de los minerales, asociatividad

empresarial, consolidación empresarial y organizacional y que esté integrado por

las autoridades mineras y ambientales para que en conjunto realicen una mejor

gestión de los recursos disponibles.

Alianzas estratégicas

Es importante recomendar establecer alianzas estratégicas entre los entes

involucrados productor –comercializador- destinatario final donde se fijen

producciones y costos que beneficien económicamente y financieramente a las

partes involucradas ya que se identificaron falencias desencadenadas por los

precios del mercado de carbón y sus implicaciones al pequeño y mediano

productor minero el cual no tienen buen conocimiento de mercados regionales,

nacionales e internacionales, venden sus productos a intermediarios locales y sus

márgenes de utilidad son bajos. En muchas ocasiones su producción se vende al

dueño del transporte o a centros de acopio de la región y no se genera valor

agregado en el producto desde las minas.

Tecnologías de carbón limpio

Dado que las diferentes alternativas de producción de energía no pueden reemplazar una fuente de energía económica y abundante como la que ofrece el carbón. La tecnología de carbón limpio busca minimizar los efectos del cambio climático, disminuyendo las emisiones de dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y otras partículas producidas de la combustión de carbón. Para lo cual es indispensable que futuros proyectos para la producción de energía a carbón tengan en cuenta tecnologías más eficientes como:

La Gasificación Integrada de Ciclo Combinado (IGCC): mejora la eficiencia de la combustión del carbón de un 38-40% hasta un 50%. Y tiene como ventaja que dentro de su proceso tiene la capacidad de reducir emisiones atmosféricas.

Supercríticas y Ultrasupercríticas: Estas centrales operan a mayores temperaturas que las empleadas en la combustión convencional, también mejorando la eficiencia hasta un 50%.

Combustión en Lecho Fluido: permite quemar carbones con altos contenidos de azufre, obteniendo bajos niveles de emisión de SO2, sin necesidad de agregarle otro sistema o dispositivo para la eliminación del azufre en los humos. Además es flexible en la utilización de todo tipo de carbones (de baja calidad, alto contenido en cenizas y azufre, entre otros). Las cenizas se pueden extraer por la base del lecho (cenizas de fondo) y en los filtros de limpiezas de los gases (cenizas volátiles)

5.2. Estrategias sobre política minera y ambiental

Proponer lineamiento de política minero ambiental no es fácil y más cuando ya se

han definido desde el ministerio de minas y energía una política minera acorde con

los tiempos actuales de cuidado ambiental.

Aunque Colombia es un país de alguna tradición minera, no es tan desarrollada

como en algunos países de sur américa, por ejemplo: chile.

Colombia es un “país verde” consecuencia de estar en la zona tórrida, y presentar

diversa topografía, dado por sus tres cordilleras y las planicies que se extienden

en su mitad oriental en los llamados llanos orientales.

Hablando de carbón este se encuentra principalmente en la cordillera oriental los

principales yacimientos están en la Guajira, Cesar, Córdoba, Boyacá,

Cundinamarca, Norte de Santander, Santander, Antioquia y Valle del Cauca.

La gran mayoría de la producción de los grandes yacimientos del Cesar y la

Guajira se exporta, la producción del interior del país una gran parte se exporta

como coque (proceso de beneficio) y el restante se consume el país, entre

generadoras de energía eléctrica, cementares y ladrilleras en su mayoría.

La explotación de carbón que genera energía y riqueza para el país, también

genera elementos contaminantes que pueden llegar a limitar su explotación en el

mediano y largo plazo, debido a los compromisos de disminución en la generación

de gases de invernadero en especial CO2 y Metano con los que se han

comprometido países consumidores de carbón colombiano y también Colombia.

Aparte de los compromisos ambientales que debe cumplir la minería bien hecha

esta también presenta otros retos por superar, coordinación entre autoridades

minera y ambiental, ciclo de precios de los minerales que ahora están bajos en

especial el del carbón, inestabilidad jurídica, informalidad, extracción ilícita,

conflictos sociales, lentitud de en los tramites, todos estos temas obligaron al

Estado a definir estrategias que intentan hacer competitiva la industria minera

Producto de lo anterior el MME ha generado un documento de política pública en

relación con la minería a través de la resolución 40391 del 20 de 2016 en la que

define los pilares o lineamiento principales de lo que debe ser la nueva política

minera, bases para la minería del futuro.

PILARES

1. Seguridad jurídica

2. Condiciones competitivas

3. Confianza legítima

4. Infraestructura

5. Información

6. Institucionalidad minera fortalecida y eficiente

El documento explica y propone de manera clara y precisa no solo los pilares sino

las líneas de acción y las acciones.

RECOMENDACIONES

El conocimiento es el eje fundamental para desarrollar una minería bien hecha,

rigurosa y adecuada a los nuevos tiempos de cuidado ambiental, de respeto por

los derechos humanos, competitiva y socialmente responsable.

Todas las acciones planteadas en el documento de política pública deben ser

transversales, solo actuando en conjunto se lograran los resultados esperados; es

necesario hacer énfasis en el tema de la coordinación entre las diferentes

entidades, comunidad y empresa y en la confianza legítima, en especial hoy en

día cuando las comunidades desconfían de la minería porque muchos tienen en el

imaginario la percepción (con el debido respeto) que la minería es la que ha hecho

todos los daños ambientales que suceden en el territorio nacional, sin tener claro

cuáles son los impactos y beneficios que ella genera.

Dentro de los pilares propuestos de debe hacer énfasis en los siguientes temas:

a. Incrementar el conocimiento geológico de las unidades mineras con el

objeto que el empresario y el posible inversionista conozca el potencial de

recursos carboníferos con que cuenta el área licenciada.

b. La seguridad jurídica y tributaria son fundamentales, los proyectos mineros

deben tener estabilidad durante la vida útil del proyecto, pactada en el

contrato de concesión.

c. La competitividad debe estar dada de manera tal que el empresario minero

pueda cumplir con las obligaciones derivadas del contrato incluidas las

ambientales.

d. La confianza legítima es un valor fundamental, generar confianza es un

“trabajo” de difícil logro, de mucha persistencia y de asertividad en la

acción. Se necesita no engañar, ser claro, preciso y definir con claridad los

impactos ambientales a generar y su proceso de manejo, mitigación y

compensación de ser necesario.

Las comunidades hoy están empoderadas, exigen respeto por sus

tradiciones, economías y entorno ambiental.

Se necesita que el proyecto minero genere como lo define la política

minera, valor agregado social, que los beneficios sean mayores que los

impactos negativos.

e. La infraestructura en un elemento que debe mejorar la competitividad, los

costos de transporte deben disminuir para mejorar su eficiencia, la de la

minería.

f. Como se dijo en el ítem a, la información es el insumo principal para

cualquier proyecto minero, la geológica y la minera, pero también la

ambiental, conocer el entorno ambiental en donde se va a desarrollar el

proyecto y tratarlo de la mejor manera es lo deseable; lograr la

consolidación de los sistemas de información que alimenten la actividad

minera, debe ser un elemento de la política a implementar de manera

urgente.

g. La autoridad minera o su delegada siempre ha sido lerda en su andar, es

necesario que esto mejore, para eso se necesita personal profesional

altamente calificado, bien remunerado y con estabilidad laboral, que cumpla

con su labor como deber ser.

Por último es necesario que la autoridad minera no solo se acompañe sino

que gestione en conjunto con la autoridad ambiental el otorgamiento de

nuevos contratos de concesión y que los que están en actividad, su

fiscalización y seguimiento se haga también en conjunto, estas entidades

no deben andar cada una por su lado, deben trabajar de manera transversal

y disciplinaria para lograr los objetivos propuesto en el documento de

política minera, es decir: desarrollar una industria minera bien hecha que

sea capaz de cubrir la demanda con responsabilidad social y ambiental.

5.3. Acciones sobre control de emisiones

La combustión de carbón en las plantas termoeléctricas produce emisiones de

SO2 en proporción al contenido de azufre en el combustible con efecto en la

atmósfera del área circundante de la instalación de la central, dado que cuando el

SO2 gaseoso se combina con agua en estado líquido, se forma una solución

acuosa diluida de ácido sulfúrico H2SO4, que es el componente principal de la

lluvia ácida junto con el ácido nítrico HNO3.

Las opciones disponibles para realizar el control de los óxidos de azufres

dependen del contenido de azufre presente en el carbón y de los costos de los

controles. Elegir una tecnología depende del análisis de beneficios y costos del

desempeño ambiental de diferentes combustibles.

Las medidas para prevenir, minimizar y controlar las emisiones de SO2 incluye:

Utilizar carbón con menos contenido de azufre, siempre y cuando sea

económicamente viable.

Quemar preferiblemente carbón con alto contenido calorífico y pocas

cenizas.

Dependiendo del tamaño de la planta, la calidad del combustible y la

posibilidad de emisiones considerables de SO2, utilizar la desulfurización

de Gases de Combustión (DGC) en grandes calderas de carbón y grandes

motores de combustión interna.

Uso de cal (CaO) o piedra caliza (CaCO3) en calderas de combustión de

carbón de lecho fluido para la desulfurización integrada, que puede lograr

una eficiencia de eliminación del 80% al 90% mediante el empleo de la

combustión en lecho fluido8.

Usar técnicas de seguimiento y monitoreo permanentes al aire en las

centrales de generación con el fin de llevar control de las emisiones

generadas y el impacto causado al medio ambiente y comunidades

Realizar diagnósticos para identificar alternativas para el mejoramiento de

los sistemas de control ambiental de calidad de aire, con el fin de disminuir

los efectos negativos, prevenir la contaminación ambiental en el área de

influencia de cada una de las centrales.

Identificar oportunidades de inversión en infraestructuras que permitan

lograr el cumplimiento normativo.

A continuación, se presentan algunos de los sistemas de control de emisión de

Material Particulado (MP).

En la combustión del carbón pulverizado, el 20% al 30% de la ceniza, conocida

como ceniza pesada o escoria, cae y se retira de la parte inferior del hogar, lo

restante, 70% al 80%, de la ceniza, llamada ceniza volante, abandona el hogar

con los gases de combustión y hay que retirarla de los gases antes de que salga a

la atmósfera

8 Guía sobre medio ambiente, salud y seguridad. Plantas de energía térmica. Corporación Financiera

Internacional IFC

Un equipo de control de MP tiene la función de: a) retirar las partículas del flujo de

gases; b) impedir que las partículas se puedan reintegrar al flujo de gases y c)

descargar en forma controlada el material recogido.

Los equipos disponibles para el control de MP, de uso más difundido son los

precipitadores electrostáticos (ESP), los filtros de mangas (Bag House) y la

selección es función de las normas de emisiones de MP, las condiciones de

operación de caldera por las características físico-químicas de la ceniza, costos de

capital, de operación y de mantenimiento. Con los dos sistemas de captura de MP

se consiguen eficiencias superiores a 99,5%.

Para el mejoramiento tecnológico de unidades en operación, las características

funcionales del equipo existente de control MP y condiciones singulares de los

gases de combustión, pueden condicionar la selección de los equipos.

Las ventajas del ESP:

- Alta eficiencia global de captura

- Alta confiabilidad frente a pequeños cambios de presión del lado gases

- Estabilidad por variaciones en la humedad y temperatura de los gases

- Mantenimiento reducido

Las ventajas del Filtro de Mangas:

- Alta eficiencia de captura, para cualquier tamaño de partículas

- Alta confiabilidad frente a variaciones del flujo de gases

- Baja incidencia de los componentes químicos de la ceniza

5.4. Estrategias sobre participación en el mercado

Según estudio de Gerardo Bazán Y Gilberto Ortiz, el año 2012 vio una baja en el

crecimiento del consumo de energía a nivel mundial, en parte como resultado de

la desaceleración económica, y también porque se ha intensificado su uso

eficiente. Al mismo tiempo, el suministro de energía proviene de una diversidad de

fuentes cada vez mayor.

Por el lado de la oferta, el fenómeno más notable sigue siendo la revolución del

shale gas estadounidense. En 2012, Estados Unidos registró el mayor aumento de

la producción de gas natural en el mundo y vio el mayor aumento en la producción

de petróleo de su historia. Sin embargo, el carbón sigue siendo el combustible fósil

de más rápido crecimiento, siendo China el mayor consumidor de carbón del

mundo. Pero también fue el combustible fósil que vio el crecimiento más débil en

relación a su promedio histórico.

En cambio, en Europa, el gas natural fue más caro y por lo tanto el carbón era el

combustible elegido para la generación de energía. Buena parte del gas que

llegaba a Europa se desvió a Asia.

Una vez más, el crecimiento del consumo de la energía se llevó a cabo en las

economías emergentes, básicamente China y la India, que representaron cerca

del 90% del aumento en el consumo mundial de energía. El consumo de la OCDE

disminuyó por cuarta vez en los últimos años, liderado por un gran descenso en

los Estados Unidos.

De acuerdo al reporte de la Energy Information Administration (EIA), el consumo

mundial de energía crecerá 56% entre 2010 y 2040.

Gran parte del crecimiento del consumo de energía se producirá en países que

están fuera de la OCDE, donde la demanda es impulsada por el fuerte crecimiento

económico de largo plazo. El uso de energía en los países fuera de la OCDE

aumentará un 90%, mientras que en los países de la OCDE el aumento es de

17%. Sin embargo, se prevé que los combustibles fósiles continuarán

suministrando casi el 80% del consumo mundial de energía hasta el 2040.

A pesar del aumento significativo en el uso del carbón en países no pertenecientes

a la OCDE, los impactos ambientales de la minería y la quema de carbón han

impulsado políticas e inversiones tendientes a disminuir su consumo a largo plazo.

Como resultado de estas políticas la participación del carbón dejará de crecer en

la próxima década y disminuirá gradualmente a partir de 2025

El carbón ocupa casi la mitad del aumento de la demanda energética mundial en

la última década, siendo incluso mayor que las energías renovables totales. Si la

demanda de carbón continúa subiendo con fuerza o cambia de rumbo, dependerá

de la intensidad de las medidas de política ambiental que favorecen a menores

emisiones de fuentes de energía, el despliegue de tecnologías más eficientes que

queman carbón y, lo más importante en el largo plazo, es la captura y secuestro

de carbono (CCS por sus siglas en inglés).

Es precisamente el aumento en el consumo de carbón, debido a su abundancia y

bajo costo, lo que ha hecho fracasar los intentos por reducir las emisiones de CO2

a nivel mundial por medio del desarrollo de energías limpias y la fijación de un

precio a las emisiones de bióxido de carbono (CO₂).

Otros factores que han contribuido con el crecimiento del carbón es que algunos

países y empresas han obtenido excelentes logros respecto a la seguridad en el

trabajo, al impacto ambiental y a la rehabilitación de terrenos afectados por la

minería, y presentan avances importantes con respecto a la competitividad y la

reducción de contaminantes tradicionales.

Algunos países han logrado contratos a largo plazo que garantizan mayos

seguridad energética, además las modernas centrales que operan con carbón hoy

pueden emitir menos del 2% de azufre y menos del 10% de óxidos de nitrógeno

respecto a los niveles de las plantas de hace un siglo.

Sin embargo, los bajos costos del carbón y la reducción en los costos de

operación pueden no compensar los mayores costos de capital que requiere una

central ultra-súper crítica. Asimismo, en regiones donde la generación eléctrica

está regulada, a menudo los costos se pueden pasar al consumidor.

La demanda de carbón en el mundo continuará incrementándose linealmente de acuerdo con la economía y el desarrollo de los países, donde según cifras de la IEA. Según el documento Long-term Trends and Outlook for Global Coal Supply and demand (Junio 2015) los autores Yasuaki Kawakami y otros, estiman que la demanda de carbón para generación térmica se expandirá por la demanda de electricidad con incrementos lineales, dado el crecimiento económico de los países de Asia y los países que no son de la OECD. La demanda de carbón para generación térmica se incrementará de 4.774 Mton en el año 2011 a 6.984 Mton en el año 2040 con una rata promedio de crecimiento anual del 1.3%. La demanda industrial pasaría de 961 Mton en 2011 a 1.139 Mton en el 2040. La generación de energía y la industria representan el 96% de la demanda mundial. Es importante ver el comportamiento de las proyecciones crecientes en algunas regiones, tal como se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 117. Proyecciones de Demanda Creciente de Carbón Térmico Mundial (Mt)

PAIS 2011 2020 2025 2040

Mundial 7.527 8.280 8.671 10.020


Asia 4.810 5.597 5.974 7.273

Oriente Medio 16 23 28 49

Europa Oriental 545 587 606 625

Africa 200 232 250 312



No obstante la disminución de la demanda de carbón, en la Unión Europea y

Estados Unidos, en la tabla se evidencia como en otra regiones se tiene una


demanda creciente, bastante representativa, que conlleva a fijar acciones

decididas hacia estos mercados, buscando y estableciendo nichos importantes

para el posicionamiento del carbón colombiano a futuro, especialmente en Europa

Oriental y en América Latina e incluso en algunos países de Asia y Africa.

Corresponde a la parte institucional, la frecuente divulgación de las calidades del

carbón térmico colombiano, el cual como es conocido, aparte de su alto poder

calorífico es óptimo en contenido de cenizas y de azufre, ajustándose a los

estándares internacionales.

De otra parte, el consumo mundial de carbón metalúrgico es muy representativo.

En consideración a la alta cantidad de recursos y reservas de carbón metalúrgico

en el interior del país, a sus condiciones físico-químicas y a los precios de

mercado, se requiere de la promoción institucional de este tipo de carbón, de tal

manera que establezca una investigación actualizada para la decidida

participación del carbón coquizable en el mercado internacional.

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