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2015

DIEZ PASOS PARA EL AHORRO SOSTENIBLE DE ENERGÍA EN UNA PEQUEÑA Y MEDIANA EMPRESA (PYME)

ISSN 1900-9119

FUNDACIÓN

MAGDALENA

PROMIGAS, ALIMENTANDO EL FUTURO DE LOS NIÑOS

Y CESAR AMPLÍAN SU COBERTURA EN GAS NATURAL

PROMIGAS DE LA MANO CON LA ONU

CONTENIDO

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3. EDITORIAL • GAS NATURAL: MOTOR DE LA

ECONOMÍA DEL CARIBE COLOMBIANO

4. ACTUALIDAD • LA NUEVA ERA DEL GAS NATURAL

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22. NUESTRAS OPERACIONES • ENCUENTRO OPERATIVO: TRADICIONAL ESPACIO DE ACERCAMIENTO CON NUESTROS CLIENTES

CONSEJO EDITORIAL Alejandro Villalba Astrid Rojas Carlos Castaño Carolina Ruiz Dayana Vargas Édgar Cruz Edison De Ávila

Julio Martín Lucía Ruiz Marina Hurtado Mónica Patiño Orlando Rubiano Rafael Miranda Piedad Delvecchio

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PROACTIVIDAD Y EFICIENCIA ORGANIZACIONAL CAMINO AL DESARROLLO CONEXIÓN PACÍFICO COMPROMETIDOS CON LA SEGURIDAD LAS DIEZ RESERVAS MUNDIALES DE GAS GAS NATURAL LICUADO, UNA REALIDAD PARA TODOS

36. ENERGÍA • DIEZ PASOS PARA EL AHORRO

SOSTENIBLE DE ENERGÍA EN UNA PEQUEÑA Y MEDIANA EMPRESA (PYME)

52. SOSTENIBILIDAD • ALIMENTANDO EL FUTURO DE LOS NIÑOS • CONOCIMIENTOS PARA EL CUIDADO DE

•

LA VIDA UN TUBO MUY SOCIAL

58. REGULACIÓN

CONSEJO DE REDACCIÓN Alfredo Cepeda Angélica Tarud Alberto Caparroso Diyei Villa Elvira Peynado Fernando Lafaurie

Johan Arenas Juan Carlos Campos Luz Marina Silva Margarita Rosa López María Paula Echeverry Rafael Miranda Silvana Valencia Viviana Martán

CORRECCIÓN

Luz Mary Restrepo

COORDINACIÓN EDITORIAL

Gerencia de Comunicaciones Corporativas de Promigas

Edna Patricia Barrios comunicaciones@ promigas.com

CASA EDITORIAL PROYECTOS SEMANA

Foto portada: David Otálora

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EN COLOMBIA MAGDALENA Y CESAR AMPLÍAN SU COBERTURA EN GAS NATURAL MÁS QUE MINAS DE CARBÓN FUTURO DEL FRACKING EN COLOMBIA PROMIGAS DE LA MANO CON LA ONU BUENAS PERSPECTIVAS PARA EL GAS NATURAL EN COLOMBIA CONFERENCIA SURAMERICANA DE MEDICIÓN PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA 2014

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EDITORIAL

GAS NATURAL:

MOTOR DE LA ECONOMÍA DEL CARIBE COLOMBIANO Desde los inicios de su masificación, esta fuente de energía ha sido motor de la economía en la costa Caribe y las industrias se han beneficiado con su uso. Recordemos que hasta finales de 2013, en Colombia, el precio del gas de los campos de La Guajira era regulado y el de los demás campos, libre. Se podían suscribir contratos en cualquier instante, no había restricción de plazos y existía libertad para establecer indexador. Hoy, cuando tenemos todos los campos con precio libre, fijado por oferta y demanda, es importante contar con una fórmula de indexación equilibrada que refleje los intereses de los diferentes actores, con el fin de mantener un combustible competitivo para la demanda y

con reglas claras para continuar incentivando su exploración. Por nuestra parte, seguiremos trabajando en el desarrollo de proyectos que garanticen la disponibilidad de gas en la costa Atlántica y además faciliten su expansión hacia nuevos mercados, como son la entrada en operación del gasoducto del sur, la construcción de la planta de gas natural licuado a pequeña escala y la construcción del terminal de regasificación de Cartagena, infraestructura que permitirá que este recurso energético continúe siendo un elemento fundamental para la competitividad y el impulso del desarrollo de las industrias del Caribe colombiano.

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ACTUALIDAD

LA NUEVA ERA DEL Con la Bolsa Mercantil de Colombia, nuevo Gestor de Mercado de Gas Natural, se dará paso a la centralización de la información de los agentes del sector, lo que mejorará la gestión de este negocio en el país. A partir de 2015, el mercado mayorista de gas natural de Colombia pondrá en marcha una transformación histórica que lo ubicará en los primeros lugares de desarrollo en Latinoamérica; luego de que el Gobierno decidiera introducir el mercado nacional en el ámbito internacional, con el fin de incentivar la inversión de capitales en las actividades que conforman el negocio para

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asegurar su continuo crecimiento y permitir la libre importación y exportación de excedentes de este combustible. De esta forma, el Ministerio de Minas y Energía asumió la reestructuración de las reglas que enmarcan el funcionamiento de la cadena de gas, y detectó la necesidad de contar con un gestor de mercado que logre la convergencia en la información transaccional y operativa del sector

Fotos: 123RF

GAS NATURAL EN COLOMBIA

para otorgarle dinamismo y transparencia, mediante la ejecución centralizada de los negocios, con documentos estándar que confieran mayor liquidez al hacerlos fácilmente transables. Es así como la Bolsa Mercantil de Colombia fue seleccionada, entre reconocidas empresas, para ejercer este rol (a partir de 2015), durante un concurso realizado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-. Ante esto, en enero de 2015 la Bolsa Mercantil de Colombia, además de ser la generadora de confianza institucional en la búsqueda del abastecimiento del gas a largo plazo, estará encargada de gestionar una plataforma a través de la cual se hagan negocios competitivos con la centralización de la información; igualmente, ejercerá la función operativa referente a las subastas de disponibilidad de suministro y transporte. Según el Gerente de Operaciones de Promigas, Alejandro Villalba, estos datos, al estar a disposición de todos los agentes, posibilitarán el establecimiento eficiente y equitativo de precios, un uso óptimo de la infraestructura de suministro y transporte, y negociaciones transparentes, en especial las del mercado secundario y las de corto plazo. De acuerdo con Elvira Peynado, Gerente de Regulación y Gestión de Negocios de Transporte de Promigas, la instauración de un nuevo gestor de mercado surge también como una solución a la necesidad de realizar cambios en el modelo de contratación, con el objeto de estandarizarlo y lograr que todos los agentes tengan igualdad de condiciones respecto a las reglas de cumplimiento, tanto técnicas como comerciales y legales. “Con los cambios sugeridos, se espera eficiencia en la contratación, homogenización de cantidades contratadas de suministro con las de transporte y ausencia de excedentes en cualquiera de los sectores que generen ociosidad”, comenta Peynado. Asimismo, que sea un proceso que provea las herramientas de negociación necesarias para la toma de decisiones y que los precios definidos sean acordes con la realidad del mercado para una mayor exploración y producción de gas natural. Ante esto, Promigas recibe con agrado la implementación de un contrato bajo el marco de la paridad de condiciones para todos los remitentes con el que además los clientes podrán conocer las transacciones entre los agentes del sector.

EL MERCADO DE GAS NATURAL El gas en Colombia ha tenido un desarrollo importante y sostenido desde sus inicios con la implementación del Plan de Masificación del Gas Natural en la década de los noventa. Este le dio la posibilidad al país de incorporar en su canasta energética un combustible de

menor costo y más amigable con el medioambiente que los hidrocarburos líquidos, de los cuales era totalmente dependiente en ese momento. En la actualidad, el gas tiene un lugar destacado en la canasta energética. En el último balance de la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME-, del Plan Energético

Nacional, se aprecia que en el consumo final de energía del país, este recurso representa 18% y también tiene un gran impacto económico y social. En 2013, su consumo interno promedio fue de 982 Mpcd, de los cuales 13% correspondió a demanda residencial, 29% a generación eléctrica y 50% a industria.

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Con la construcción de un gasoducto de más de 600 kilómetros se cambiará la calidad de vida de los usuarios de los departamentos de Magdalena y Cesar.

Foto: Archivo Semana - Jaime Moreno

ACTUALIDAD

MAGDALENA Y CESAR AMPLÍAN SU COBERTURA EN GAS NATURAL Ampliar la cobertura del servicio de gas natural es uno de los objetivos que persigue Gases del Caribe, que ahora adelanta el ambicioso proyecto de Interconexión Magdalena - Cesar, el cual comprende dos etapas: la primera –que comenzó en 2011 y fue culminada en 2013– representó el tendido de una tubería de polietileno, cuyos diámetros varían entre 0,5 y 6 pulgadas, y que cobijó 40% de los trabajos. La segunda, que arrancó en marzo de 2014 y se entregará en febrero de 2015, consta de una tubería de 260 kilómetros de acero al carbón de 8 pulgadas y 96 kilómetros de polietileno de 4 y 6 pulgadas. Este gasoducto beneficiará a 47 000 nuevos usuarios de estratos 1 y 2 de estos dos departamentos. “Con este proyecto garantizaremos la confiabilidad del servicio de gas natural para 287 000 usuarios de Magdalena y Cesar, mitigando el riesgo de interrupción en la prestación del servicio público”, anota Alberto Caparroso Cabello, Director de Comercialización de Gas en Gases del Caribe.

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Esta segunda etapa comprende la construcción del gasoducto Plato - Bosconia Tucurinca - Valledupar y Cuatro Vientos, cuya ejecución tiene un costo de 80 millones de dólares (170 000 millones de pesos), y que permitirá que el gas llegue a muchos hogares contribuyendo así al desarrollo y mejoramiento de la calidad de vida de localidades como Bosconia, Copey, El Paso, Ariguaní, Sabanas de San Ángel, Nueva Granada, La Loma y Cuatro Vientos, entre otras. “El proyecto será operado directamente por Gases del Caribe e incluye 20 estaciones de regulación y medición ubicadas en los municipios de Bosconia, Pueblo Nuevo, Cuatro Vientos, Tucurinca y Valledupar, entre otros”, señala el ingeniero Augusto Ospino de Gases del Caribe, Gerente de Construcción del proyecto, quien adiciona que los trabajos han generado 2000 empleos directos e indirectos durante la etapa de construcción y más de 70 permanentes para cuando se inicie la operación completa.

Pensando en el bienestar de los habitantes de estas poblaciones, se realizaron capacitaciones técnicas en diversos temas de interés general, con el fin de vincularlos a este proyecto y prepararlos para competir en el mercado laboral.

PARTICULARIDADES DEL SERVICIO Teniendo en cuenta la declaratoria de producción de los campos de La Guajira, donde los productores informan una declinación y de los cuales Gases del Caribe se abastece para atender a sus mercados, la empresa decidió ejecutar el proyecto aprobado por el Ministerio de Minas y Energía con el objeto de aprovechar la producción de gas de campos menores (El Difícil, localizado en la cuenca del valle inferior del Magdalena, de la compañía de Petróleos Sudamericanos (PetroSud), y el de Maracas operado por Texican Oil, los cuales se encuentran en la zona geográfica por donde atraviesa el gasoducto. “Aunque la infraestructura cuenta con una capacidad de 30 millones de pies cúbicos por día, se iniciará con 11 millones de pies cúbicos diarios, los cuales serán suficientes para abastecer toda

la demanda de los departamentos de Cesar y Magdalena y cubrir a los 47 000 nuevos usuarios”, expresó Rafael Miranda, Gerente Comercial de Transporte (e) de Promigas. Adicionalmente, el plan de inversión también tiene el propósito de preservar el medioambiente, evitando que siga la deforestación o tala de árboles en la zona por el alto consumo de leña para las labores domésticas diarias. Sin embargo, reducirá también los problemas respiratorios asociados a la inhalación del humo producido por la quema de leña (como IRA y EPOC) y los gases de efecto invernadero por la sustitución de combustibles contaminantes como leña, carbón y líquidos. Con este proyecto no solo se obtendrá mayor cobertura y confiabilidad, sino que se podrá vincular en forma eficiente y oportuna una nueva oferta de gas natural a la costa Caribe, la cual beneficiará este mercado teniendo en cuenta la coyuntura del mismo.

El objetivo del proyecto es garantizar la confiabilidad del servicio de gas en nuestra zona de influencia.

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ACTUALIDAD

MÁS QUE MINAS

DE CARBÓN Uno de los primeros minerales explotados por la humanidad aún guarda sorpresas. El gas presente en los yacimientos de carbón, conocido como Coalbed Methane (CBM por sus iniciales en inglés), se proyecta a futuro como una importante solución energética y medioambiental. Desde la Edad de Piedra, pasando por la antigua China y el Imperio Romano, el hombre ha usado el carbón para su beneficio, particularmente en aquellos sitios donde la madera era escasa y los yacimientos se encontraban cerca a la superficie. Garantizar prácticas como la fundición del hierro y la calefacción de los hogares hizo que el mineral empezara a buscarse bajo tierra. Con el tiempo, el empleo de métodos de explotación como cámaras y pilares y la modernización de las herramientas llevó a que las excavaciones fueran más profundas. De esta manera, se llegó al descubrimiento del gas metano conocido como CBM, lo que resultó ser un serio inconveniente

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para la minería de antaño debido a sus propiedades venenosas y explosivas. La extracción de CBM nació como una solución a su peligro. Los avances en la desgasificación de las minas, bombeando aire a su interior, fueron solo el primer paso. El uso práctico de este recurso se remonta al siglo XVII en Inglaterra y en algunas poblaciones de

La fuerte demanda de combustibles ha hecho que la explotación de CBM crezca. Su uso es común en Australia, Canadá, India, Europa Oriental y la Comunidad Europea.

Estados Unidos; su combustión servía para iluminar las calles en la noche. El primer pozo concebido para la extracción de CBM fue excavado en 1931, en Estados Unidos. Durante 50 años, la explotación de este recurso se mantuvo en un segundo plano, pero su potencial no era desconocido. Hacia finales de los setenta, este país promulgó la Ley de Política del Gas Natural que permitía a las compañías recibir más dinero por la venta de gas de filones de carbón y otros yacimientos no convencionales. Diez años después, se habilitaron créditos para incrementar su desarrollo y explotación, siendo tal el éxito que esta política se extendió por casi una década y más países empezarían a explotar dicho recurso.

dólares. El incremento de la producción interna ayuda a esta nación a aliviar su déficit y además genera empleo y ganancias con impuestos nacionales y estatales. Esto, sin mencionar que la quema del metano también es menos contaminante que la de combustibles convencionales y su consumo evita que este peligroso gas de efecto invernadero sea liberado a la atmósfera.

CBM EN COLOMBIA

EXTRACCIÓN DE COALBED METHANE Para Michael Devine, Product Marketing Manager de Caterpillar Product Group, la extracción de CBM no se diferencia mucho de la de gas natural: “En buena parte es desarrollada antes del inicio de las operaciones de minería. Entre ellas se encuentra el uso de sistemas de drenaje de gas y la apertura de pozos horizontales o verticales en el carbón, a los que se les aplica presión negativa con una aspiradora”. Pero según Prashat Modi, Presidente y Jefe de Operaciones de Great Eastern Energy Corporation, esta extracción también requiere del uso de alta tecnología: “Hoy día es posible encontrar avances en la identificación y excavación de pozos presentes en las proximidades de la mina, en el desarrollo de bombas sumergibles eléctricas y bombas de tornillo que bombean el agua existente en las extracciones con mayor rapidez y en la fractura y perforación con tubería

continua, que posibilite eliminar el uso de explosivos, incrementando la eficiencia”.

UN NEGOCIO QUE CRECE El uso de CBM en Estados Unidos es similar al del gas natural, principalmente para calefacción y cocina en hogares, pero en otros países, como China, su combustión da energía para ciudades enteras. Además, las minas de carbón generan energía para su operación a partir del metano. La distribución más pareja de este recurso y la fuerte demanda de combustibles han contribuido a que la recolección y el uso de CBM y otros gases no convencionales crezcan sostenidamente alrededor del mundo. Su utilización también es común en Australia, Canadá, India, Europa Oriental y la Comunidad Europea. Para Modi, este puede ser un gran negocio para un país tanto en exportación como en importación. En el caso de India, el importe anual de combustibles asciende a 200 millones de

El Gobierno Nacional firmó el decreto MME 2100 en marzo de 2011, para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural. Este busca incrementar tanto la producción doméstica de gas natural incluyendo gas shale y CBM, como el consumo interno y las exportaciones aprovechando el crecimiento de la demanda producto de la escasez de energía hidroeléctrica. Hacia diciembre de 2012, la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANHconcluyó el ofrecimiento de bloques para exploración y explotación de hidrocarburos y gases convencionales y no convencionales. Un total de 27 compañías recibieron estos permisos. De acuerdo con la ANH, Colombia es autosuficiente en cuanto a gas natural, exportando incluso a vecinos como Venezuela. A 2013, el país contaba con reservas de más de 5,7 trillones de pies cúbicos concentradas en los Llanos Orientales y La Guajira. La compañía carbonífera Drummond, con contratos para extraer CBM de las minas de La Loma y El Descanso en el departamento del Cesar, ha declarado que sus terrenos podrían contener alrededor de 2,2 trillones de pies cúbicos de metano. El incremento de la inversión extranjera en exploración y desarrollo indica las altas posibilidades de que el portafolio energético colombiano y la industria del gas vean un crecimiento sin precedentes.

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ACTUALIDAD Torre de perforación

Yacimiento convencional Yacimiento no convencional Yacimiento convencional

¿Qué es el fracturamiento hidráulico? Es una técnica de estimulación que utiliza agua a presión con el fin de generar pequeñas fisuras en la roca que permitan liberar el hidrocarburo atrapado en ella.

Se perforan pozos horizontales en combinación con el fracturamiento.

Las paredes del pozo se construyen de manera que este quede totalmente aislado.

El fracturamiento hidráulico implica la inyección de fluido compuesto por: • Agua (90%) • Arena (9%) • Químicos (1%) Los químicos son los mismos utilizados en otras industrias de uso doméstico. Parte del fluido de estimulación retorna a la superficie donde es tratado y reinyectado.

FUTURO DEL

FRACKING EN COLOMBIA Según la Asociación Colombiana de Petróleos -ACP-, Colombia ocupa el tercer lugar a nivel latinoamericano en nuevos descubrimientos de petróleo y gas. Este potencial de hidrocarburos en yacimientos no convencionales le permitiría al país triplicar las reservas existentes en los próximos 20 años, adicionando más de 10 000 millones de barriles de crudo. A finales de 2012, el Presidente Juan Manuel Santos solicitó a sus ministros competentes analizar y evaluar la pertinencia de emplear la técnica de fracking en el país, con el propósito de explorar y explotar los yacimientos no convencionales de hidrocarburos. Desde entonces, y durante los siguientes dos años, el Gobierno Nacional se remitió a estudios académicos y gubernamentales de

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carácter internacional para conocer en profundidad el desarrollo y los posibles riesgos asociados a la implementación de esta técnica. La Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, atendiendo el requerimiento del primer mandatario, fue la encargada de impulsar y liderar el Programa de Gestión del Conocimiento en torno a la exploración y explotación de este tipo de yacimientos.

En total, se realizaron cuatro talleres técnicos y reuniones con expertos nacionales e internacionales entre diciembre de 2012 y febrero de 2013. Fueron abordados los retos ambientales y sociales de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, el marco regulatorio y la planeación, las buenas prácticas de la industria y las implicaciones sociales,

¿QUÉ ES EL FRACKING? También conocida como fraccionamiento hidráulico, es una técnica de exploración de hidrocarburos no convencionales que consiste, según el geólogo Julio Fierro, en fracturar el subsuelo por medio de la inyección a alta presión de una mezcla de arena, agua y diferentes productos químicos que cumplen la función de liberar los hidrocarburos presentes en los esquistos (la parte más profunda de la tierra). Esta técnica, que reduce las emisiones de carbono, ensancha la

reserva y es considerada un ‘mal menor’, es practicada principalmente por Estados Unidos y Canadá. Otros 21 países, entre los que se destacan Polonia, Suecia, Australia, China, Argentina, España, México, Lituania y Dinamarca, se están sumando a su implementación. Empero, el fracking ha sido condenado en naciones como Francia y Alemania por los posibles impactos negativos en la salud humana, fruto de los gases que emana, por alterar las placas tectónicas generando sismos y por la contaminación en las fuentes de agua con elementos radioactivos. Los detractores de la implementación del fracking en Colombia, como César Rodríguez Garavito, miembro fundador del Centro de Estudios de Derecho,

Paredes aislantes

Rotación

Broca

Taladro Perfora a varios miles de metros de profundidad hasta las formaciones donde se encuentra el hidrocarburo.

CUENCAS CON MAYOR PROSPECTIVIDAD • 1 en la Cuenca Sinú San Jacinto • 1 en la Cuenca Valle Medio • 3 en la Cuenca Valledupar • 13 en la Cuenca Cordillera

Justicia y Sociedad, señalan que, atendiendo el principio constitucional de precaución, cuando no se tiene certeza de los riesgos ambientales que una actividad como esta implica, es deber del Gobierno declarar una moratoria en lugar de dar vía libre para la exploración y explotación sin tener los conocimientos suficientes.

FRACKING EN COLOMBIA Según Erika Contreras, integrante de la Unidad de Comunicaciones Corporativas de Ecopetrol, “la técnica de fracturamiento hidráulico no es nueva y ha sido implementada a escala convencional por diferentes compañías operadoras en cerca de 16 campos petroleros, distribuidos a lo largo del país en cuencas geológicas como El Piedemonte Llanero, Llanos, Valle Superior del Magdalena, Putumayo, Valle Medio del Magdalena, Catatumbo, La Guajira y Cordillera”. En 2012, la ANH ofertó y adjudicó los primeros cinco contratos para exploración y producción de hidrocarburos no convencionales en la Ronda Colombia. Dos años después, en este mismo evento, llevado a cabo entre julio y agosto de 2014, se ofrecieron 95 bloques para explotación de hidrocarburos, de los cuales 18 correspondieron a yacimientos no convencionales (1 553 989 hectáreas de superficie). La actividad de perforación de estos pozos se realizará, principalmente, en el valle del Magdalena Medio, donde ya fue adjudicado un bloque para exploración y explotación mediante fracking. Recientemente, Ecopetrol inició una fase de evaluación en este territorio, a través de estudios de geología, geofísica e ingeniería de yacimientos, que de arrojar información positiva, darían paso a la fase de implementación de pozos piloto.

Ilustración: Alejandra Sarmiento

económicas y ambientales del desarrollo de gas natural no convencional. Entre los expertos invitados estuvieron David Neslin, John Deutch, Mark Zobak y Tom Grimshaw, autoridades en la materia, provenientes de países como Estados Unidos y Canadá, los cuales encabezan la producción en el mundo de hidrocarburos a partir de este tipo de yacimientos. Culminado este proceso, la ANH aprobó el Acuerdo 03 de marzo 26 de 2014 que presenta el Reglamento de contratación para la exploración y explotación de yacimientos no convencionales en el país. Según los pronósticos de esta misma entidad, podrían estar perforándose anualmente entre 13 a 20 pozos de este tipo durante los próximos cuatro años. Por su parte, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 90341 de 2014, que establece los requerimientos técnicos y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales. A su vez, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible publicó la Resolución 0421 de 2014, que dicta los términos de referencia para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental sobre los proyectos de perforación exploratoria de hidrocarburos, incluyendo un anexo para el uso de tecnologías no convencionales.

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ACTUALIDAD

PROMIGAS, DE LA MANO CON LA

Foto: David Otálora

ONU

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En 2014, y tras analizar la viabilidad de vincularnos al Pacto Global (Global Compact), decidimos unirnos a esta iniciativa de las Naciones Unidas. Su premisa en pro del medioambiente y su objetivo por fomentar un diálogo social –lineamientos acordes con nuestra Política Corporativa– fueron suficientes para tomar la determinación.

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ACTUALIDAD

El Pacto Global, un proyecto de la ONU que cuenta con más de 12 000 participantes en 145 países, es la iniciativa voluntaria de ciudadanía corporativa más grande del mundo, a través de la cual las empresas asociadas se comprometen con dos objetivos: alinear sus estrategias y operaciones con 10 principios que abarcan cuatro grandes temáticas (derechos humanos, medioambiente, anticorrupción y estándares laborales) y adelantar acciones que apoyen los objetivos más amplios de las Naciones Unidas, incluidos los Objetivos de Desarrollo del Milenio -ODM-.

“El incondicional respaldo de nuestra alta dirección en la implementación de las acciones derivadas del Pacto Global, el cual recoge nuestras convicciones con un accionar que demuestra respeto por el medioambiente y las personas, gracias a una conducta ética y transparente, es un factor clave en el propósito de que nuestro negocio sea sostenible”, anota Lucía Ruiz Martínez, Gerente de Medioambiente y Seguridad Industrial de Promigas. 14

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En este sentido, las organizaciones que asumen esta responsabilidad comparten la convicción de que las prácticas empresariales, basadas en estos principios universales, ayudan a generar un mercado global más estable, equitativo e incluyente; lo que, por supuesto, fomenta la prosperidad de las sociedades. Las acciones empresariales responsables construyen confianza y capital social, al mismo tiempo que contribuyen al desarrollo y a mercados sustentables.

2014, AÑO DE LA ADHESIÓN DE PROMIGAS El Pacto Global recoge las convicciones y los compromisos de Promigas con un accionar que demuestra respeto por el medioambiente y por las personas, gracias a una conducta ética y transparente, lo que se constituyó en el argumento primario para que la empresa tomara la decisión de incorporarse al mismo. Por otra parte, fieles a nuestro interés de ser un referente mundial en sostenibilidad –además de una empresa líder en el sector–, iniciativas como esta continúan posicionándonos en un sitio preferente en el mercado. “Desde 2011 decidimos implementar un

modelo de gestión sostenible, expresado en ocho compromisos establecidos en nuestra Política Corporativa. Igualmente, se revisaron las mejores prácticas existentes para asegurar una actuación desde los más altos estándares”, asegura Lucía Ruiz Martínez, Gerente de Medioambiente y Seguridad Industrial de Promigas. Para la compañía, esta es una oportunidad de sumar esfuerzos y ser parte de una red que, de manera permanente, está compartiendo conocimiento y experiencias. De hecho, es un reto empresarial para escalar estándares; es decir, pasar de declaraciones a acciones. La adhesión al Pacto Global es una motivación permanente a un actuar de manera más responsable y consciente con el medioambiente, las personas y la sociedad. Acerca de esto, Ruiz añade: “Decidimos hacer parte del Nodo Caribe del Pacto, en donde trabajamos en dos áreas de interés: medioambiente, que tiene como propósito la promoción de los principios ambientales, incentivar sus buenas prácticas en las empresas y fomentar la responsabilidad ambiental en el entorno organizacional; y Derechos Humanos, una iniciativa de articulación y gestión que impulsa el compromiso del sector empresarial en este ámbito”.

NUEVAS IMPLICACIONES, NUEVOS RETOS La responsabilidad central de Promigas con la observancia de los 10 Principios del Pacto Global, significa su incorporación en las estrategias y actividades del día a día como parte de un estilo de gestión, en la cual dichos preceptos se convierten en la esencia de la organización. Adicionalmente, nos comprometimos a realizar acciones según los objetivos de desarrollo de las Naciones Unidas. Por ejemplo, anualmente se presentará un reporte de cumplimiento de los compromisos que corresponde al mismo Informe de Gestión y Sostenibilidad que se prepara cada año. En este, también queda explícita la manifestación pública de nuestro apoyo a las iniciativas del Pacto. Para Promigas, “esto forma parte de su esencia empresarial, puesto que cuando definimos los compromisos de sostenibilidad tuvimos en cuenta los 10 Principios del Pacto Global”, anota Ruiz. Para fortalecer el nivel de conciencia de los colaboradores, Promigas cuenta con un

LOS 10 PRINCIPIOS DEL PACTO GLOBAL Estos principios que las empresas participantes deben adoptar, apoyar y promulgar, gozan de consenso universal y se derivan de la Declaración Universal de los Derechos Humanos, la Declaración de la Organización Internacional del Trabajo relativa a los Principios y Derechos Fundamentales en el Trabajo, la Declaración de Río sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo, y la Convención de las Naciones Unidas contra la Corrupción. Derechos Humanos • Principio 1. Las empresas deben apoyar y respetar la protección de los derechos humanos fundamentales reconocidos universalmente, dentro de su ámbito de influencia. Estándares Laborales • Principio 3. Las empresas deben apoyar la libertad de asociación y el reconocimiento efectivo del derecho a la negociación colectiva. • Principio 4. Las empresas deben apoyar la eliminación de toda forma de trabajo forzoso o realizado bajo coacción. Medioambiente • Principio 7. Las empresas deberán mantener un enfoque preventivo que favorezca el medioambiente. • Principio 8. Las empresas deben fomentar las iniciativas que promuevan una mayor responsabilidad ambiental.

• Principio 2. Las empresas deben asegurarse de que sus empresas no son cómplices de la vulneración de los derechos humanos.

• Principio 5. Las empresas deben apoyar la erradicación del trabajo infantil. • Principio 6. Las empresas deben apoyar la abolición de las prácticas de discriminación en el empleo y la ocupación.

• Principio 9. Las empresas deben favorecer el desarrollo y la difusión de las tecnologías respetuosas con el medioambiente.

Anticorrupción • Principio 10. Las empresas deben trabajar en contra de la corrupción en todas sus formas, incluidas la extorsión y el soborno. Fuentes: Organización de las Naciones Unidas (ONU) y Unglobalcompact.org

programa de formación sobre los diferentes tópicos de interés y diálogo permanente acerca de los temas que se deben atender, especialmente para cerrar brechas y acercarse, cada vez más, a las mejores prácticas en materia de sostenibilidad social y ambiental.

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ACTUALIDAD

BUENAS PERSPECTIVAS

PARA EL GAS NATURAL EN COLOMBIA 16

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Promigas viene ofreciendo al sector gas natural agentes directos e indirectos y medios de comunicación, un informe que en 2014 llegó a su versión número 15 y se ha convertido en invaluable fuente de consulta para los interesados en estar al tanto de los logros y retos concernientes a esta fuente de energía en Colombia. El Informe 2013 fue presentado por Promigas el 10 de septiembre de 2014 en un evento que contó con la participación de los representantes del Gobierno y principales empresas dedicadas al negocio del gas en el país. No solo estudia la evolución de este mercado, sino que incluye una comparación del mercado nacional con el mexicano y analiza el impacto de la inversión colombiana para el desarrollo del sector en Perú. Las inversiones en infraestructura energética, el nivel de exploración, las reservas actuales y el compromiso de los agentes por estimular esta fuente de energía aseguran el buen futuro del gas en nuestra nación. “Cuando se cumplen 20 años de la expedición de la Ley 142 de 1994, que sentó las bases para la creación de las zonas de servicio exclusivo, se ha visto que el modelo utilizado en Colombia ha sido más que exitoso. Cada año se han trazado metas más ambiciosas y se han cumplido y superado”, señala Antonio Celia, Presidente de Promigas. La Ley 142 incorporó criterios para masificar el servicio de gas en las regiones del país, especialmente aquellas con predominio de usuarios de los estratos 1, 2 y 3. Cuando se acerca el final del esquema contractual de las áreas de servicio exclusivo, esta regulación ha permitido llegar a 137 nuevos municipios y beneficiar con el servicio a 1,2 millones de usuarios, 87% de ellos de los estratos más bajos. Sin duda, un modelo exitoso de regulación y gestión de las distribuidoras que desarrollaron las mencionadas áreas. La cobertura de gas en Colombia se puede calificar como todo un éxito tras analizar que entre 2000 y 2013 se multiplicó por 3,6 el número de municipios con disponibilidad del servicio, al pasar de 236 a 848. Con esto se superaron, en 2013, los siete millones de usuarios residenciales conectados. “Este es un logro del sector gas natural, del Sistema General de Regalías y del Fondo Especial Cuota de Fomento, y representa una revolución social gracias al compromiso de las empresas y de los sucesivos gobiernos que han apoyado el

desarrollo del sector. El acceso de las familias al servicio de gas natural está directamente relacionado con una mejora de su calidad de vida. Por eso podemos decir que el gas representa progreso para el país”, afirma Antonio Celia. Pero aún hay retos. Chocó, Nariño y Arauca, aunque están próximos a conseguirlo, hoy no cuentan con municipios conectados, y en San Andrés y Providencia el Gobierno ya anunció esfuerzos para llevar el servicio. Cuando esto sea realidad, los retos serán Vichada, Guainía, Vaupés y Amazonas, únicos departamentos colombianos sin conexión.

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ACTUALIDAD UN AÑO DE GRANDES RESULTADOS Especialmente satisfactorio para el sector gas natural fue 2013, en el cual se batieron dos récords históricos en la industria. El primero, el del gas transportado por el sistema nacional que fue de 969 millones de pies cúbicos diarios -Mpcd-, superando en 54 la marca anterior. El segundo, la cifra en el suministro, establecida en 1267 Mpcd dadas las facilidades de producción que se presentaron en las dos principales cuencas del país, La Guajira y Llanos Orientales. La relación R/P indica que Colombia dispone de gas para 14 años; sin embargo, la UPME elaboró el Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas en el que analiza escenarios de demanda y, lo más importante, plantea acciones concretas para asegurar tanto el abastecimiento como la confiabilidad. Uno de los aspectos que sostienen el buen futuro que tiene el gas en nuestro país son las inversiones previstas para un mayor desarrollo. La construcción de la planta de regasificación en Mamonal (Cartagena) por parte de la Sociedad Portuaria El Cayao, la planta de licuefacción para exportación que Pacific Rubiales va a construir en Tolú (Sucre) y la microplanta de GNL de Promigas en la localidad de Soledad (Atlántico) son una muestra del compromiso empresarial por contribuir a este avance del sector.

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Los diferentes actores del sector están de acuerdo en la necesidad de dar un renovado impulso al gas natural vehicular para que tenga un mayor crecimiento. Hasta el momento se han escuchado varias alternativas que apuntan a este como el combustible alternativo para el transporte de carga en el país; no obstante, para hacerlo realidad, serán necesarios mayores incentivos para la conversión de nuevos vehículos.

Entre 2000 y 2013 se multiplicó por 3,6 el número de municipios con disponibilidad del servicio de cobertura COLOMBIA, ¿CANDIDATO de gas. A HUB DEL GAS REGIONAL?

Su ubicación geográfica, que le brinda acceso a dos océanos y por tanto la facilidad de comercializar internacionalmente el GNL, la cercanía a grandes centros de reservas y las inversiones que ejecuta para el desarrollo del sector, convierten al país en un potencial hub de gas natural en Latinoamérica. Esto se concluye al comparar a México con Colombia en un estudio que afirma que este último tendría todas las características para constituirse en un nodo transaccional de gas natural, para hacerlo viable requiere la interconexión física con otros mercados, la disponibilidad de almacenamiento, la separación de funciones de los diferentes actores, la existencia de un mercado secundario y la creación de mercados mayoristas, entre otros retos. Aspectos que se pueden alcanzar con la colaboración entre los sectores público y privado.

INFORME DEL SECTOR GAS EN ANTIOQUIA De igual manera, Transmetano presentó el Informe del sector gas natural en Antioquia que analiza la evolución de esta fuente de energía en el periodo 2010-2013. Entre los aspectos resaltados se encuentra que las empresas de gas natural que operan en Antioquia atienden 54 municipios y suman 881 938 usuarios conectados, con lo que se alcanza una cobertura de 43% de los municipios del departamento. Sin embargo, Antioquia tiene un amplio margen de crecimiento ya que en los municipios atendidos aún se pueden conectar más de 300 000 usuarios adicionales. Además, 71 municipios del departamento no disponen del servicio de gas natural. Medellín se mantiene como la tercera ciudad en número de vehículos convertidos a gas natural vehicular -GNV- con 49 706 , 10,6% del total nacional. Este hecho, junto con la entrada en funcionamiento del Metroplus, ha generado un aumento sostenido de la demanda de GNV durante los últimos cuatro años.

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ACTUALIDAD

INFORME DEL SECTOR GAS EN OCCIDENTE Igualmente, Gases de Occidente y Promigas presentaron el informe correspondiente a la región Occidente del país. El informe describe los hitos relevantes que consolidan los sucesos más importantes del gas natural en los 18 años de su historia en esta zona. A finales de 2013, cinco empresas distribuidoras hacían presencia en cinco departamentos y 185 localidades del Occidente colombiano, atendiendo alrededor de 1 400 000 usuarios. Resta por dar cobertura del servicio de gas natural a 52 municipios, que representan 38% del total. Con la puesta en marcha del sistema de gasoductos virtuales por parte de Gases de Occidente en Valle del Cauca y Cauca, se puede seguir llegando con el gas natural a muchos otros municipios que aún no cuentan con este servicio, mientras se avanza en la construcción de los gasoductos regionales. Mientras que en el año 2000 la participación de los usuarios del Occidente sobre el total país solo era de 8%, a 2013 alcanzó niveles de 20%. Por su parte, el sector industrial, con una demanda de gas natural de 52 Mpcd en 2013, superior en 13 Mpcd respecto al año anterior, impulsó la demanda de este energético en la región en el último año. Estos indicadores evidencian la relevancia que para el sector gas natural de Colombia constituye esta región.

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EVOLUCIÓN DE CIFRAS EN COLOMBIA EN EL PERIODO 2000-2013 • Las poblaciones con cobertura se multiplicaron por 3,6 al pasar de 236 a 848. • El número de usuarios se multiplicó por 3,2, pasando de 2 158 967 a 7 032 244. • Lo anterior significa que 60% de los colombianos reciben los beneficios del gas natural.

• La demanda nacional en el mercado regulado se duplicó, de 1022 a 2046 Mpcd. • Los vehículos convertidos a GNV se multiplicaron por 70,5, de 6759 a 476 506, mientras que las estaciones de servicio para estos aumentaron de 26 a 708.

CONFERENCIA SURAMERICANA DE MEDICIÓN PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA 2014

Numerosas empresas nacionales de la industria de Oil & Gas e importantes organizaciones, a nivel mundial en este campo, se dieron cita en este evento llevado a cabo en Cartagena entre el 5 y el 7 de noviembre de 2014. Con una representación total de 60 empresas y 15 países, esta conferencia, organizada por CEESI (Colorado Engineering Experiment Station, Inc.) y Promigas, fue una excelente oportunidad para conocer y afianzar los conocimientos en la medición de gas natural y las tecnologías usadas en la transferencia de custodia de hidrocarburos en general. Se abarcaron temáticas que cubrieron desde la solución de problemas técnicos, hasta la utilización de nuevas tecnologías y expectativas para el futuro. Promigas tuvo una significativa presencia con las ponencias: The BDC Promigas. A

calibration laboratory accredited for custody transfer meters with natural gas at high pressure, a cargo de Jennyfer Chaves, y General criteria for the selection of systems for measuring gas flow custody transfer, expuesta por Johan Arenas. De igual forma, se participó en la muestra comercial con un stand donde se divulgaron los servicios del Banco de Calibración de Medidores de nuestra organización. Como preámbulo a la conferencia, desde el 24 de octubre hasta el 4 de noviembre se realizaron tres cursos especializados en materia de Medición Avanzada de Hidrocarburos (Gas Natural y Líquidos), en los que participación 65 funcionarios de 22 empresas nacionales e internacionales. Esta actividad refuerza las estrechas relaciones comerciales entre CEESI y Promigas en intercambio de conocimientos técnicos y experiencias en medición.

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ENCUENTRO OPERATIVO: TRADICIONAL ESPACIO DE ACERCAMIENTO CON NUESTROS CLIENTES 22

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Los días 14 y 15 de agosto de 2014 se realizó el VII Encuentro Operativo en el Hotel Santa Clara de la ciudad de Cartagena, evento que contó con la participación de varios agentes del sector.

La agenda giró en torno a nuevas regulaciones que entraron en vigencia en 2014 y las previstas para 2015, ejemplo, la Resolución 089 de 2013 sobre el gestor de mercado. En este tema, Energy Consulting Services -ECS- de Argentina presentó el funcionamiento del mercado de gas en ese país y la forma cómo se lleva a cabo la coordinación de la operación del sistema. Diversos agentes de la cadena compartieron sus experiencias y perspectivas: PetroSud, en su ponencia titulada El Difícil, su renacimiento, hizo referencia a uno de los primeros campos de gas natural del país; a su vez, representantes de los campos de producción de Canacol y Arianna mostraron sus proyecciones 2015. Asimismo, los asistentes pudieron conocer de primera mano los avances del proyecto Reficar. Adicionalmente, funcionarios del Ideam expusieron las condiciones hidroclimáticas para el segundo semestre de 2014 y representantes de la UPME comentaron el Plan de abastecimiento de gas natural de esa entidad. Año tras año, este evento se va consolidado como un espacio idóneo para que los agentes interactúen y se enriquezcan con nuevos conocimientos y experiencias.

Funcionarios del Ideam expusieron las condiciones hidroclimáticas para el segundo semestre de 2014. 23

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PROACTIVIDAD Y EFICIENCIA ORGANIZACIONAL 24

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Mediante la creación del programa de Gestión de la Continuidad del Negocio -GCN-, Promigas demuestra su compromiso con la continuidad de sus operaciones y la ejecución efectiva de sus proyectos ante cualquier tipo de adversidad. Desde 2012, esta organización, líder en el sector gas natural, ha venido diseñando su propio Plan de Continuidad del Negocio o Business Continuity Plan –BCP por sus siglas en inglés–, una guía que le ha ayudado a definir la planificación estratégica, táctica y operativa para responder de manera oportuna ante emergencias, crisis e interrupciones parciales. Bajo el nombre de GCN, Promigas ha decidido apuntarle a un modelo de gestión holístico y sistemático, con el fin de identificar las posibles amenazas, vulnerabilidades y riesgos que comprometen su continuidad operativa, así como cuantificar y cualificar los impactos a causa de la materialización de riesgos, para de esta forma diseñar e implementar un marco de referencia que permita dar respuesta frente a incidentes y garantizar la sostenibilidad del negocio. Dentro de los alcances se encuentran todos los procesos, servicios y activos de Promigas, con especial énfasis en aquellos procesos considerados críticos para el logro de sus objetivos de negocio. De esta manera, la organización ha definido su marco de referencia, conformado por la Gestión Integral de Riesgos, el Gobierno de Continuidad, la Metodología para la Gestión de la Continuidad (que incluye estrategias para la continuidad, recuperación y contingencia), la Planeación de Respuesta para el manejo de crisis (reputación e imagen), la gestión de emergencias (vidas, medioambiente) y la administración de la continuidad operativa (procesos), todo esto en línea con la Política Corporativa.

Promigas le apunta a un modelo de gestión holístico y sistemático que permite mitigar el impacto de los incidentes y garantizar la sostenibilidad del negocio. El modelo de GCN está constituido por un conjunto de políticas, procedimientos y responsabilidades que permiten establecer, implementar y mejorar el estado de preparación de la empresa para reaccionar frente a los posibles escenarios de interrupción o desastre que se puedan presentar sin previo aviso. Esta gestión le ha ofrecido a Promigas una ventaja competitiva y estratégica, pues ha generado conciencia en todos sus colaboradores; además, protege su marca y mantiene su reputación. “Para nosotros ha sido muy importante elevar el nivel de comprensión sobre

los impactos negativos que pueden generar eventos no previstos y la necesidad de desarrollar un mecanismo de preparación para afrontarlos, porque nos interesa superar las posibles contingencias y detener su impacto en el menor tiempo posible”, manifiesta Carlos Castaño Varela, Coordinador de Operaciones de Promigas. Con esta medida estratégica Promigas demuestra su capacidad de respuesta corporativa para prestar servicios confiables y de calidad, mediante la gestión efectiva de los riesgos, la prevención y la mitigación de los impactos de su operación.

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CAMINO

AL DESARROLLO 26

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Gracias a la intervención de Surtigas, en alianza con los gobiernos Nacional y del Distrito de Cartagena, la isla de Tierra Bomba contará finalmente con el servicio de gas natural. El proyecto beneficiará a alrededor de 2300 familias.

Tierra Bomba, al sur de Cartagena de Indias, se perfila como un potencial polo de desarrollo económico y turístico para la ciudad. Por esta razón, los esfuerzos del Gobierno Nacional, la iniciativa del Alcalde Dionisio Vélez Trujillo y la experticia de Surtigas son unificados para hacer realidad la llegada del gas domiciliario hasta esta región. La primera fase del proyecto, presupuestada para comenzar el primer semestre de 2015, consiste en la instalación de la infraestructura adecuada, específicamente la construcción de un cruce subacuático que transportará el gas desde la zona de Albornoz hasta el corregimiento de Caño del Oro, a lo largo de un tramo de cinco kilómetros por debajo del lecho marino. Pensando en el futuro, la infraestructura contará con una capacidad muchísimo mayor al consumo actual, lo que permitirá beneficiar a incontables más familias en los años venideros. Según las previsiones, esta primera etapa estará lista a inicios del segundo semestre de 2015 y, posteriormente, se dará continuidad a la fase de conexión de usuarios. En total, se planea beneficiar a alrededor de 2300 familias pertenecientes a Bocachica, Caño del Oro, Punta Arena y Tierra Bomba. El acceso al gas representa un mejoramiento significativo en la calidad de vida de los habitantes de estas localidades y un paso más hacia el desarrollo integral de Cartagena. En palabras de Magín Ortiga, Gerente General de Surtigas: “con iniciativas como estas seguimos apuntándole a la sostenibilidad de la región y del país, llevando progreso y bienestar a las familias colombianas. Además, facilitamos el acceso a un combustible más amigable con el medioambiente, más económico, seguro y cómodo, y que, a la vez, contribuye a reducir enfermedades originadas por sustitutos como la leña y el carbón”.

La inversión necesaria para la ejecución del proyecto está presupuestada en, aproximadamente, 13 000 millones de pesos, de los cuales el Gobierno Nacional financiará alrededor de 50%, mientras que el gobierno distrital y Surtigas asumirán 25% cada uno. Se espera que los trabajos de instalación de redes y conexión de usuarios estén terminados para el primer semestre de 2016, otorgándole a esta zona una oportunidad de crecimiento y avance hacia la prosperidad.

La inversión necesaria para la ejecución del proyecto está presupuestada en, aproximadamente, 13 000 millones de pesos.

Se planea beneficiar a alrededor de 2300 familias pertenecientes a las cuatro localidades de la isla: Bocachica, Caño del Oro, Punta Arena y Tierra Bomba. 27

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CONEXIÓN

PACÍFICO Gases de Occidente apuesta al desarrollo social y económico del Pacífico colombiano y mediante su sistema de gasoducto virtual lleva gas a miles de familias de escasos recursos del puerto más importante del país. Buenaventura está de moda. Consolidado como el principal puerto multipropósito de Colombia por el que sale e ingresa la mayor parte de productos no tradicionales, es cada vez más protagonista de la economía del país. Los Tratados de Libre Comercio y la entrada del país a bloques comerciales tan notables como el de las naciones de la Alianza Asia Pacífico, convierten a la terminal marítima del Valle del Cauca en el gran epicentro del intercambio de mercancías con casi la mitad del planeta. Ese escenario ha revelado la importancia de que Buenaventura cuente con la infraestructura

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necesaria para responder a la intensa dinámica comercial que ya se vive en la ciudad; además, la disponibilidad y eficiencia de los servicios públicos son fundamentales para conseguir este fin. Por ello, empresas como Gases de Occidente no han dudado en estar a la altura de esas exigencias y hoy uno de los propósitos primordiales de su operación es tener presencia en la totalidad del departamento del Valle del Cauca, incluyendo, por supuesto, al Distrito Especial, Industrial, Portuario, Biodiverso y Ecoturístico de Buenaventura. Allí llegó en

2009 a través del gasoducto virtual, un sistema con el que por medio de carrotanques lleva el gas natural comprimido -GNC- a las zonas con mayores dificultades topográficas y donde habitan comunidades con condiciones sociales especiales que demandan un servicio confiable. Gases de Occidente no dudó un segundo en implementar esta iniciativa para responder a la demanda de gas que había en Buenaventura. Sus privilegiadas características de puerto natural, su potencial para ser protagonista en el comercio internacional, la construcción de puertos y terminales logísticos, el acuerdo comercial de Colombia con Estados Unidos, la construcción de la doble calzada Buga-Buenaventura y su designación como Distrito Especial fueron las razones primordiales para que la empresa distribuidora se pusiera manos a la obra con este proyecto y así ser partícipe del mejoramiento de las condiciones de vida en esta región. En ese camino ha dado pasos significativos. Hasta hoy, Gases de Occidente ha alcanzado una penetración de más de 70% del mercado, en menos de cinco años, y ya cuenta con más de 40 000 usuarios de un potencial total de 55 000 que hay en el puerto. Llegar a esos números no ha sido fácil y ha requerido toda su experticia, pues aproximadamente 40% de los clientes son dueños de viviendas fabricadas en madera, lo que, al momento de la implementación del servicio, significó un reto para el equipo técnico que debió prepararse para construir las instalaciones bajo todas las normas técnicas y de seguridad y, al mismo tiempo, satisfacer las expectativas de los dueños de estas. Así las cosas, a la hora de ponerlo en marcha, fue claro que el sistema debería funcionar con la perfección de un reloj suizo. Hoy este puerto marítimo sobre el océano Pacífico cuenta con un sistema de distribución de gasoducto virtual, con tres estaciones receptoras intercomunicadas por un cruce submarino, que permite distribuir el hidrocarburo desde cualquier punto a toda la ciudad, y dos estaciones madres en los municipios de Buga y Tuluá, donde se comprime el gas para posteriormente ser transportado en camiones y distribuido en el puerto. Gracias a esta moderna infraestructura y a la coordinación precisa de toda la operación, para Gases de Occidente es posible llegar a sitios

geográficos que, como el caso de Buenaventura, están alejados del sistema nacional de transporte habitual, tradicionalmente conectado por redes de gasoductos convencionales. Para hacer realidad la puesta en marcha de toda la operación, hasta el momento la compañía ha invertido en infraestructura técnica en dicha ciudad 47 000 millones de pesos y espera conectar, en el primer trimestre de 2015, la primera industria, Pacific Terminal SAS-Comergroup, con un consumo de 120 000 metros cúbicos por mes. Pero su apuesta va más allá. En el largo plazo, Gases de Occidente también espera concretar proyectos de cogeneración para refrigeración y almacenaje de productos perecederos, procesamiento de alimentos, funcionamiento de aires acondicionados y agua caliente y equipos a gas para generación de energía, entre otros, en diferentes zonas del puerto, así como en otras poblaciones del Valle del Cauca. Y en esa medida, asegura la compañía: “Tener presencia en Buenaventura, le permite aportar al progreso y la competitividad de la región, así como cumplir con uno de nuestros objetivos sociales más relevantes, que es llegar a todo el territorio del Valle del Cauca con un servicio confiable y amigable con el medioambiente”.

NÚMEROS SOCIALES Con el sistema de gasoducto virtual en Buenaventura, Gases de Occidente ha logrado: • 47 000 millones de pesos de inversión • 70% de penetración en el mercado del puerto • 40 000 usuarios conectados, es decir, 72% del total del mercado potencial

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COMPROMETIDOS CON LA SEGURIDAD Desde 1985, Promigas viene poniendo en práctica un plan de contingencia para prevenir y controlar un escape de gas y minimizar su impacto sobre el ambiente en caso de que este ocurra. Por su importancia, el plan cubre la totalidad de los sistemas de transporte y distribución de gas natural. 30

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Con base en el análisis de riesgos y vulnerabilidad de los sistemas de transporte y distribución de gas, Promigas diseñó su actual plan de contingencia, el cual está aprobado por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible mediante Resolución 0626 de 1999 y tiene como objetivo promover el control de emergencias de acuerdo con las normas, estándares, competencias y experiencia del personal involucrado en sus procesos. Dicha estrategia de prevención se fundamenta en la identificación de las zonas geográficas con mayor riesgo de afectar la infraestructura de gas por fenómenos naturales; las estadísticas internacionales de frecuencia de fallas en gasoductos teniendo en cuenta todas las amenazas potenciales, y la determinación de zonas o áreas de mayor vulnerabilidad (en términos de efectos sobre las personas, la propiedad, el negocio y el ambiente).

MEJOR PREVENIR QUE LAMENTAR Para anticiparse a una emergencia relacionada con el escape de gas, la empresa diseñó varias actividades de control específicamente para los sistemas de transporte y distribución. Entre las implementadas en la actualidad se encuentran la conservación de la integridad de la tubería, la ubicación estratégica de las válvulas de seccionamiento, el desarrollo del Programa Divulgación Preventiva a la Comunidad por medio de talleres y visitas puerta a puerta, el monitoreo desde el sistema Scada durante las 24 horas del día y, por último, los simulacros. Anualmente se realiza el análisis de valoración de riesgos mediante una metodología desarrollada por Promigas, siguiendo los estándares nacionales e internacionales para la valoración de riesgos y con el apoyo de un software especializado. Lo anterior, más que un reto, es una oportunidad para seguir trabajando en el fortalecimiento de la interacción entre la compañía, los organismos de socorro y las entidades para la prevención y atención de emergencias.

LOS SIMULACROS Cada año, Promigas lleva a cabo dos simulacros en las redes de transporte y distribución de gas natural, con el fin de verificar el cumplimiento de los objetivos establecidos

Los resultados de los simulacros son positivos porque permiten implementar nuevas acciones de mejora al fortalecimiento de los controles establecidos. en el plan de contingencia.Estos se hacen con la participación activa de la comunidad, quien es capacitada en cómo actuar en caso de emergencias. De igual forma, para estos ejercicios se cuenta con la colaboración de los distintos organismos de socorro y entidades de gestión del riesgo del respectivo municipio donde se llevan a cabo. Los simulacros, sin duda, se convierten en invaluables medios para definir y ejecutar acciones enfocadas en fortalecer el Programa Divulgación Preventiva a la Comunidad, en estrechar lazos con los grupos de apoyo externos y en mejorar los controles actuales para asegurar la integridad de la infraestructura de gas.

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RUSIA En 2012 produjo 20,9 Tcf de gas natural y, además, una cuarta parte de las reservas de gas en el mundo están ubicadas en este país. Dispone de aproximadamente 1,688 Tcf billones de reservas probadas y más de la mitad de estas se encuentran en Siberia. Sus principales yacimientos son: Yamburg, Urengoy y Medvezh’ye (representan alrededor de 45% de las reservas de la nación). El norte de Siberia Occidental es determinante debido a que en Nadym-Pur-Taz (NPT) se halla la mayor parte de las reservas de gas en desarrollo y producción. Entre tanto, la empresa estatal Gazprom genera cerca de 80% de la producción y controla más de 65% de las reservas.

IRÁN Con 1187 Tcf, se ubica segundo en las reservas de gas natural del mundo. Más de 60% de estas se encuentran en alta mar y el mayor yacimiento es South Pars, seguido de North Pars, Kish y Kangan. Su producción total de gas es de 8,1 Tcf. Cabe señalar que gran parte de las reservas aún no se han desarrollado a causa de las sanciones internacionales que le fueron impuestas a este país asiático.

QATAR Sus 885,3 Tcf suponen alrededor de 13% de las reservas totales de gas a nivel mundial. De igual forma, es el más grande proveedor de GNL en el planeta y cuenta con North Field, el yacimiento offshore más notable del mundo. Se espera que a finales de 2015 esté terminado el Barzan Gas Project, del cual se prevé una producción adicional de 600 000 millones de pies cúbicos de gas anuales. La producción bruta de gas en Qatar es de 5,7 Tcf y su más destacada compañía es Qatar Petroleum.

TURKMENISTÁN Gran parte de sus reservas de gas, que en total suman 353,1 Tcf, se ubican en las cuencas de Amu Darya y Murgab South. No obstante, este país centroasiático enfrenta retos relevantes en el desarrollo de una infraestructura adecuada para este mercado. En 2012 produjo 2,274 Tcf de gas y su principal yacimiento es Dauletabad.

LAS DIEZ

ESTADOS UNIDOS Gracias a la expansión de actividades de exploración y desarrollo en sus formaciones de esquisto, esta nación norteamericana ha aumentado de manera constante el número de sus reservas naturales de gas, cuya cifra es de 334,07 Tcf. Dentro de sus yacimientos sobresalen Barnett, Haynesville, Caney, Conesagua y Eagle Ford, así como diversas áreas marítimas en la cuenca del golfo de México. Estados Unidos es el mayor productor y consumidor de gas natural en el mundo; por ejemplo, en 2012 produjo 24,06 Tcf y consumió 25,5 Tcf.

RESERVAS MUNDIALES

DE GAS

El gas natural no solo sigue posicionándose como una de las fuentes de energía no renovable más importantes, sino que a futuro será determinante en la economía mundial. Este es un recorrido por los países que cuentan con las reservas más grandes de este preciado combustible.

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6 7 8 9 10 EMIRATOS ÁRABES UNIDOS

Sus reservas probadas se sitúan en 290 Tcf, incluyendo las que comparte en la zona neutral Saudí-Kuwait. Sus principales yacimientos son Ghawar, Safaniya y Zuluf y la compañía Saudí Aramco es la responsable de este mercado en el país, cuya producción bruta de gas natural es de 3,9 Tcf. Como dato curioso, Arabia Saudita no exporta ni importa gas natural, está destinado al consumo interno de su población.

A pesar de sus enormes reservas de gas natural (215,1 Tcf), esta nación lo importa de Qatar, primordialmente. Por su parte, 94% de sus reservas se encuentran en Abu Dabi; mientras que en Sharjah y Dubái representan 4 y 1,5%, respectivamente. Su producción bruta de gas natural al año es de 3 Tcf.

VENEZUELA

NIGERIA

ARGELIA

Sus reservas probadas son 195 Tcf y para 2015 la meta es aumentar su producción hasta 14 000 millones de pies cúbicos por día. Para este fin, se están acondicionando algunos yacimientos terrestres como Anaco, Barrancas y Yucal Place. Venezuela produce 1,1 Tcf de gas natural al año.

El mayor productor de petróleo de África tiene sus reservas probadas en 182 Tcf. La mayoría están situadas en el Delta del Níger y representan una producción de 1,5 Tcf anuales. No obstante, gran parte del gas natural del país es quemado, ya que muchos de los campos de petróleo carecen de la infraestructura necesaria para la producción y el mercado de gas natural asociado.

Es el mayor productor de gas en el continente africano y sus reservas se estiman en 159,1 Tcf. Sin embargo, debido al agotamiento de uno de sus yacimientos, su producción ha disminuido en los últimos años. Genera 2,8 Tcf anuales y más de la mitad de sus reservas se ubican en el yacimiento Hassi R’Mel.

Fuente: Rodríguez, E. (2014), Las reservas de gas natural más grandes del mundo, en Fieras de la Ingeniería [en línea], disponible en: www. fierasdelaingenieria.com/ las-reservas-de-gasnatural-mas-grandes-delmundo, recuperado: 10 de octubre de 2014.

Foto: 123RF

ARABIA SAUDITA

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GAS NATURAL LICUADO, UNA REALIDAD PARA TODOS El gas natural licuado -GNL- cumple con las condiciones para ser transportado a los lugares más remotos. El GNL, por su estado líquido, posee la ventaja que puede ser transportado a grandes distancias, tanto por vía terrestre como marítima. Esta nueva capacidad operativa y de transporte a través de gasoductos virtuales está beneficiando gran cantidad de municipios y veredas que, por su intrincada topografía o su lejanía de las capitales departamentales y las ciudades intermedias, no habían contado hasta ahora con el servicio de gas natural y con todo lo que este representa en cuanto a la mejora de la calidad de vida y el consecuente impacto social que genera. Además, trascendiendo nuestras fronteras, este gasoducto virtual (vía marítima) ha abierto las puertas a la exportación con destino a países que no solo no son productores de gas, sino que por sus especiales condiciones geográficas, nunca se habían visto favorecidos con su uso. Pero, ¿qué es exactamente un gasoducto virtual? Como explica Orlando Rubiano, de la Gerencia de Nuevos Negocios de Transporte en Promigas, “el término se refiere al transporte de gas natural desde un punto de origen (planta de producción de GNL o tanques de almacenamiento) hasta su destino

El gas natural licuado -GNL- se ha convertido en una auténtica alternativa para el desarrollo de mercados no interconectados a la red de gasoductos. 34

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final (cliente). El transporte se realiza a través de camiones que llevan tráileres criogénicos, los cuales preservan el GNL en una temperatura inferior a -162°C. Normalmente se maneja en rangos entre 400 km y 600 km desde el punto de origen del gas natural hasta el destino final. Una mayor distancia afecta la relación costo versus beneficio, porque el costo del transporte tiende a elevarse y encarece la operación de traslado del GNL. El gas transportado es evacuado en el destino final en tanques de almacenamiento criogénicos que facilitan su recepción y posterior utilización, de acuerdo con el uso específico que se le vaya a dar”. Se trata de un proceso que consta de tres etapas desde la toma de gas natural hasta el mercado consumidor: Licuefacción: tiene lugar en la planta de licuefacción, donde se desarrolla el proceso de filtrado, secado y enfriamiento. El gas natural se enfría a -162 ºC para convertirlo en líquido, lo que reduce su volumen 600 veces, facilitando así su transporte. También proporciona la oportunidad de almacenar el gas natural para uso durante altos periodos de demanda en áreas donde las condiciones geológicas no son recomendables para desarrollar servicios de almacenamiento subterráneos. Transporte: se lleva a cabo por medio de tanques criogénicos, en camiones, con condiciones especiales de temperatura.

Foto: 123RF

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Regasificación: el líquido transportado se vuelve a convertir en gas. En su destino, el GNL se regasifica, elevando su temperatura para volver a convertirlo en su estado gaseoso, listo para ser llevado a su destino final, a través del sistema de tuberías de gas natural (red de distribución). Aunque el GNL y este novedoso esquema de gasoducto virtual han expandido y abierto interesantes perspectivas de mercado al llevar el gas natural a casi cualquier lugar, no en todas las circunstancias se trata de un modelo viable económicamente. “La introducción del gas natural bajo el esquema de ‘gasoducto virtual’ se queda asegurada cuando el precio del gas, incluyendo precio en la entrada (boca pozo), más el transporte hasta la planta de licuefacción del gas natural, el costo de transporte modal y la tarifa de distribución, es menor que el precio del energético substituible. Es decir, es necesario evaluar en cada caso, en particular el mercado que será aprovisionado para saber si es factible económicamente desarrollar el proyecto bajo este esquema”, sostiene Orlando Rubiano.

VENTAJAS DEL ESQUEMA DE ‘GASODUCTO VIRTUAL’: • Aumento de la cobertura de acción en el suministro de gas natural a nuevos mercados –tanto industriales, como residenciales y vehiculares– antes no atendidos. • Mejora de la calidad de vida de los nuevos usuarios. Desde el punto de vista social, la llegada del gas natural genera bienestar y comodidad a los diferentes sectores de la población, sea esta residencial, comercial o industrial, que antes carecían de este servicio y utilizaban otras fuentes más costosas, peligrosas y dañinas para el medioambiente. • Es la mejor alternativa inicial para atender mercados de bajo volumen y que por su difícil ubicación no tienen posibilidad de conectarse a una red de gasoductos; esto debido a lo elevada que resultaría esta inversión. • Los equipos utilizados en este esquema de gasoducto pueden ser reutilizados en otras regiones, es decir, son activos fijos portables. • Sustituye diésel, gasolina y gas licuado de petróleo -GLP- por una fuente primaria de más bajo costo y menor emisión en los niveles de contaminación.

Redes de gasoductos Pequeños Consumidores

Grandes Consumidores Gasoducto

Planta de licuefacción

Transporte (tanque criogénico) GNV Almacenamiento y Estación de regasificación

Proceso de transporte bajo el esquema de ‘gasoducto virtual’ con GNL. Fuente gráfica: http://larevistadelgasnatural.osinerg.gob.pe/articulos_ recientes/files/archivos/29.pdf

SISTEMAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL El Gas Natural se transporta por medio de ductos para consumo domiciliario, industrial o vehicular, o en centrales termoeléctricas para la generación de energía. Sin embargo, en algunas ocasiones, por temas de distancia y costo, se utilizan otras formas de transporte, conocidas como gasoductos virtuales. Los buques metaneros se usan cuando las distancias son bastante amplias entre el punto de producción y el de consumo, y se utilizan más dentro del esquema de exportación, ya que la construcción de un gasoducto entre países distantes sería muy costosa. Estos buques metaneros cuentan con tanques especialmente acondicionados para mantener el GNL a la temperatura requerida y transportarlo de manera segura. Un buque puede transportar hasta 170 000 metros cúbicos de GNL. También se utilizan camiones especialmente acondicionados para el

transporte del gas. Existen diversas tecnologías desarrolladas que permiten abastecer lugares cuya demanda resulta pequeña y no justifica económicamente la construcción de un gasoducto. La ruta del camión es lo que llamamos Gasoducto Virtual. Pueden transportar Gas Natural Comprimido -GNC- o Gas Natural Licuado -GNL-. Debido a su mayor reducción de volumen frente al GNC, esta opción transporta un mayor volumen hacia puntos distantes. No obstante, para su posterior uso y distribución final como Gas Natural, a través de una estación de servicio (GNV) o de una red de distribución, es necesario contar con plantas de regasificación en las zonas de destino. Como observamos, el dinamismo en el consumo de un producto no solo depende de un precio competitivo en comparación con sus otras alternativas, sino también de mejorar sus accesos y canales de distribución.

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ENERGÍA

DIEZ PASOS

PARA EL AHORRO SOSTENIBLE DE ENERGÍA EN UNA PEQUEÑA Y MEDIANA EMPRESA (PYME) INTRODUCCIÓN Existen muchas maneras de enfrentar un programa de ahorro de energía, pero las gerencias de muchas PYMES piensan que su ejecución exige una inversión inicial para ampliar o sostener su mercado o su producción. Esta opinión puede ser cierta si se mira el ahorro de energía como sustitución o modernización de tecnologías de servicios y productivas por otras más eficientes. Sin embargo, hay otro enfoque de reducir costos energéticos, no menos impactante en los costos de producción de la empresa y que no requiere inversión en tecnología, sino en conocimiento y procedimientos de planificación y control. Esta vía permite obtener resultados similares al cambio tecnológico, pero en un lapso algo mayor. Significa recuperar bajos y medios

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potenciales de ahorro y sostenerlos durante un periodo tal que la multiplicación del ahorro obtenido por el tiempo se constituye en un capital importante para la empresa. Este camino tiene, además, la ventaja de que se convierte en cultura operativa de la organización, la cual puede ser trasladada al ahorro de otros recursos como agua, materias primas, subproductos, etc. A continuación se exponen los diez principales pasos que se consideran aplicables en esta segunda vía en una PYME. Difiere de las recomendaciones habituales en que no se requiere inversión para su aplicación, más que una parte razonable del presupuesto ya destinado a mantenimiento, capacitación del personal y la inclusión de algunas tareas nuevas en los cargos con que cuenta la empresa. Con su implementación se asegura una reducción de sus consumos y costos.

Fotos: 123RF

Autor: Ph.D. Juan Carlos Campos Avella

DESARROLLO DIEZ PASOS PARA EL AHORRO DE ENERGÍA EN LAS PYMES Evaluar cuándo, cómo y dónde utiliza la energía. 2. Aprovechar las oportunidades que le brindan la legislación y el entorno. 3. Evaluar la eficiencia en el uso de la energía. 4. Planear la producción a ratas de bajos índices de consumo. 5. Elaborar un presupuesto de energía apropiado. 6. Hacer seguimiento efectivo del presupuesto de energía. 7. Establecer metas sustentadas de reducción de costos. 8. Hacer seguimiento efectivo para el cumplimiento de las metas en los Usos Significativos de la Energía -USE-. 9. Identificar y controlar las variables que impactan el consumo. 10. Identificar y proyectar mejoras tecnológicas.

Energía Eléctrica 2 342 000 KWh/mes

Energía Térmica 242 573 MMbtu/mes

1.

Bombeo 72%

Generación de vapor 31%

Generación de vapor 9% Tratamiento de agua 5% Aire comprimido 14%

Distribución de vapor 5%

Líneas de producción 64%

Balance de energía en la empresa

Figura 1. Balance general de energéticos.

DESCRIPCIÓN DE LOS DIEZ PASOS 1. EVALUAR CUÁNDO, CÓMO Y DÓNDE UTILIZA LA ENERGÍA Realice un balance general de energéticos: partiendo de los energéticos primarios hasta el uso final, identifique cuánto le cuesta cada uno de ellos mensualmente y cuánto representan esos costos en los de producción. Un error común en la realización de este tipo de balances en las empresas es que se asigna mal el uso final de la energía. En la Figura 1 se debe tener en cuenta que el consumo que se debe asignar a cada área de uso final es la energía que gasta, no la que ingresa al área. Ejemplo: a los generadores de vapor en este diagrama entra 100% de la energía térmica, pero en ellos se gasta solo 31% para vencer las pérdidas, el resto se transforma en energía útil del vapor que pasa al sistema de distribución. A este entra 69% de la energía térmica, pero en él se pierde por transferencia de calor al medio solo 5%, el resto pasa al proceso siguiente donde sí se usa en su totalidad. De esta forma se sabe dónde se usa realmente la energía y dónde existe el mayor potencial de reducción de su uso.

Identifique cuáles son los USE de su empresa: elabore un diagrama de Pareto por tipo de energético, de consumos estimados de procesos y de equipos; identifique qué equipos y qué procesos consumen más energía y trate de llegar a 20% de estos que consumen cerca de 80% de la energía. En el Gráfico 1 se observa que en dos procesos que representan 33,3% del total se concentra 86% del consumo de energía, por tanto estos serán los USE y cualquier variación en el consumo que se produzca será por motivos de variaciones en estos dos procesos. También se puede tomar la decisión de incluir un tercer proceso y ampliar a tres la cantidad de USE, sobre los cuales se trabajará prioritariamente. En este caso, sería sobre 50% de los procesos o equipos para controlar 95% del consumo de energía. Todo depende de los recursos que se puedan destinar posteriormente al control del desempeño energético en los usos significativos identificados.

2. APROVECHE LAS OPORTUNIDADES QUE LE BRINDAN LA LEGISLACIÓN Y EL ENTORNO • Revise en su factura energética: sector de consumo; cargos; tipo de usuario; factor de pérdidas; valores de corrección del equipo de

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ENERGÍA

Gasto de energía eléctrica a nivel de empresa, KWh/mes

100

100

95

86

1 500 000

72

80

2 000 000

60

1 000 000

40

500 000

20 0

0

Bombeo

Aire comprimido

Generación de vapor

Gasto de energía eléctrica KWh/mes

Gasto de energía KWh/mes

%acumulado del gasto de energía

120

Tratamiento de agua Porcentaje de gasto del total

Gráfico 1. Diagrama de Pareto del uso de la energía.

•

•

•

•

•

medición. Si paga penalidad por consumo de energía reactiva: efectúe una autofacturación y verifique la facturación que recibe; defina cuál es la tarifa horaria de consumo que más le conviene pagar; prepare una base de datos de sus consumos hora a hora y día a día; identifique horas y días que más consume, asócielos con los eventos y revise si puede evitar estos o desplazarlos de la mayor tarifa horaria. Revise si ya solicitó la deducción de la contribución de gas y de energía eléctrica en la facturación (Decreto 0654 de 2013 y Decreto 2915 de 2011). Revise si los activos de transformación son suyos o compartidos para solicitar la tarifa adecuada (Resolución 097/2008 CREG). Evalúe si puede cambiarse a un rango de consumo más económico de energía eléctrica o de gas natural. Evalúe si le es posible cambiar de nivel de tensión (nivel 1 a nivel 2) con el objeto de mejorar su calidad de energía y bajar el costo de la tarifa. Aplique incentivos tributarios vigentes para

Evalúe la posibilidad de acceder a incentivos tributarios por la inversión en fuentes no convencionales de energía y gestión eficiente de la energía. 38

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realizar inversiones en aprovechamiento de calor residual o cambio de motores convencionales a motores de alta eficiencia (Ej. Resolución MADS - MME 186 de 2012 - Resolución UPME 563 de 2012). Evalúe la posibilidad de acceder a incentivos tributarios por la inversión en fuentes no convencionales de energía y gestión eficiente de la energía (Ej. Ley 1715 de 2014). • Participe en programas gratuitos o subsidiados de eficiencia energética.

3. EVALÚE SU EFICIENCIA EN EL USO DE LA ENERGÍA Gran parte de las empresas que evalúan su desempeño energético lo hacen mediante uno o varios de los siguientes métodos: • Comparación mensual de los consumos absolutos de energía. • Comparación mensual de sus costos energéticos. • Comparación mensual de sus índices de consumo de energía (energía/unidad de producción). Ninguna de estas formas de evaluación indica cómo ha sido la eficiencia en el uso de la energía, a no ser que coincida, en los meses que se compara, que la producción haya sido exactamente la misma. Esto se

debe a la influencia del factor de carga en el consumo de energía, el cual indica que el consumo total de energía de una empresa, un proceso o un equipo está compuesto de dos tipos de consumo: fijo y variable. El fijo es la energía necesaria a utilizar que no depende de la cantidad producida. Ej. Iluminación, ventilación, trabajo en vacío de motores eléctricos, arranque de equipos, pérdidas energéticas, etc. El variable es el que depende de la producción realizada, es decir, para producir una tonelada en un tipo de proceso dado, se requiere una cantidad de energía, que casi siempre es constante y que será mayor en la medida en que se produzcan más unidades. Toda empresa, todo proceso o todo equipo tiene una capacidad de producción instalada y no siempre se trabaja a 100%. El consumo fijo de energía es prácticamente independiente del aprovechamiento de la capacidad instalada en la mayoría de los procesos y equipos, mientras que la energía variable sí depende de ello. Mientras mayor es el factor de carga (cantidad de producto elaborado/capacidad instalada de producción) mejor se aprovecha la cantidad de energía fija y viceversa. La cantidad de energía por unidad de producto será:

Un error común en la realización de este tipo de balances en las empresas es que se asigna mal el uso final de la energía.

consiste el impacto de la cantidad de unidades producidas en el índice de consumo de energía. Si se presentan dos meses en los que la cantidad de unidades producidas es diferente y se comparan en cuanto a índice de consumo, no se puede deducir que el que tiene el menor fue de mayor eficiencia. Únicamente podría ser posible, si ese mes fue de menor producción; de lo contrario, no se sabría si lo que bajó el índice de consumo fue el mayor nivel de producción o el mejor uso de la energía. La forma adecuada de medir la eficiencia en el uso de la energía, no es comparando los resultados de un mes con respecto a otro, sino el resultado del consumo de un mes en relación con lo que en ese periodo se debería haber consumido para las unidades reales de producción. Eso solo se puede hacer si existe una línea base de consumo que permita saber cuánto se debería haber consumido en ese mes. Para evaluar adecuadamente la eficiencia con que la empresa usa la energía es necesario elaborar la línea de base de consumo y determinar para el mes el indicador:

IDE=ELB * 100/Ereal IDE: indicador de desempeño energético ELB: consumo según línea base Ereal: consumo real medido

E/P = E fijo/P + E variable (P)/P E variable (P): indica que esta energía depende de la cantidad de unidades de producción elaboradas. E fijo: se refiere a la energía que no depende de la cantidad de unidades de producción ejecutadas. Como se aprecia en la ecuación anterior, E/P será menor en la medida que P sea mayor y en esto

Para la línea base recomendamos utilizar el documento “Implementación de un Sistema de Gestión de la Energía. Guía con Base en la Norma ISO 50.001” .

Línea base 2007 GJ de gas /mes

150 000

y=3,3272x + 4784,8 R2 = 0,71

100 000 50 000 0 0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

Toneladas producidas mes Gráfico 2. Línea base de consumo de energía.

39

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ENERGÍA

Indicador de desempeño ELB*100/Ereal

Desempeño energético años 2008 y 2009 respecto a 2007 130 110 90 70 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 08 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 e- eb- ar- br- ay- un- jul- go- ep- ct- ov- ic- ne- eb- ar- br- ay- un- jul- go- ep- ct- ov- icj d e j d f m a m o n f m a m o n s a a s

en

Meses años 2008 y 2009 Gráfico 3. Comportamiento del índice de desempeño energético mensual.

Variación del Índice de Consumo VS. Producción IC= 1,1 + 3670,39/P (KWh/BCM) índice de consumo (KWh/BCM)

15,0 12,5

10,0 7,5 5,0 2,5 0,0 2 500

5 000

7 500

10 000

12 500

15 000

17 500 20 000 22 500 25 000

Producción (BCM/Turno) Índice de consumo real

Índice de consumo promedio

Nivel de producción de máxima eficiencia

Gráfico 4. Comportamiento del índice de consumo energético de un proceso de remoción de estéril en palas eléctricas.

4. PLANEE SU PRODUCCIÓN A RATAS DE BAJOS ÍNDICES DE CONSUMO En la práctica cotidiana de producción se nota que cuando la producción mensual aumenta el índice de consumo (cantidad de energía/unidad producida) aparentemente ‘baja solo’, ¿por qué? Ya se señaló que el índice de consumo tiene un componente fijo y uno variable. Este último reduce su valor con el incremento de la producción y el fijo no. Para un proceso de remoción de estéril en una mina, se obtuvo la siguiente expresión de comportamiento del índice de consumo:

IC = 1,1 KWh/BCM + 3670,4/P KWh/BCM

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BCM: metros cúbicos de material Trabajar con producciones superiores a 12 500 BCM/turno garantiza índices de 1KWh/BCM, por debajo se puede llegar hasta 12,5 veces más (Gráfico 4) Para lograr esto se propone: • Elabore su gráfico de IC vs. P • Identifique la producción mensual mínima donde el IC es bajo y casi constante • Determine la rata de producción horaria correspondiente. Rata = P mes/horas trabajo mes • Planee sus procesos a esa rata como mínimo

5. ELABORE UN PRESUPUESTO DE ENERGÍA APROPIADO Para la elaboración del presupuesto de energía, generalmente las empresas utilizan el siguiente método que ya es convencional: • Cálculo del valor promedio del índice de consumo del año anterior al que se va a presupuestar (Tabla 1): 1102 KWh/t • Determinación del valor planificado de la producción anual para el año a presupuestar (año 2007 en Tabla 2 ): 9 600 000 t/año • Cálculo del valor de consumo planificado para el año a presupuestar como: 1102 KWh/t * 9 600 000 t = 10 579 200 KWh/año • Estimación de la tarifa de energía del año a presupuestar teniendo en cuenta su indexación: tarifa 210 pesos/KWh • Conversión a pesos del consumo de energía presupuestado: 10 579 200 KWh/ año * 210 $/KWh = 2 221 632 000 $/año • Si es necesario, aumento o disminución de este valor por cambios organizativos o tecnológicos, como nuevas líneas de producción o cambios en referencias productivas al mercado, etc. El inconveniente de este método es que no se ha tenido en cuenta que si la producción planificada no es igual a la ejecutada en el año previo al que se está presupuestando, no es posible usar el valor del índice de consumo del año anterior para presupuestar el siguiente, ya que existirá un error importante en el presupuesto elaborado. El método adecuado para preparar el presupuesto es teniendo en cuenta la línea base del año previo al que se va a presupuestar: Utilizando la ecuación de la línea base E = 0,894 + P + 16 459 KWh/mes y teniendo la producción planificada para el año a presupuestar (dato que se puede obtener del área de producción de la empresa), se sustituye mes a mes el valor de producción en la ecuación de la línea base y se determina el consumo mensual presupuestado.

1 100 000 1 000 000 900 000

E = 0,894* P + 16459 R2 = 0,871

800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 400 000

500 000

600 000

700 000

Series1

800 000

900 000

1 000 000

Lineal (Series1)

Gráfico 5. Línea base del año anterior a presupuestar.

Mes

t/mes

KWh/mes

ene

496 706

643 362

feb

843 568

905 671

mar

889 527

971 228

abr

807 684

856 493

may

834 974

962 137

jun

879 615

933 272

jul

779 113

930 917

ago

924 024

999 920

sep

905 387

946 412

oct

883 941

930 052

nov

891 652

989 000

dic

653 102

661 146

Tabla 1. Datos del año anterior a presupuestar.

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ENERGÍA Luego, considerando la tarifa de energía mensual estimada, se convierte el consumo en pesos y sumando todos los costos estimados mensuales de energía se determina el presupuesto anual en costos de energía. (Tabla 2) El error de elaborar el presupuesto según el método convencional puede superar 20% del valor presupuestado, como ocurre en este caso.

Mes

t/mes

KWh/mes

Ene

487 101

451 927

Feb

827 256

756 026

Mar

872 326

796 318

Abr

792 066

724 566

May

818 828

748 491

Jun

862 606

787 629

Jul

764 047

699 517

Ago

906 156

826 562

Sep

887 879

810 223

Oct

866 848

791 421

Nov

874 410

798 182

Dic

640 477

589 045

9 600 000

8 779 908

Total

Línea base: E = m*P + E0

Tabla 2. Presupuesto estimado de consumo de energía. Diferencia respecto al método convencional $2 221 632 000 - $1 843 780 680 = $ 377 851 320/año

20,4 Error

Et1 Línea base

E1 6. HAGA SEGUIMIENTO EFECTIVO DEL PRESUPUESTO DE ENERGÍA El seguimiento del presupuesto de energía en las empresas muchas veces es formal y no aporta valor a la mejora del desempeño energético. Esto se debe a que al elaborar el presupuesto por el método convencional no existe posibilidad de conocer cuánto de la desviación del correspondiente a energía se causó por cambios en la producción real, respecto a la planificada y cuánto por un cambio en la eficiencia del uso de la energía. Caso contrario sucede, si se prepara el presupuesto de energía tomando como referencia la línea base, siendo posible identificar cuánto

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Ep

Presupuestado

Pp

P1

Real

P

Gráfico 6. Desviación del consumo de energía y producción presupuestada y real.

del cambio en el consumo de energía real con respecto al presupuestado se debe a variaciones de la producción y cuánto a variaciones de la eficiencia en el uso de la energía.

El Gráfico muestra un valor presupuestado P de producción y su valor presupuestado Ep de energía según la línea base, para un mes cualquiera. También el valor real P1 producido en ese mes y el valor real E1 consumido en ese mes. Puede apreciarse que el valor Ep y E1 no coinciden, pero esto se debe a dos motivos: el cambio de la producción ejecutada respecto a la planificada y el cambio en la eficiencia del uso de la energía.

Un seguimiento del presupuesto que aporta valor al desempeño energético es aquel que permite determinar cuándo hubo fallos en la eficiencia del uso de la energía para identificar sus causas y corregirlas. La desviación del valor presupuestado de la energía con respecto al real se determina así:

E1- Ep = (Et1-Ep) - (Et1 - E1) Et1: consumo de energía de la producción ejecutada P1, según línea base

E1 - Ep = (m * P1 + Eo - m*Pp - Eo) + (E1–Et1) E1 - Ep = m*(P1 - Pp) + (E1 - Et1) Variación total del consumo = Variación del consumo por producción + variación del consumo por eficiencia

M * (P1 - Pp): variación del consumo por producción (E1 - Et1 ): variación del consumo por eficiencia Es así como, conociendo la ecuación de la línea base con la cual se elaboró el presupuesto de consumo de la energía, es posible determinar cuánto de la variación del consumo real respecto al presupuestado se debió a variaciones de la producción real respecto a la presupuestada y cuánto a variaciones de la eficiencia, es decir, a la variación del consumo de energía real con respecto al consumo de energía según la línea base para la producción real. Un seguimiento del presupuesto que aporta valor al desempeño energético es aquel que permite determinar cuándo hubo fallos en la eficiencia del uso de la energía para identificar sus causas y corregirlas, tal como se muestra en las tablas 3 y 4.

Meses 2012

t/mes

KWh/mes

t/mes presupuestadas

presupuestados

reales

KWh/mes reales

KWh/mes LB

Ene

487 101

451 927

503 457

438 007,59

466 549,558

Feb

827 256

756 026

768 905

692 014,5

703 860,07

Mar

872 326

796 318

967 542

677 279,4

881 441,548

Abr

792 066

724 566

654 321

647 777,79

601 421,974

May

818 828

748 491

820 091

713 479,17

749 620,354

Jun

862 606

787 629

876 543

859 012,14

800 088,442

Jul

764 047

699 517

765 000

699 975

700 369

Ago

906 156

826 562

1 000 123

820 100,86

910 568,962

Sep

887 879

810 223

873 456

847 252,32

797 328,664

Oct

866 848

791 421

678 904

590 646,48

623 399,176

Nov

874 410

798 182

894 410

787 080,8

816 061,54

Dic

640 477

589 045

678 904

611 013,6

623 399,176

Tabla 3. Registro de valores presupuestados y reales mensuales de consumo de energía y producción ejecutada.

KWh/mes Variación por producción

KWh/mes Variación por eficiencia

KWh/mes Variación total

14 622,264

-28 541,968

-13 919,704

produjo más, consumió menos y fue más eficiente

-52 165,794

-11 845,57

-64 011,364

produjo menos, consumió menos y fue más eficiente

-85 123,104

-204 162,148

-119 039,044

produjo más, consumió menos y fue más eficiente

-123 144,03

46 355,816

-76 788,214

produjo menos, consumió menos y fue menos eficiente

1 129,122

-36 141,184

-35 012,062

produjo más, consumió menos y fue más eficiente

12 459,678

58 923,698

71 383,376

produjo más, consumió menos y fue menos eficiente

851,982

-394

457,982

produjo más, consumió más y fue más eficiente

84 006,498

-90 468,102

-6461,604

produjo más, consumió menos y fue más eficiente

-12 894,162

49 923,656

37 029,494

produjo menos, consumió más y fue menos eficiente

-168 021,936

-32 752,696

-200 774,632

produjo menos, consumió menos y fue más eficiente

17 880

-28 980,74

-11 100,74

produjo más, consumió menos y fue más eficiente

34 353,738

-12 385,576

21 968,162

?

Observaciones

Tabla 4. Registro de análisis de la desviación del presupuesto de consumo de energía mes a mes.

En la Tabla 4 se dejó un signo de interrogación en el último mes para que usted mismo pueda concluir la observación que corresponde (debe ser un comportamiento similar al mes de julio).

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ENERGÍA 7. ESTABLEZCA METAS SUSTENTADAS DE REDUCCIÓN DE COSTOS Las metas de reducción de consumos energéticos en las empresas habitualmente tienen su soporte en los cambios tecnológicos que serán efectuados para mejorar la eficiencia energética de equipos o líneas de producción, o también en el resultado esperado de programas o servicios específicos de reducción de fugas o corrección de aislamientos, afinamientos de sistemas de control, etc., en las que se estima un impacto que se planifica como meta de reducción de consumo. Sin embargo, si se analizara con más detenimiento la variabilidad del consumo energético, en relación con la producción ejecutada a nivel de empresa, proceso o equipo, se estaría en capacidad de advertir que en muchas ocasiones para un mismo valor de la producción realizada en un mismo equipo o proceso y con los mismos operadores, se pueden tener consumos de energía muy diferentes. La pregunta clave es: ¿a qué se debe esto? Una respuesta posible es que existen parámetros operacionales y del estado técnico de los equipos de mayor uso de energía del proceso que pueden variar, a pesar de que la cantidad producida sea la misma. Ejemplos de esto pueden ser, entre otros: el nivel de suciedad de filtros, los tiempos de arranque, los tiempos de cambio de producto, la calidad de la energía eléctrica, la composición de la materia prima. Estos cambios no afectarán la cantidad de producto elaborado, pero sí el consumo de energía. Veamos un equipo como un generador de vapor. Se puede entregar una cantidad de vapor al proceso en condiciones operativas óptimas como: excelente relación aire/combustible; alta temperatura de agua de alimentación; régimen de purgas adecuado y tubos de caldera limpios. Pero también se puede suministrar la misma cantidad de vapor en condiciones de: relación aire/combustible alta; baja temperatura de agua de alimentación; régimen de purga en exceso y tubos de caldera sucios. Lo que sucederá en este segundo caso es que la cantidad de combustible consumido en la caldera, para poder entregar la misma cantidad de vapor, será mucho mayor que en el primero. En el caso antes expuesto la meta trazada puede ser bajar el consumo de energía del

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El seguimiento del presupuesto de energía en las empresas muchas veces es formal y no aporta valor a la mejora del desempeño energético.

generador de vapor al consumo alcanzado en el primer caso y esto solo se logra tratando de operar siempre como se hizo en este. Significa tener un criterio del valor en que se deben mantener la relación aire/combustible; la temperatura de agua de alimentación; el régimen de purgas y de la frecuencia de limpieza de los tubos de la caldera. El planteamiento de esta meta no requiere de nuevas inversiones ni programas de fugas o aislamientos térmicos, únicamente de la estandarización de criterios operacionales y de mantenimiento. Se pueden conocer las metas alcanzables por este concepto, aplicando el método que se expone a continuación: • Establezca la línea base de consumo de la empresa, el proceso o el equipo, donde se establecerá la meta. • Obtenga la ecuación de la línea base (mediante el gráfico de correlación de la línea base y su línea de tendencia). • Trace otra línea de tendencia solo con los puntos operacionales que se encuentran gráficamente por debajo de la línea base y obtenga la ecuación que la representa. Esta será la línea meta de consumo, ya que fue elaborada con los puntos del gráfico que corresponden a operaciones cuyos consumos estuvieron por debajo de la línea base. Nota: ambas ecuaciones tendrán un término

Línea base consumo de energía eléctrica 140 000

Ebase = 0,4259P + 19 961 R2 = 0,8567 Eo = 27,27%

Consumo EE (KWh/día)

120 000 100 000 80 000 60 000 40 000

Etarget = 0,4028P + 15 461 R2 = 0,9054 Eo = 21,16%

20 000 0 0

50 000

100 000

150 000

200 000

250 000

Producción (t/día) Línea base

Línea target

Lineal (línea base)

Lineal (línea target)

Gráfico 7. Línea base y línea meta de consumo de energía.

independiente o una constante, que representa la parte de la energía consumida que no depende de la producción ejecutada. Este es el consumo de energía fijo para todos los puntos operativos y para los puntos operativos del gráfico que tienen consumo por debajo de la línea base. • Reste al valor del consumo fijo de la línea base el valor del consumo fijo de la línea meta. El resultado será el ahorro posible a alcanzar por reducción de la variabilidad del consumo de energía, para iguales niveles de producción. Para lograr este ahorro solo tiene que identificar las variables sobre las cuales se van a establecer criterios operacionales, a fin de que todos los puntos operacionales se mantengan siempre por debajo de la línea base. En el Gráfico 7 se observa que las ecuaciones de la línea base y la línea meta son:

Línea base: E = 0,4259 * P + 19 961 KWh/día Línea meta: 0,4028 * P + 15 461 KWh/día El potencial de ahorro es: 19 961 - 15 461 = 4500 KWh/día, que representa 6,54% del consumo promedio diario de ese proceso.

8. HAGA SEGUIMIENTO EFECTIVO PARA EL CUMPLIMIENTO DE LAS METAS EN LOS USOS SIGNIFICATIVOS DE LA ENERGÍA -USEEste paso no solo consiste en medir y registrar al final de un periodo el valor consumido real y compararlo con el consumo anterior al establecimiento de la meta, sino que también significa poder monitorear el comportamiento hora a hora o día a día del desempeño energético, para que al final del mes o del lapso de evaluación establecido, no sorprenda el no cumplimiento de la meta. El método que se explica a continuación permite monitorear, tanto el comportamiento del cumplimiento de las metas, como la identificación de la causa que puede provocar ese incumplimiento, en el preciso momento que esta se presenta; cuánto cuesta en energía la aparición de esa causa y cuándo desaparece o se mitiga. Este método se denomina Gráfico de tendencia del desempeño energético, el cual requiere para su elaboración haber realizado una línea de base de consumo de energía a nivel de empresa, proceso o equipo, según aplique. La línea se hace siempre de un periodo anterior al que se está evaluando el desempeño energético, pues precisamente sirve de referencia para conocer si este se está mejorando o empeorando.

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ENERGÍA La secuencia del método es la siguiente: • Elabore la línea de base diaria u horaria de consumo para el periodo base. • Registre para el periodo actual el consumo de energía (Ereal) y la producción asociada (Preal), diario u horario. • Determine el consumo que hubiera existido en el periodo base: ELB = m * Preal + Eo. • Determine la desviación del consumo real comparativamente con el consumo de la línea base: Ereal - ELB. • Halle la suma acumulada de las desviaciones de cada día o cada hora: Sum (Ereal - ELB) desde el día 1 hasta el día 30 del mes, o desde la hora 1 hasta las horas totales de trabajo mensual. • Elabore el gráfico de tendencia (cada día u hora del mes registre el valor de la suma acumulada de las desviaciones). Periodo a evaluar

Ereal

Preal

ELB = m * Preal + Eo

Suma [(Ereal - ELB)i + (Ereal-ELB)i-1]

Ereal - ELB

Tabla 5. Formato de registro de datos para elaboración de la tendencia del desempeño energético. A continuación se presenta un ejemplo de evaluación mensual. La línea base de este proceso fue de E= 0,706 * P + 140 794 KWh/mes y fue determinada con los datos de consumo y producción de cada uno de los 12 meses anteriores al periodo de evaluación que se muestra en la Tabla 6.

Periodo evaluado Meses

Preal t/mes

Ereal KWh/mes

ELB KWh/mes

Ene

503 457

438 007,59

496 234,642

-58 227,052

-58 227,052

Feb

768 905

692 014,5

683 640,93

8 373,57

-49 853,482

Mar

967 542

677 279,4

823 878,652

-146 599,252

-196 452,734

Abr

654 321

647 777,79

602 744,626

45 033,164

-151 419,57

May

820 091

713 479,17

719 778,246

-6 299,076

-157 718,646

Jun

876 543

859 012,14

759 633,358

99 378,782

-58 339,864

Jul

765 000

699 975

680 884

19 091

-39 248,864

Ago

1 000 123

820 100,86

846 880,838

-26 779,978

-66 028,842

Sep

873 456

847 252,32

757 453,936

89 798,384

23 769,542

Ereal-ELB KWh/mes

Suma [(Ereal-ELB)i + (Ereal-ELB)i-1] KWh

Tabla 6. Registro de datos para elaborar gráfico de desempeño energético.

Las sumas acumulativas de las diferencias Ereal - ELB de cada mes se indican en el Gráfico 8.

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Tendencia del desempeño energético 50 000

KWh consumidos acumulados respecto a la línea base

0 -50 000

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

-100 000 -150 000 -200 000 -250 000 -300 000 -350 000

-400 000 Gráfico 8. Seguimiento del desempeño energético mensual.

En el Gráfico 8 se observa que: • En enero se consumieron 58 227 KWh menos que la línea base establecida; no obstante, por un mal uso de la energía en el mes de febrero, este resultado se disminuyó, ya que en este mes se sobreconsumieron 8373 KWh/mes con respecto a la línea base. • En marzo, a causa de un buen desempeño energético, se redujo en 196 453 KWh el consumo acumulado de los meses de enero, febrero y marzo con respecto a la línea base. • En abril se produjo el peor desempeño energético de todos los meses; se debería haber obtenido un ahorro acumulado respecto a la línea base cercano a los 350 000 KWh, pero solo fue de 151 419 KWh. Este comportamiento se debió a que en abril se produjo un desahorro de 45 033 KWh/mes respecto a la línea base. • En mayo se produjo una mejora en el desempeño energético de 6299 KWh/mes respecto a la línea base, lo que incrementó el ahorro acumulado hasta febrero, llegando a los 157 718 KWh. • En junio se produjo un mal desempeño energético, ya que se debería haber mejorado el ahorro acumulado en

aproximadamente 170 000 KWh y solo fue de 58 339 KWh. Esto a causa de que con respecto a la línea de base junio consumió 99 378 KWh/mes de más. • Al final del periodo de evaluación (septiembre), se sobreconsumió en energía 23 769 KWh con respecto a la línea base, a pesar de existir meses, como marzo, en el que se mejoró el consumo con respecto a la línea de base en 146 399 KWh. ¿Qué hubiera ocurrido si se hubiera sostenido el desempeño energético del mes de marzo durante todo el periodo hasta el mes de septiembre? El ahorro hubiera sido alrededor de 1 076 046 KWh. El gráfico de tendencia permite identificar qué cambios operacionales, de mantenimiento o eventos pueden provocar los cambios de desempeño y cuánto realmente nos cuestan, establecer criterios para mantenerlos bajo control y compartir estos con operadores y personal de mantenimiento involucrados en el proceso. Con la lectura periódica de este gráfico y el control de los criterios se consiguen las metas.

Las metas de reducción de consumos energéticos en las empresas habitualmente tienen su soporte en los cambios tecnológicos. 47

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ENERGÍA Registro control operacional generador de vapor

Tipo de combustible

Caldera número

Caldera tipo

Año fabricación

BHP

Mes

Semana

Presión de trabajo

Chequeo diario

GN

2

Acoutubular

1989

600

enero

2

150 psig

Actividad/ Operación

Parámetro estándar

Turnos

Criterio

Posible causa desviación

Medición a alto fuego de las temperaturas de gases y de vapor. Restar temperatura de gases de la temperatura de vapor Análisis de sólidos totales en agua interior de caldera

50 °C

Parámetro real

1 2

45-60°C

3 3500 ppm

1 2

Suciedad de tubos de caldera; exceso de aire de combustión

Inadecuado régimen de 2500-3500 purgas ppm

Posible acción Ajuste de combustión; limpieza de tubos de caldera

Ajuste régimen de purgas

3 Análisis de la composición de CO en gases de escape

< 150 ppm

1 2

0-150 ppm

Inadecuado exceso de aire

Ajuste exceso de aire

Cambios demanda de vapor

Regulación presión de modulación

3 Presión de trabajo psig

150 psig

1 2

148-151 psig

3

Tabla 7. Formato de registro para el control operacional de variables que impactan el consumo de energía en un uso significativo de energía.

9. IDENTIFIQUE Y CONTROLE LAS VARIABLES QUE IMPACTAN EL CONSUMO Las variables que impactan el consumo de energía de una empresa, un proceso o un equipo son aquellas que mueven el consumo de energía de los USE. Aplicando el método del gráfico de tendencia del desempeño energético en estos usos significativos, con un periodo adecuado (horario o diario) de observación y registro de los cambios operacionales, de mantenimiento o eventos, es posible establecer las variables operacionales que producen cambios en el consumo energético de estos equipos y por tanto a nivel de empresa. Una vez conseguidas las variables de impacto es necesario discriminar cuáles de estas tienen posibilidad de control y cuáles no. A las primeras se les establecen criterios de operación, que son reglas operacionales o valores límites superiores e inferiores, entre los cuales el desempeño energético no se afecta significativamente. Ejemplos de variables que impactan el consumo en líneas de producción o procesos

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pueden ser: tiempos perdidos, tiempos de cambios de productos, tiempos de arranque de equipos, tiempos de trabajo en vacío, bajos factores de carga, cantidad de rechazos, cantidad de reprocesos, uso de equipos menos eficientes, interacción del área de servicios con la de producción para coordinación de demandas. En aquellos equipos de servicio energético, que son USE, las variables que impactan el consumo están relacionadas con las mismas que provocan la ineficiencia energética, por ejemplo en bombas, los regímenes de trabajo fuera de su zona óptima de operación; en compresores, la alta temperatura de succión del aire, las fugas de aire en el sistema, el tipo de regulación de régimen de trabajo del compresor; en calderas, el régimen de purgas, la temperatura de gases de combustión, la relación aire combustible, etc. Un ejemplo de establecimiento de un procedimiento operacional para el control de estas variables en un uso significativo de energía de una empresa, es el que se muestra en la siguiente tabla para el caso de un generador de vapor.

Una línea de base de consumo de energía se hace siempre de un periodo anterior al que se está evaluando el desempeño energético.

10. IDENTIFIQUE Y PROYECTE MEJORAS TECNOLÓGICAS La identificación de estas mejoras se hace a partir de un diagnóstico energético a los USE efectuado generalmente por personal especializado. Las principales fuentes de mejora tecnológica son: • Revisión y ajuste, en caso de ser necesario, de factor de potencia de equipos eléctricos grandes consumidores. • Cambios de sistemas de regulación de flujo por variadores de frecuencia. • Recuperación de calor residual: recuperadores, chiller de absorción, intercambiadores, tanques flash. • Generación en sitio: autogeneración, cogeneración, trigeneración. • Cambio de combustibles (más baratos o más eficientes). • Incremento de nivel de tensión (mejorar calidad de energía y bajar tarifa). • Optimización de trabajo en paralelo de equipos mediante sistemas de control operacional (compresores, chillers, calderas, bombas). • Integración de procesos (calor-frío). • Automatización de procesos (reducción de tiempos perdidos). • Cambio a tecnologías eficientes (motores, quemadores, iluminación, compresores, transformadores eléctricos). • Cambio a dispositivos eficientes (boquillas de alta eficiencia, sensores de presencia, filtros de armónicos, rodamientos, etc.). Toda propuesta de mejora tecnológica debe ir acompañada por una evaluación técnica y económica, las cuales se soportan en cálculos de ingeniería. Mientras más profundo es el cálculo ingenieril menos riesgo en la implementación de la mejora.

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ENERGÍA

El nivel de profundidad del cálculo lo determina el nivel de complejidad de la mejora tecnológica a evaluar y su nivel de inversión. Las fuentes más comunes para identificar mejoras tecnológicas en procesos y equipos son: • Diagnósticos energéticos por firmas consultoras de prestigio. • Propuestas de proveedores de equipos.

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• Propuestas o desarrollos de los fabricantes de la tecnología. • Sugerencias del equipo de especialistas de operación y mantenimiento de la empresa. • Participación en congresos o eventos de eficiencia energética. • Benchmarking tecnológico. • Capacitación del personal de la empresa en eficiencia energética.

CONCLUSIONES • La implementación de estos diez pasos para el incremento del desempeño energético en una pequeña o mediana empresa puede producir ahorros de energía entre 5% y 20%, en un lapso de uno a tres años, con periodos de recuperación de inversión muy bajos, menores de un año. • Solamente la implementación del control operacional en los USE puede producir ahorros entre 2% y 5% del consumo, sin necesidad de realizar inversiones en tecnología. Esto ocurre en aquellos lugares donde no existen criterios operacionales estandarizados, ni registros de parámetros operacionales o de mantenimiento en función del consumo energético. • Gran parte del éxito en la implementación de estos pasos es garantizado por la capacitación del personal involucrado en cada uno, para poder utilizar e interpretar adecuadamente las herramientas propuestas. • Mientras mayor sea el nivel de estratificación de aplicación de esta metodología en los USE de la empresa, mayor será la reducción de costos energéticos y mayor el tiempo de

La identificación de las mejoras se hace a partir de un diagnóstico energético a los USE efectuado generalmente por personal especializado.

sostenibilidad de los mismos. Sin embargo, esto ya requiere invertir en equipos de medición y registro de energía para cada uso significativo identificado. • La PYME puede aplicar esta metodología, primero a nivel de empresa donde cuenta con medición y registro en su frontera comercial y de equipos o procesos que sean USE y que posean medidores de energía. En función de los resultados puede invertir en medición para otros USE e ir ampliando su cobertura de medición para reducir sus costos energéticos.

BIBLIOGRAFÍA RECOMENDADA 1. Implementación de un Sistema de Gestión de la Energía. Guía con Base en la Norma ISO 50.001. Frías Caicedo O., Campos Avella J.C. ISBN 978-958-761-597-5 Primera edición 2013. 2. Manual de Mantenimiento Centrado en la Eficiencia Energética para Sistemas Industriales. Campos Avella, Juan Carlos; Lora Figueroa, Édgar Daniel; Álvarez Garcés, Karen Margarita; Rodríguez Cortina, José Antonio; Díaz Alonso, Leonardo Rafael; Robles Márquez, David Antonio. ISBN 978-958-8123-66-0, 2009.

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SOSTENIBILIDAD

ALIMENTANDO

EL FUTURO DE LOS NIÑOS La Fundación Promigas, en alianza con la Fundación Alpina, desarrolla el proyecto Watta Ka>i: una apuesta por disminuir la desnutrición en La Guajira, aunando esfuerzos de los actores locales en torno a esta situación. El proyecto Watta Ka>i (que en idioma Wayuunaiki significa perdurable en el mañana o en el tiempo) nació en 2014 con el objetivo de disminuir la prevalencia de desnutrición en comunidades indígenas de La Guajira; lo que, unido a la inseguridad alimentaria, ha generado el aumento de la mortalidad en niños menores de cinco años. Para alcanzar este propósito, desde 2013 se inició el intercambio de saberes y experiencias

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con la Fundación Alpina, entidad que ha aportado su conocimiento y su equipo humano para acompañar la formación de la comunidad en aspectos relacionados con la seguridad alimentaria, así como en las buenas prácticas en manejo de hatos y producción de alimentos. Por su parte, la Fundación Promigas ha coordinado la alineación de los servicios de los entes territoriales destinados a mejorar la salud

Supunaa Wachoin Wata Lai: significa camino de nuestros hijos en el futuro. Watta Ka>i: significa perdurable, en el mañana o en el tiempo. y nutrición de la población escolarizada dentro del Proyecto Educativo Comunitario. Igualmente, promueve la formación de maestros y padres para la identificación y atención de casos críticos, instruye a los operadores de los comedores escolares y prepara a veedores para que controlen su gestión. La operación de Watta Ka>i comenzó gracias a un acuerdo de voluntades entre las dos fundaciones, las instituciones educativas, las autoridades indígenas y las organizaciones locales (departamentales y municipales) que tienen una responsabilidad para con la población infantil indígena de esa región. Durante el desarrollo de la iniciativa también se incluye a los actores de la Mesa Intersectorial de Primera Infancia y a los agentes locales institucionales. Actualmente Watta Ka>i se adelanta en tres instituciones educativas: Chispana (Laanchon Mayapo), Waimaral (La Gloria) y Iyoshpa (Nuestra Señora de Fátima); y en seis comunidades: Chispana, Pactalia, Waimaral, Chichitshii, Iyoshpa y Polumatchon. En total, son 615 personas, distribuidas en 97 familias, quienes están siendo beneficiadas por este plan. Sumado a la puesta en marcha de Watta Ka>i, los colaboradores de Promigas, en el Distrito Riohacha, han entendido su papel dentro de la problemática infantil que actualmente afecta a la región; por ende, se han vinculado al proyecto, junto con sus familias, mediante la técnica del ‘Marranito Salvavidas’, la cual consiste en que cada familia adopte un marranito (alcancía de barro) como elemento de ahorro, para que en un tiempo récord se puedan comprar alimentos para un hogar wayuu que, según diagnóstico previo, tenga niños en riesgo de muerte por desnutrición. De la misma forma, los beneficiarios reciben correspondencia y visitas de las familias de estos empleados, además son acompañados en el cumplimiento de la ruta nutricional.

LOS SIGUIENTES SON LOS PRINCIPALES OBJETIVOS DEL PROYECTO: •

•

Primer año de ejecución: diseñar un observatorio familiar e institucional para el cuidado de los niños, que se constituya en eje articulador para la toma de decisiones entre familias, comunidades e instituciones. Segundo año de ejecución: contar con una participación propositiva por parte de las comunidades indígenas en

los espacios de decisión, con miras a que se reoriente la planeación y el desempeño institucional; reconocer la riqueza de las prácticas culturales del pueblo wayuu en torno a la seguridad alimentaria y el cuidado de los niños; conformar un tejido familiar y social como estrategia vital para el cuidado integral de la niñez.

De esta manera, la Fundación Promigas reafirma su compromiso con los niños y jóvenes wayuu, con la esperanza de que día a día la comunidad y los entes territoriales comprendan la importancia, no solo de la salud y la nutrición, sino primordialmente de la educación, para poder erradicar este flagelo de la desnutrición.

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CONOCIMIENTOS PARA EL CUIDADO DE LA VIDA Enmarcada en su compromiso con las comunidades, la Fundación Promigas ha generado conocimientos que contribuyen al desarrollo y la transformación de la sociedad; especialmente del sector educativo. Desde sus inicios, la Fundación Promigas incorporó la investigación como un elemento clave de su cultura institucional, lo cual le ha permitido fortalecer sus capacidades y agregar valor a sus actuaciones sociales. Hoy cuenta con una estrategia de desarrollo de conocimiento que es transversal en su gestión social y que le ha posibilitado consolidar en el tiempo su Grupo de Investigación DE NOVO; denominado así porque se considera un actor social que emerge desde el sector fundacional empresarial para aportar y construir nuevos conocimientos, producto de sus prácticas con las comunidades. Con la convicción de que el conocimiento es un bien público, la Fundación Promigas actúa desde una perspectiva de apropiación social enfatizando en la gestión del conocimiento, el intercambio y la comunicación social del mismo para lo cual implementa, entre otras, las comunidades de práctica con su equipo humano y otros actores externos, la sistematización de experiencias, los estudios colaborativos con la academia, el sector público y privado, los licenciamientos de sus metodologías a terceros y la gestión de divulgación a través de su editorial y portales educativos especializados. Todo ello buscando enriquecer sus prácticas sociales y afianzar las capacidades individuales y colectivas de los involucrados.

INVESTIGACIÓN CON SENTIDO HUMANO La Fundación, desde su enfoque de desarrollo de capacidades, acompaña a las escuelas para que gestionen de forma autónoma su proceso de cambio y, desde este marco, también investiga alrededor

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de temáticas que aportan al logro de sus propósitos educativos. De esta manera, y convencidos de que la educación es una puerta para el desarrollo humano, no solo de los estudiantes sino también de los docentes, el Grupo de Investigación DE NOVO de manera conjunta con el Grupo de Investigación STUDIA del Departamento de Humanidades y Filosofía de la Universidad del Norte, realizaron un proyecto de investigación sobre la ética del maestro para generar reflexiones útiles a su quehacer y coadyuvar a la mejora permanente de la educación. Particularmente,

se buscó identificar cuáles son las concepciones de los maestros sobre la ética y cómo estas influyen en la toma de decisiones dentro del aula. De acuerdo con Julio Martín Gallego, Director de la Fundación Promigas y uno de los investigadores principales de este estudio, la ética es un tema inherente a la labor docente, pues todas las acciones del maestro dentro del salón de clase tienen un carácter ético y moral e influyen en el proceso de socialización de los estudiantes y en su formación como ciudadanos sensibles y responsables. Es decir, la ética del maestro guía y controla, en mayor o menor medida, aspectos como: el sentido que le imprime a su vida y los fundamentos rectores sobre los cuales la erige; las metas esenciales que persigue y el modo cómo las alcanza; el modo cómo interactúa y resuelve los conflictos interpersonales; la manera cómo asume el aprendizaje de los estudiantes, el enriquecimiento de su propia práctica y la transformación de la comunidad educativa; la forma cómo favorece el desarrollo moral de los estudiantes y contribuye a la consolidación del ambiente moral de la escuela. Con esto en mente, identificar aquellas estructuras que predisponen su actuar se convierte en un asunto relevante en el momento de acompañar las prácticas dentro del aula y reforzar o depurar aspectos que repercutan en las conductas de los alumnos. Dichas estructuras, denominadas creencias o concepciones, son entendidas como “una serie de convicciones de orden personal que no son razonables y que actúan como una especie de filtro en los sujetos, lo que les posibilita interpretar la realidad y actuar en consecuencia”, afirma Martín Gallego. De acuerdo con lo anterior, la investigación, centrada en el contexto educativo y en la población docente, busca sacar a la luz esas estructuras cognitivas arraigadas en la persona –que ejercen una influencia muy grande en sus actos– e indagar el porqué de sus conductas en el aula de clase. El proyecto fue formulado en tres fases: aplicación masiva, estudios de caso e intervención en la práctica docente. En la primera, se realizó una muestra con maestros de distintas áreas, a nivel nacional e internacional, con la finalidad de identificar las concepciones éticas presentes en ellos. Durante la segunda, se llevaron a cabo múltiples estudios de casos en los que se corroboró la existencia y

GENERALIDADES • Se plantea desde este estudio que la escuela y los maestros no solo son agentes transmisores de conocimiento, también tienen una tarea muy importante de orden moral: formar sujetos libres, autónomos y críticos que, en orden al bien común, busquen su propia autorrealización personal y mantengan un compromiso decidido con el cuidado de la vida y con la construcción de una sociedad más justa, en compañía de los otros.

• La investigación ayuda a los esfuerzos y políticas trazadas desde el Ministerio de Educación Nacional y a los programas nacionales de Colciencias relacionados con la educación y las ciencias sociales y humanas, los cuales abordan, dentro de sus líneas de acción, la ética como un elemento clave para favorecer el desarrollo humano y el mejoramiento de la educación.

• Ingeniero Julio Martín Gallego. Director de la Fundación Promigas, Magister en Educación, con formación especializada en teología y filosofía contemporánea, ámbitos en los cuales ha logrado investigar y consolidar, en los últimos 20 años, diversas posturas y propuestas para contribuir a una educación de calidad con equidad en Colombia, tomando como referentes el desarrollo de las capacidades individuales y colectivas en el sistema educativo y la transformación cultural.

validez de las tendencias detectadas en la primera etapa. La última, aún por implementar, busca apoyar al maestro en el cambio de sus prácticas dentro del aula y enriquecer los elementos valiosos, así como depurar aquellos comportamientos que pueden estar afectando su actuación. La educación, ayer, hoy y mañana, seguirá teniendo como propósito central el desarrollo del ser de los estudiantes y el maestro continuará siendo el principal mediador de dicho proceso. De esta manera, un elemento crítico del proyecto es “incidir sobre la dimensión ética del maestro, esencialmente en los niveles de transición y primaria, donde el niño es muy vulnerable, tiene un carácter heterónomo y depende, en gran medida, de la relación con la autoridad. Si esas prácticas que utiliza el adulto no son las adecuadas o la manera como interactúa en el salón de clase no es la correcta, puede estar afectando al estudiante, de forma inconsciente, desde sus concepciones”, concluye Martín Gallego.

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SOSTENIBILIDAD

UN TUBO

MUY SOCIAL Transmetano, empresa responsable de la operación del gasoducto Sebastopol-Medellín, no solo se destaca por llevar con éxito a su destino final el gas, sino por su trabajo de alta calidad con las comunidades del área de influencia. La población infantil es una de sus prioridades. “Nació en las entrañas de la tierra un niño y su nombre fue Gas (…). Para el bautizo buscaron padrinos entre los hombres y se escogió a Transmetano por ser el que más lo apoyaría en su desarrollo. Fue así como se acercó al niño y le ayudó en sus anhelos”. Las palabras con las que inicia el cuento El niño Gas, de Cristian Alarcón Giraldo –estudiante de grado 11 del Instituto Educativo Francisco Manzueto de la vereda Belén, en el municipio de Marinilla, Antioquia–, tal vez son el reflejo más certero de que la compañía no es un simple actor de la industria de hidrocarburos, sino que se ha consolidado como un buen vecino de las comunidades donde opera,

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siendo hoy, su trabajo social, punto de referencia para las empresas del sector gas y ejemplo para otros sectores económicos. Transmetano está a cargo del gasoducto que lleva el gas desde la estación de recibo Sebastopol, en Santander, hasta Medellín, y abastece a los sectores residencial, industrial y vehicular en varios municipios antioqueños como Sabaneta, La Estrella, Caldas, Itagüí, Envigado, Bello, Copacabana, Girardota, Barbosa, Güarne, Rionegro, Marinilla y Santuario, entre otros, así como a la misma capital del departamento. Pero desde su fundación, en 1993, también ha hecho gran énfasis en el trabajo con las comunidades por las que atraviesa la tubería

y tiene como prioridad la contribución al desarrollo económico y social de las mismas. Actualmente, tiene presencia en 69 veredas de 12 municipios del área de influencia del gasoducto, mediante la puesta en marcha de cinco estrategias: Plan de contingencia y Seguridad, Desarrollo Económico, Desarrollo Social y Calidad de Vida, Cultura Ambiental y Educación, dando respuesta de forma concertada, con las comunidades a sus propias necesidades previamente identificadas. La quinta estrategia, Educación, es la implementada más recientemente por Transmetano como parte de su Política de Responsabilidad Social Empresarial. A través de esta se pretende fortalecer la base social con iniciativas que logren impactar positivamente a cada comunidad y dejar capacidad instalada para desarrollar procesos a largo plazo en esta área. El trabajo tiene como prioridad la población infantil y juvenil, un asunto que se ha convertido en una obsesión para la compañía, entre otras cosas, porque cuando se realizó el diagnóstico de la situación, a comienzos de 2014, se encontró que es muy bajo, o casi inexistente, el relevo generacional en las comunidades más rurales del área de influencia; por lo que el gran reto que apareció en el camino fue incentivar la participación de los niños y jóvenes; para, de esta forma, fortalecer la ruralidad y el futuro del campo en la región. Se pusieron en marcha varios programas. Uno de ellos fue el concurso de dibujo y cuento Yo, Mis vecinos y Transmetano, llevado a cabo en 2014 con el objetivo de conocer y analizar el imaginario que tienen los vecinos sobre las operaciones de la empresa, además de promover la lectura, incentivar la creatividad y los procesos de investigación y consulta. Se presentaron 1083 niños y jóvenes entre los 6 y 23 años de 55 de las 69 comunidades –con 405 cuentos y 678 dibujos–. De allí salieron 18 finalistas y 15 escuelas y comunidades fueron reconocidas por su gran participación. En la premiación, realizada el 4 de agosto de 2014, los ganadores –entre ellos Cristian Alarcón Giraldo– recibieron como premio una tablet, una biblioteca personal, juegos didácticos y un trofeo. Adicionalmente, se publicó un libro con los nueve cuentos y nueve dibujos ganadores. A este concurso se suman otros proyectos como la Fábrica de sonrisas, el cual se centra en la formación en valores comunitarios por medio de la construcción colectiva de parques infantiles de

Transmetano se destaca por su trabajo de alta calidad con las comunidades del área de influencia en las que opera el gasoducto.

madera en escuelas, para promover la recreación. Se han terminado cuatro parques, tres más están en proceso y ya se ha impactado a 365 niños. De la misma manera, la compañía apoya los Centros Educativos Rurales -CER- de Santo Domingo, en cinco comunidades en las que, en convenio con el municipio, ha reforzado la alimentación de 450 niños mensualmente durante el segundo semestre de 2014. Igualmente, apoya las huertas escolares de estas instituciones con insumos y con la asesoría de un técnico agrónomo. A través de estos centros, Transmetano ha generado convenios para las escuelas de padres, a fin de brindar pautas de educación que fortalezcan los valores y principios de los niños. Este proyecto, encaminado más hacia las escuelas rurales en donde el acceso a las oportunidades es menor, ha beneficiado a 380 padres, en 2013, y en 2014 a otros 425. En el tema cultural, la empresa puso en marcha el cine foro como un mecanismo de formación para el cuidado y la convivencia con el gasoducto. En 2014, 645 niños, jóvenes y adultos han asistido a estos eventos de recreación comunitaria e integración de vecinos. Del mismo modo, en Yolombó, Transmetano –junto con Silvotecnia– y acompañada por el Inder de ese municipio, realizó el seminario de formación en habilidades para la recreación, con nueve talleres para 25 jóvenes entre 14 y 17 años, pertenecientes a las veredas Rubí, San Jacinto, Cuatro Esquinas, La Moladas, El Silencio y La Soledad.

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REGULACIÓN

REGULACIÓN Resolución

Tema

61

Energía Eléctrica

Actualización del Costo Anual por el uso de los activos de nivel de tensión 4 y los cargos por uso de la Compañía Energética de Occidente.

76-85

Comercialización

Se dictan disposiciones para la comercialización de gas natural en 2014.

Transporte

Ajuste a los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas.

83

Transversal

Proyecto de resolución “por la cual se define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas”.

94

Comercialización

Se selecciona al gestor del mercado de gas natural: Bolsa Mercantil de Colombia.

105

Transporte

Designación de perito para las actuaciones en la CREG respecto a las solicitudes presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución CREG 126 de 2010.

112

Transversal

Definición de los valores de los Delta Beta que se aplicarán en la tasa de descuento de las actividades cobijadas por la Resolución 083 de 2014.

122

Comercialización

Modificación de la Resolución CREG 089 de 2013. Compensaciones por variaciones de transporte de gas.

Distribución

Modificación y adición de aspectos generales de la Resolución CREG 202 de 2013.

82

37-138

58

Actividad

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Revista de Promigas para sus clientes externos. Teléfonos: 371 3444 – 371 3555 Dirección: calle 66 # 67 - 123 Barranquilla – Colombia www.promigas.com