Gas Natural licuado

20
2013
Modelo de SiSteMa de GeStión enerGética aplicable a la induStria del petróleo
iSSn 1900-9119
operación
AlternAtivAs pArA
viAbilizAr CAmpos menores
GeStión SoStenible
FundACión promigAs: unA
luChA por lA iguAldAd
unA ApuestA por el
Gas Natural
licuado
CONTENIDO
18
28
40
3
Editorial
• Nuevo esquema de comercialización
4
actualidad
• Garantizando el
suministro de gas
• La voz de los clientes
• Gas natural, el exitoso
caso colombiano
• De la región para el mundo
• Declaración de
producción 2013
• Gas natural, un servicio
para todos
• Una alianza por Palenque
• Gestionando competitividad
18
2
opEración
• Una apuesta por el
gas natural licuado
Magasín
• Alternativas para
viabilizar campos menores
• Gas natural sintético: sin límites
• Información oportuna
y confiable
30
GEstión sostEniBlE
• Nuestra gestión
sostenible 2012
• De frente a las emergencias
• Una lucha por la igualdad
• Brilla: un modelo de
negocio inclusivo
44
EnErGía
• Caracterización energética
de la industria del petróleo
upstream y downstream
58
rEGulación
Editorial
Nuevo esquema de
ComerCializaCióN
de SuminiStro
de GaS natural
Con la expedición de la reciente
reglamentación de comercialización del
gas natural, la Comisión de Regulación
de Energía y Gas -CREG- estableció
un nuevo marco comercial para el
mercado mayorista, donde confluirán
los vendedores y compradores de
suministro y transporte de este
combustible en los próximos años.
La CREG, ente encargado de
regular las actividades del sector gas
natural, a través de la Resolución 089
de 2013 y otras complementarias,
definió las normas aplicables a las
transacciones de gas tanto en el
mercado primario, el cual se realiza
entre la demanda y los productores
o transportadores, como para el
mercado secundario, donde se
hecen las transacciones de derecho
de suministro o transporte entre los
agentes. En esta nueva iniciativa, la
CREG contempla cambios como la
estandarización de contratos y un
nuevo actor, el Gestor del mercado,
que será el responsable de la
administración de ambos mercados.
Es así como teniendo en cuenta
la proyección de demanda del Plan
de Abastecimiento elaborado por
la UPME, el Gobierno determinará
si se llevan a cabo negociaciones
bilaterales o subastas. La primera
será la alternativa, siempre y cuando
se disponga del abastecimiento
necesario durante 3 años de un
periodo de 5; en caso contrario, se
utilizará el modelo de subasta. En
cuanto al mercado secundario, se
fijaron mecanismos encaminados a
dar una mayor liquidez para tranzar
excedentes y faltantes.
Este nuevo esquema de
regulación muestra, en espíritu,
bondades como el beneficiar no solo
al consumidor final, sino a todos los
agentes de la cadena de valor, ya que
busca garantizar el abastecimiento
nacional mientras propende por un
mercado más dinámico.
3
Magasin
Garantizando
el suministro de gas
Promigas invierte alrededor de $60 000 millones en la
construcción del cruce subfluvial en el río Magdalena
como solución definitiva a la situación presentada en
su infraestructura de gas en el sector de la isla Cabica,
afectada por las fuertes lluvias de finales de 2011.
4
Magasín
Con una inversión de aproximadamente
$60 000 millones, Promigas inició el pasado 9
de enero la construcción del cruce subfluvial
en el río Magdalena, para la instalación de
una tubería de gas natural de 32 pulgadas
y sus líneas de empalme, con lo que se dará
solución definitiva a la emergencia presentada
por la pérdida completa del cruce subfluvial
en el sector de la isla Cabica, ocasionada por
las fuertes lluvias ocurridas en el territorio
colombiano, a finales de 2011 e inicios de 2012,
que modificaron el cauce del río.
Se trata de un cruce horizontal dirigido
de 2850 metros de longitud y 33 metros de
profundidad, lo que lo convierte en el más largo
en Colombia y uno de los más largos en América
Latina. Es una obra que representa un gran
reto para la ingeniería colombiana, y por ello
adelantamos un riguroso proceso de licitación
con la participación de empresas nacionales e
internacionales, con experiencia en construcción
de este tipo de obras, disponibilidad de equipos
suficientes con la capacidad requerida y uso de
tecnología avanzada, resultando favorecida la
firma colombiana Montinpetrol S.A.
La infraestructura provisional que actualmente
tiene Promigas sobre el derecho de vía del puente
Laureano Gómez deberá continuar como única
alternativa, para garantizar la prestación del
servicio de gas natural a la Región Caribe, hasta
cuando culmine la construcción del nuevo cruce.
Ventajas
El proyecto de construcción de este cruce ofrece
las siguientes ventajas técnicas y ambientales:
• Seguridad operacional en el sistema de
transporte de gas natural.
Cruce Aéreo
Perforación Horizontal Dirigida
Método Convencional de Dragado
Ilustración: Edwin Cruz
La técnica de perforación
dirigida que se utiliza en
este megaproyecto es una
tecnología que tiene más de
30 años de aplicación en el
ámbito mundial y más de 15
años en Colombia.
El nuevo cruce subfluvial, con infraestructura de última tecnología,
garantizará el abastecimiento de gas a todos los clientes de la compañía.
• Recuperación de la capacidad de transporte de gas.
• Ausencia de riesgos de contaminación de aguas
y de afección al ecosistema del lugar.
• Minimización del riesgo de exposición de la tubería
por erosión o socavamiento, al igual que de daños
producidos por choques con anclas o dragas.
• Continuidad de la navegación.
• Conservación de las márgenes del río
Magdalena, debido a que el cruce estará retirado
de la orilla en el departamento del Atlántico a
500 metros y de la orilla del departamento del
Magdalena a 800 metros.
La técnica de perforación dirigida es una
tecnología que tiene más de 30 años de aplicación en
el ámbito mundial y más de 15 años en Colombia. Las
obras se realizan bajo estrictos controles de calidad,
no representan riesgo alguno para la comunidad o
para el medioambiente y permiten garantizarles a
esta y a nuestros principales remitentes un servicio
de gas natural continuo y seguro.
5
Magasín
ACTUALIDAD
La voz
de los clientes
¿Cómo perciben los clientes
a Promigas? Es el gran
interrogante que responde el
estudio de lealtad realizado por
la compañía, un mecanismo
clave para mejorar las relaciones
con esta importante audiencia.
6
Magasín
En cumplimiento de nuestro compromiso de
construir relaciones sólidas y de largo plazo con
nuestros clientes externos, se realiza el estudio
encaminado a medir su nivel de satisfacción y
lealtad, información valiosa a partir de la cual
se trazan planes de mejora de la calidad de la
operación y del servicio y se toman diferentes
decisiones sustanciales para fortalecer la
interacción con ellos.
Este estudio que se lleva a cabo a finales
de año revela aspectos fundamentales del
negocio, evaluando puntualmente cada uno
de los procesos en los que se interactúa de
estudio en cifras
CONCeptO del estudiO
Resultados del
estudio de satisfacción
de cliente externo (%)
El modelo de Walker Information Global
Network utilizado por la firma que realiza
el estudio de lealtad, se basa en conocer
las experiencias específicas de los clientes
a través de sus interacciones frecuentes
con los procesos de la organización,
lo que determina sus percepciones,
imágenes y sentimientos, los cuales, a su
vez, condicionan sus comportamientos e
intenciones futuras hacia la compañía.
2012
91
92
86
Calidad general
de los servicios
70
77
72
2010
2011
2012
Relación comercial
63
89
77
Facturación
67
85
63
Nominación
77
75
90
Operación
84
92
68
Mantenimiento
73
63
90
Atención de
quejas y reclamos
40
75
53
Atención de solicitudes
62
54
70
Comunicaciones
72
74
77
Fotos: 123RF
cara al cliente, como son: relación comercial,
facturación, nominación, operación,
mantenimiento, atención de quejas y reclamos,
atención de solicitudes y comunicaciones.
Saber, por ejemplo, cómo están percibiendo
los clientes a Promigas, qué piensan de la
calidad de los servicios prestados, hace posible
entender los imaginarios y percepciones acerca
de la empresa y establecer qué más puede
hacer Promigas por ellos.
En 2012, como lo mostramos a continuación,
se presentó una disminución en algunos
resultados de los indicadores, que naturalmente
tienen correspondencia con la afectación del
gasoducto troncal frente a la isla Cabica, debido
a las fuertes lluvias de finales de 2011 y principios
de 2012 y su consecuente impacto en el servicio
prestado a nuestros clientes, a pesar de los
esfuerzos proactivos de nuestra empresa para
disminuirlos. Esta retroalimentación la recibimos
como una oportunidad para reflexionar y actuar
decididamente en su mejora.
Cabe resaltar el incremento en la percepción
de los procesos de nominación en 15 puntos,
mantenimiento en 27 puntos y atención de
solicitudes en 16 puntos.
Trabajamos con dedicación para hacer
realidad el compromiso de sostenibilidad incluido
en nuestra Política Corporativa, Cultura de Calidad
y Servicio, de tal forma que se permeen todos
los niveles y procesos de la organización, con
el propósito fundamental de obtener un grado
mayor de satisfacción de los clientes, aliados
estratégicos de nuestro negocio.
2011
Índice de lealtad
Satisfacción con
los procesos
de cara al cliente (%)
87% de los clientes
recomendaría los
servicios de Promigas.
2010
Los procesos de
nominación y
mantenimiento son
los mejor calificados.
7
Magasín
Gas natural,
el exitoso caso colombiano
Promigas presentó recientemente una nueva edición del
‘Informe del sector gas natural’, documento que da cuenta
del crecimiento y la rentabilidad del hidrocarburo en 2012.
Los resultados obtenidos por el sector gas en los
últimos años demuestran que este es uno de los
casos de éxito más importantes del panorama
económico de Colombia. Esta es una de las
conclusiones evidentes que se desprenden de la
14a edición del ‘Informe del sector gas natural 2012:
Dinámica y evolución 2008-2012’, que elabora
anualmente Promigas, el cual se presentó el pasado
16 de septiembre en Bogotá ante empresarios,
autoridades y representantes del sector.
Entre los datos que permiten confirmar una
trayectoria sostenida de logros se destaca que, en
el periodo analizado, la cobertura de gas natural
de usuarios residenciales, comerciales y nuevas
industrias mantuvo su constante crecimiento.
De hecho, en 2012 se alcanzó una cobertura
efectiva del servicio residencial de 77% sobre las
8
Magasín
redes tendidas, ya que solo en dicho año más
de 460 000 nuevas familias lograron el acceso a
este esencial servicio público. Se concluyó así el
año 2012 con más de 6,5 millones de viviendas
conectadas, lo que significa que más de 56% de la
población nacional goza de los beneficios del gas
natural, estadística comparable con la de países
altamente desarrollados en el uso del mismo.
“Somos un sector que se ha convertido en
ejemplo, producto de un trabajo coordinado
entre todos los actores de la cadena, Gobierno y
empresa privada, de una regulación adecuada y
de la creación de instituciones idóneas y fuertes,
eje central de una buena política pública. Esto ha
propiciado la inversión de públicos y privados y la
creación de un adecuado entorno institucional en
el cual han podido gravitar, permitiendo así que
Datos De Colombia
• Las reservas de gas probadas,
probables y posibles en 2012 se
definieron en 7 030 Gpc, de las cuales
81% corresponde a reservas probadas.
• La intensa actividad exploratoria
ha permitido incorporar más de
181 Mpcd en los últimos años,
a lo que se sumarán los 300
Mpcd que deberán provenir de
Venezuela en 2014.
• La demanda de gas en 2012 fue
de 856 Mpcd, cantidad superada
únicamente en 2010, cuando el
país vivió el fenómeno de El Niño,
requiriéndose mayor suministro
de este combustible para la
generación térmica de respaldo.
• El mayor transporte de gas del
quinquenio 2008-2012 se dio en
2010 (915 Mpcd), de acuerdo con
lo expresado en el punto anterior.
• En la actualidad, Colombia cuenta
con 7643 km de gasoductos.
• En los últimos 4 años se
construyeron 802 km de gasoductos;
en los próximos 5 años se invertirán
el negocio sea sostenible”, señaló Antonio Celia,
Presidente de Promigas.
Este trabajo conjunto ha posibilitado atender
una demanda creciente que en 2012 fue de 856
millones de pies cúbicos diarios -Mpcd-, 1043
Mpcd si se tienen en cuenta las exportaciones a
Venezuela, “por tanto, podemos decir que fue un
muy buen año para el sector”, anotó Celia.
Para responder a esa demanda, los
transportadores de gas en el país han expandido
la infraestructura de gasoductos en 802 kilómetros
en los últimos 5 años. Desde el punto de vista
regional, Promigas ha ampliado su cobertura
con nuevos gasoductos y con la construcción de
loops (gasoductos alternos) en 179 kilómetros
adicionales. Se resalta en este segmento que la
Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREGaprobó inversiones para expansión por el orden de
US$ 389 millones para el periodo 2013-2017.
En 2012 se convirtieron más de 37 000
vehículos a gas natural con lo que se pudo
sobrepasar la cifra de 400 000, ubicándose
Colombia como el octavo país en utilización de
este combustible en vehículos automotores.
Es primordial además mencionar el anuncio
de Cartagena, que será la segunda ciudad
colombiana (tras Medellín) con un sistema
de transporte público masivo que operará
exclusivamente a gas natural, decisión que
contribuirá a obtener ahorros que superan los
$160 000 millones proyectados en 20 años.
Otra clave del éxito del sector ha sido la
respuesta de la CREG a necesidades del mercado
en diferentes aspectos, a través de la emisión de
recientes resoluciones que sin duda consolidan
El evento
reunió a los
líderes de las
empresas del
sector gas en
Colombia y
contó con la
presencia de
Amilkar Acosta
Medina, Ministro
de Minas y
Energía.
más de US$389 millones en
expansión de esta infraestructura.
• Bogotá (1 704 176) y los
departamentos de Valle (835
717), Antioquia (769 087) y
Atlántico (467 445) fueron los que
alcanzaron el mayor número de
usuarios al finalizar 2012.
• De los 6 569 840 usuarios
residenciales de gas natural, más
de 85% pertenecen a los estratos 1,
2 y 3, consolidándose así como un
combustible con alto impacto social.
un marco regulatorio que presenta notables
avances en lo corrido de 2013.
En este sentido, la CREG demarcó temas
esenciales como la comercialización de gas natural
-que regula la interacción entre agentes de los
mercados primario y secundario de suministro
y transporte-; la definición del marco de trabajo
para la construcción y operación de una planta
de regasificación que permita la importación y el
suministro de gas, que deberá estar lista en 2015;
y no menos relevante, promulgó la liberación del
precio del gas en boca de pozo.
“Hay que mantener lo que hemos venido
haciendo en el marco de un diálogo fluido y de
confianza con los reguladores. Si continuamos
así, podríamos tener más de 400 000 nuevos
usuarios por año conectados y entre 40 000 y
50 000 vehículos convertidos a gas natural por
año”, agregó Celia.
9
Magasín
actualidad
De la Región paRa el
Mundo
Con el paper presentado por el
Vicepresidente de Operaciones
de Transporte, Hernando
Gutiérrez de Piñeres, y la Gerente
de Financiación No Bancaria y
Canales, Silvia Adíe, por parte de
Brilla, Promigas se hizo presente
en el Congreso Mundial del Gas.
Kuala Lumpur, en Malasia, fue la sede del XXV
Congreso Mundial de Gas llevado a cabo entre el
4 y el 8 de junio de 2012. Con la sostenibilidad y
el crecimiento global como ejes transversales, y
encabezado por la Unión Internacional de Gas -con
miembros en 82 países-, el encuentro fue clave
para discutir sobre las perspectivas y el futuro del
sector alrededor del mundo. Esto abrió la posibilidad
para que las compañías de distintos continentes
compartieran con sus colegas en otras esquinas del
planeta, sus experiencias regionales y casos de éxito.
En representación de Promigas, Hernando
Gutiérrez de Piñeres, Vicepresidente de Operaciones
de Transporte, presentó un paper acompañado
10
Magasín
de una exposición interactiva, titulado ‘Sistema
de manejo de la integridad de las tuberías: un
modelo colombiano para países en desarrollo’.
En él se destaca que en aquellos lugares en los
que la planeación urbana no está muy bien
definida, el Pipeline Integrity Management System
-PIMS- es clave para garantizar la seguridad de las
comunidades que habitan en las inmediaciones del
gasoducto y para que sus actividades no impacten
la integridad de la infraestructura de gas. También
se enfatizó en el modelo de valoración de riesgos,
que permite identificar las principales amenazas
para que el operador enfoque sus esfuerzos en la
mitigación de problemas específicos, especialmente
en entornos como los de los países en desarrollo.
Por otra parte, Silvia Adíe, Gerente de
Finaciación No Bancaria y Canales, se centró en
el estudio del caso Brilla de Promigas, como un
modelo inclusivo de negocio.
La idea surgió del hecho de que una vez
que las empresas distribuidoras alcanzan
altos niveles de penetración del servicio
de gas, son cada vez más los usuarios que
terminan de pagar su conexión. Esto conlleva
un decremento en los ingresos de estas
compañías, por lo que se deben buscar nuevas
estrategias para compensarlos, ofreciendo a
sus clientes nuevos servicios.
En este propósito se evidenció que con más
de 30 años de estar financiando conexiones de
gas se había recopilado una valiosa información
sobre los hábitos de pago de sus clientes y que
70% de ellos no tenía acceso al sistema financiero.
El resultado fue una nueva y sólida línea
de trabajo que, a través de sus microcréditos,
conlleva un positivo impacto social, dirigido a
quienes están en la base de la pirámide.
El Congreso Mundial del Gas constituyó una
oportunidad de enriquecimiento profesional,
como pocas. Asuntos como la mitigación del
cambio climático, el impacto de los gases no
convencionales, la gestión de operaciones
seguras y responsables con el medioambiente,
y la contribución de la industria a la creación de
empleos y al desarrollo económico sostenible,
que hicieron parte de los temas centrales del
encuentro, demuestran un interés global por
discutir el porvenir del gas en el planeta, pero
también por reconocer su compromiso con la
sociedad y el entorno.
Declaración
De ProDucción
2013
Gracias a esta nueva normatividad, será posible garantizar el
abastecimiento de gas en el corto, mediano y largo plazo.
Recientemente el Ministerio de Minas y Energía,
mediante la Resolución 072256 de 2013, publicó
la Declaración de Producción de Gas Natural,
documento que establece el Potencial de
Producción de los distintos campos productores
de gas natural que existen en el país, las cantidades
de gas contratadas por los agentes del sector y la
capacidad disponible para la venta en el mercado.
Según lo establecido en el Decreto 2100 de
2011, es obligación de los productores declarar la
información de producción de gas de los campos
operados, con el fin de ser comercializado. De
esta manera, la disponibilidad de la información
contribuye a plantear proactivamente acciones que
garanticen el abastecimiento de este combustible
en el corto, mediano y largo plazo.
Esta información cobra importancia en la
medida en que permite al mercado conocer la
disponibilidad de ofertas de gas, con las que los
agentes podrán contratar las cantidades requeridas,
ya sea en el corto o largo plazo. En el documento
se encuentra información relevante de los campos,
como poder calorífico, declinaciones, aumentos en
la producción y vencimiento de contratos, entre
otra, lo que le da mayor posibilidad al mercado de
planificar de una mejor manera sus necesidades y
adaptarse a los cambios de un entorno tan dinámico
como es el de los energéticos.
En la última versión de la Declaración
de Producción de Gas Natural se observa la
dinámica de los campos de producción con sus
incrementos y declinaciones. Es así como hacia
2016 estarán ingresando aproximadamente
30 GBTUD adicionales al sistema de Promigas,
que corresponden a lo reportado por los
campos ubicados en la zona sur del gasoducto,
pertenecientes a los productores Hocol y Pacific.
Por su parte, el principal campo del país, La
Guajira, muestra una declinación, disminuyendo
hacia 2019 aproximadamente 300 GBTUD. Esta
situación se compensa parcialmente por el aumento
en otros campos como Cusiana y Cupiagua,
ubicados en los Llanos Orientales.
a continuación se presenta
inforMación de producción declarada
de los principales caMpos del país.
Declaración de Producción 2013-2019 (GTuD)
11
Magasín
actualidad
Gas natural,
un Servicio para TodoS
En la más reciente edición del Congreso de Naturgas en
Cartagena fueron expuestas las razones que confirman
el buen momento del gas natural en Colombia. Estas son
algunas de las conclusiones del encuentro.
Mesa principal, instalación Xvi congreso de naturgas 2013.
Por María Angélica Huérfano
Como ocurrió con la masificación de
la electricidad en la década de los
ochenta, en la actualidad Colombia
vive una nueva revolución energética
que ubica al gas natural como el
combustible del siglo XXI. Las cifras
así lo demuestran. A la fecha, el
servicio de gas natural en el país
12
Magasín
atiende a 6,5 millones de usuarios
residenciales en 700 municipios y a
3500 industriales. Adicionalmente,
cerca de 400 000 vehículos operan
con este combustible.
Aunque la actual cobertura es
bastante significativa, la meta es
conectar a un millón de nuevos
hogares antes de que finalice
2014. Así lo señaló el Presidente
de la República, Juan Manuel
Santos, durante la instalación del
XVI Congreso de La Asociación
Colombiana de Gas Natural
-Naturgas-, que se llevó a cabo los días
21, 22 y 23 de marzo en Cartagena.
Durante el evento, el primer
mandatario resaltó la importancia
del gas natural como un activo
competitivo que contribuye al
desarrollo del país, gracias a que es un
combustible económico, pero sobre
todo amigable con el medioambiente.
Esta conclusión fue apoyada por
los demás invitados al Congreso,
entre ellos, expertos como Eduardo
Behrentz, Director del Departamento
de Ingeniería Civil y Ambiental de la
Universidad de los Andes, quien aseguró
que el gas natural puede convertirse en
la verdadera solución para el problema
de salud pública que representa la
contaminación por partículas.
De acuerdo con Behrentz, en
Bogotá, por ejemplo, se arrojan
al ambiente anualmente 2500
toneladas de material particulado,
80% proveniente de emisiones diesel,
combustible altamente contaminante.
Frente a estos datos y según el
experto, la descontaminación en
Bogotá costaría cerca de $2 billones
en 10 años, tarea que resultaría más
fácil si se incrementa el uso masivo de
gas natural vehicular, gracias a que sus
emisiones son 10 veces más limpias
frente a otros combustibles.
De izquierda a derecha: Carlos
Otero (Alcalde de Cartagena),
Eduardo Pizano (Presidente de
Naturgas), Federico Rengifo
(exministro de Minas y Energía),
Juan Manuel Santos (Presidente
de la República), Antonio
Celia (Presidente del Consejo
Directivo de Naturgas), Juan
Carlos Gossaín (Gobernador de
Bolívar) y José Antonio Segebre
(Gobernador del Atlántico).
Precios del gas
Con el propósito de crear
las condiciones necesarias para
incrementar el uso masivo del gas
natural, el Gobierno Nacional anunció
durante el Congreso un paquete de
medidas que autorizan la importación
de combustible para suplir eventuales
deficiencias energéticas, igual que
la liberación de los precios de la
producción de Ballena, en La Guajira, de
donde se extrae 55% del gas del país.
Se habló de la posibilidad
de implementar una nueva
fórmula mixta, entre subasta y
negociaciones bilaterales, para que la
comercialización del servicio sea más
rentable para los usuarios.
También dio a conocer el proyecto
que busca instalar una planta de gas
natural licuado, que se ubicaría en
el Caribe colombiano, para recibir
tanqueros con gas y de este modo poder
suplir la demanda del combustible.
Para Ángela Cadena, Directora
de la Unidad de Planeación Minero
Energética -UPME-, quien también
fue exponente durante el Congreso,
la regasificación es una de las señales
correctas para incrementar la confianza
de este energético entre la industria.
La funcionaria explicó que
pese a que el país cuenta con una
disponibilidad de 5,5 terapiés cúbicos
de reservas probadas; 1,2 terapiés
cúbicos de nuevos desarrollos por
incorporar; 3 terapiés cúbicos por
descubrir y 2 terapiés cúbicos de
gases no convencionales, debido al
constante incremento de la demanda
del servicio, es indispensable
contemplar la posibilidad de importar
el combustible.
Por su parte, Eduardo Pizano,
Presidente de Naturgas, advirtió que
es necesario que el gas vuelva a las
plantas térmicas de generación de
energía, a fin de evitar seguir usando
energéticos más costosos como los
combustibles líquidos.
13
Magasín
Una alianza
por palenque
La Gobernación de Bolívar y Surtigas han unido esfuerzos
para llevar el servicio de gas natural a este corregimiento del
departamento, a través del sistema de gasoductos virtuales.
Por Santiago Sánchez Benavides
Desde el mes de marzo de este año, 660 familias
del corregimiento de San Basilio de Palenque,
pertenecientes a los estratos 1 y 2, se están
beneficiando del servicio de gas natural que
llegó a la población gracias a una iniciativa de la
Gobernación de Bolívar y Surtigas.
En el marco de su Programa de Etnodesarrollo
Palenque 2015, liderado por el Gobernador
Juan Carlos Gossaín y la Primera Dama Ana
Elvira Gómez de Gossaín, la Gobernación del
14
Magasín
departamento se propuso impactar el nivel
de vida de la población de este corregimiento.
Este proyecto se aproximaba a los planes de
expansión de Surtigas, por lo que se consolidó
como un ejercicio de carácter público-privado, el
cual dio como resultado el gasoducto virtual del
corregimiento de Palenque-Mahates-Bolívar.
El proyecto, iniciado en noviembre de 2012, se
materializó gracias a una inversión de alrededor
de 840 millones de pesos para subsidios a la
Los habitantes de este
corregimiento encuentran
en el acceso al gas natural,
un servicio responsable con
el medioambiente, de menor
costo y con las garantías de
seguridad necesarias.
población, tanto para el cargo por conexión como
para la instalación interna, ambos entregados
por el Gobierno Departamental y Nacional. El
desarrollo del mismo tomó 5 meses, tiempo en el
que se consolidó el funcionamiento del servicio.
Una gEstión transforMadora
El proyecto de
gasoductos
virtuales en
Palenque es hoy
una realidad.
Surtigas asumió el compromiso de desarrollar
gasoductos virtuales en Palenque por la
importancia que revisten desde los ángulos
económico y social. En términos de ventas del
servicio, representan un crecimiento importante,
y en cuanto a responsabilidad social empresarial
es una estrategia para generar desarrollo en las
comunidades colombianas donde se lleva a cabo
su negocio. De hecho, actualmente, 88 familias
del corregimiento han sido vinculadas a la cadena
de valor productiva de Surtigas, en el marco de
sus programas de impacto social.
Lo cierto es que los habitantes de este
corregimiento encuentran en el acceso al gas natural
un servicio responsable con el medioambiente,
de menor costo y con las garantías de seguridad
necesarias. Los palenqueros cuentan ahora con una
alternativa energética más cómoda y saludable,
al evitar los efectos nocivos de sustitutos como
el carbón y la leña. Adicionalmente, la presencia
de Surtigas ha significado el mejoramiento de la
calidad de vida de estas localidades, ratificando el
compromiso de la compañía con el acceso al servicio
de gas natural en el país.
a Paso firME
El proyecto del gasoducto
virtual del corregimiento de
Palenque-Mahates-Bolívar,
inició en noviembre de 2012
y se materializó gracias a
una inversión de alrededor
de $840 millones para
subsidios a la población.
El gasoducto virtual del corregimiento
de Palenque-Mahates-Bolívar representa
un destacado avance de Surtigas en su plan
de expansión y masificación del servicio de
gas natural, utilizando como mecanismo de
implementación la creación de gasoductos
virtuales. Para su ejecución, este plan cuenta con
una inversión de más de $25 300 millones.
El capital destinado permitirá la construcción de
más de 36 600 redes que conectarán a alrededor de
39 500 usuarios al sistema de distribución de gas
natural, beneficiando a 7 poblaciones de Bolívar.
Además, Surtigas llevará el servicio a 12 poblaciones
de los departamentos de Sucre y de Bolívar,
utilizando el sistema tradicional de gasoductos.
15
Magasín
Gestionando
competitividad
Como una de las distribuidoras y comercializadoras de
gas natural más importantes de Colombia, Gases del
Caribe está al frente de nuevos proyectos industriales.
Por Alberto Caparroso
El sector industrial de la Región Caribe vive
actualmente una articulación importante que
marcará una pauta determinante en lo que a
competitividad se refiere. El otorgamiento del
grado de inversión de parte de las calificadoras
de riesgo Moody’s y Fitch Ratings, tasas de
desempleo por debajo de dos dígitos y un
crecimiento económico con promedio de
alrededor de 5% en los últimos 3 años, son
señales positivas que atraen la atención de
los inversionistas extranjeros y jalonan el
16
Magasín
crecimiento de la economía colombiana,
pero a su vez obligan a nuestra industria
manufacturera a competir globalmente.
Este reto debe estimular a las empresas
ubicadas en la región a optimizar sus
procesos industriales, reduciendo costos y
haciéndolos más eficientes. Consciente de estas
circunstancias, Gases del Caribe está impulsando,
en alianza con los productores, esquemas
de precios de gas natural competitivos para
ofrecerles un valor agregado a sus clientes.
Históricamente, el gas natural ha gozado de
gran aceptación por parte del sector industrial
debido a que es un combustible amigable con
el medioambiente, fácil de utilizar y económico,
y que hoy está pasando por un buen momento.
En el último proceso de comercialización de
gas organizado por la Comisión de Regulación
de Energía y Gas -CREG-, a finales del año
pasado, la oferta fue superior a la demanda,
lo que brinda un aliciente al sector industrial,
puesto que implica confiabilidad en el
suministro en el mediano y largo plazo. No
obstante, en entornos económicos altamente
eficientes como lo exige la competitividad
global, las industrias buscan optimizar sus
procesos. Es por esto que el gas natural, al ser
un combustible de alta confiabilidad y de fácil
implementación en la industria, se convierte
Gases del
Caribe está
impulsando
esquemas de
precios de
gas natural
competitivos.
en el aliado ideal para llevar a cabo iniciativas
que ofrezcan ventajas con respecto a otros
energéticos contaminantes como el carbón, la
cascarilla de palma, el fuel oil o el ACPM.
Comprometida con el bienestar de sus
clientes, principalmente con el sector industrial,
y el medioambiente, y buscando generar
esquemas de competitividad sostenibles, Gases
del Caribe ha emprendido gestiones ante los
productores de gas natural para crear alianzas
estratégicas basadas en esquemas de precios
competitivos, dirigidos a mercados específicos.
Con el apoyo de e2 - Energía Eficiente, empresa
relacionada con Gases del Caribe, dedicada a
la comercialización de energéticos, se llevaron
a cabo estudios técnicos de competitividad de
precio y diagnósticos de mejora en los procesos
de sus clientes encaminados a incrementar la
eficiencia energética de los mismos.
La exitosa implementación de estos convenios
se ha visto reflejada en la puesta en marcha de más
de 23 proyectos de autogeneración de energía,
sustitución de carbón en calderas, optimización
de procesos, actualización de quemadores, entre
otros, implementados con industrias de la Costa
Caribe, a través de los cuales se evidenció una
mejora en la eficiencia de los procesos y reducción
de costos energéticos a partir del gas natural,
haciendo a nuestros clientes industriales mucho
más competitivos en sus respectivos mercados.
Como resultado de estas ventajas, el
consumo de gas natural en el sector industrial
no regulado de Gases del Caribe se ha
incrementado ostensiblemente en los últimos 3
años, lo que ha impulsado la oferta de nuevos
servicios para este segmento del mercado.
Este tipo de dinámicas ofrece dos resultados
principales: le permiten al cliente optimizar su
canasta de energéticos dándole la posibilidad de
consumir el más competitivo dependiendo de
las circunstancias y, además, contribuye a crear
alianzas en la cadena del gas natural propiciando
el trabajo mancomunado de los productores y
distribuidores para generar consumos marginales.
Es fundamental para garantizar la continuidad
y el crecimiento de nuestras industrias
manufactureras, trabajar conjuntamente en la
búsqueda de una canasta energética competitiva.
* Director de Comercialización de Gases del Caribe SA ESP
17
Magasín
OPERACIÓN
UNA APUESTA POR EL
GAS NATURAL
LICUADO
18
Magasín
Promigas proyecta poner en funcionamiento, en el primer
semestre de 2015, la primera microplanta de Gas Natural
Licuado -GNL- en Colombia. Una innovación que ampliará la
oferta de este combustible, desarrollará nuevos mercados de
gas permitiendo –entre otros el acceso a nuevas poblaciones
del país– y reducirá el impacto ambiental.
Antes de que el siglo XX comenzara
se pensaba que el gas natural
-subproducto de la extracción del
petróleo crudo-, no tenía ningún uso
o valor comercial. Sería hasta 1920
que la industria mundial reconocería
las propiedades y capacidades de
este recurso como un combustible.
En la actualidad, sin embargo,
según el Statistical Review of World
Energy, se producen en el mundo,
anualmente, tres billones de metros
cúbicos de gas natural.
Debido a sus propiedades
favorables y a sus menores impactos
sobre el medioambiente, en
contraste con otros combustibles,
el gas natural se encuentra en un
momento de amplia aceptación y
uso a lo largo y ancho del planeta.
Además, es el epicentro de gran
cantidad de innovaciones.
Colombia, por su parte, como
integrante importante de ese
entramado global de países que
consumen y producen gas natural, se
pone en sintonía con las tendencias
de la industria y las traduce a su
contexto particular. Promigas, en su
condición de empresa pionera y líder
en el mercado, se ha dado a la tarea
de incursionar en estos procesos de
desarrollo e innovación. Muestra
de lo anterior es la construcción de
la primera planta en el país de GNL
a pequeña escala, la cual estará
ubicada en las inmediaciones de
la Estación Arenosa de Promigas
y que se pronostica se terminará
en el primer semestre de 2015; su
diseño, adquisición de los recursos
requeridos y construcción durará
aproximadamente 2 años.
El gas natural licuado es aquel
que básicamente ha sido procesado
para hacerlo más fácil de transportar,
transformando su estado, a través de
un proceso de licuefacción, de gaseoso
Con la planta de gnL
en pequeña escala,
Promigas podrá llegar
a mercados pequeños
y distantes, lo que sería
imposible de atender
con gasoductos.
19
Magasín
a líquido, lo que reduce hasta 600
veces su volumen. La tecnología que se
empleará en dicha planta está basada
en un ciclo cerrado de nitrógeno,
que garantiza la transferencia de
calor necesaria para que se alcancen
temperaturas cercanas a de -162 °C que
requiere para su operación.
“El objetivo de esta planta es
aumentar la densidad energética del
gas natural (mayor energía en menor
volumen), haciendo muy eficiente
su almacenamiento y transporte en
pequeñas cantidades”, explica Jairo De
Castro, Gerente de Nuevos Negocios
de Transporte Promigas. “De esta
forma podremos llegar a mercados
pequeños y distantes que no sería
viable atender con gasoductos,
permitiendo el desarrollo de nuevos
mercados de gran consumo como
la sustitución del consumo de diesel
en los vehículos de carga pesada,
embarcaciones y ferrocarriles, entre
otros”, agrega De Castro.
La Microplanta de GNL La Arenosa,
como se ha denominado, utilizará las
caídas de presión que se generan en la
regulación que se realiza en la Estación
Arenosa de Promigas, con el fin de
disminuir el consumo de energía de
la planta y hacer así más eficiente el
proceso de licuefacción.
Los beneficios que se plantean
son múltiples y de varias aristas.
Al sustituir el uso del diesel en las
Foto: 123RF
OPERACIÓN
ciudades, se disminuye la emisión
de gases de efecto invernadero y
de material particulado, el cual es la
principal fuente de enfermedades
respiratorias en los centros urbanos.
Adicionalmente, se disminuyen las
emisiones de óxido de nitrógeno
y se generan ahorros al sector
transporte entre 25 y 35%.
La Microplanta de GNL
La Arenosa, como se ha
denominado, utilizará las
caídas de presión que se
generan en la regulación
llevada a cabo en la
Estación Arenosa de
Promigas.
Cadena Logística
Planta licuefacción GNL
(Soledad, Atlántico)
Sistema de
transporte
Promigas
20
Magasín
Camión cisterna
de GNL
otros combustibles que son más
contaminantes”, anota De Castro.
Enfocada en llevar a cabo
procesos de innovación, Promigas
emprende el proyecto de esta
microplanta de GNL, primera de
muchas otras proyectadas para poner
en funcionamiento a lo largo y ancho
del país en el futuro.
Estación de
servicio gnLV
Estación de
regasificación
Los entornos social
y ambiental del
área de ubicación
de la Planta de
GNL se verán
impactados de
manera positiva.
Vehículos de
carga pesada
Infografía: Edwin Cruz
Los impactos favorables del GNL
no solo se advierten en el ambiente,
sino también en el entorno social:
“Cuando traemos el gas natural
-servicio público benéfico para el
sector residencial- a comunidades
alejadas, mejoramos la calidad
de vida de las poblaciones, a la
vez que se sustituye la leña y
Residencial
y comercial
21
Magasín
OPERACIÓN
AlternAtivAs
para viabilizar
campos menores
22
Magasín
Los altos precios de los energéticos y el
comportamiento de las reservas en los últimos
años, han motivado al sector a poner sus ojos en
todas las fuentes de energía disponibles, por lo
que cobra importancia el aprovechamiento de
pequeños campos de producción de petróleo y
gas que anteriormente no resultaban atractivos
desde el punto de vista económico. En aquellos
campos menores donde el gas esté libre, el objetivo
es encontrar mercado o demanda durante las fases
de definición de las reservas; en aquellos donde esté
asociado, el objetivo será el mismo teniendo como
beneficio adicional el aumento de la producción
de hidrocarburos líquidos, que tienen mayor valor
comercial. Es así como todas las alternativas
para monetizar el gas disponible y generarle
ingresos al productor son muy importantes
y deben ser analizadas particularmente para
escoger la mejor en cada proyecto.
En la viabilización de campos menores, lo
primero que debe hacer el productor es un plan
de producción que incluya, entre otros aspectos,
la metodología para el cálculo de reservas, un
programa de perforación de pozos, los métodos
de extracción y los procesos a los cuales se
someterán los fluidos producidos antes del
punto de entrega. Lo anterior se llevará a una
estimación del pronóstico de producción anual de
hidrocarburos. Estas actividades deben contemplar
el cumplimiento de los requisitos ambientales y
sociales, el desarrollo y la ejecución de las pruebas
extensas y la definición de la comercialización en
fases tempranas de producción.
El valor agregado durante las etapas de
exploración y posible producción temprana es,
para el productor de hidrocarburos líquidos, que
el uso eficiente del gas asociado le permitirá
Foto: 123RF
Los pequeños campos de
producción de petróleo
y gas están empezando
a ser atractivos para el
sector. Existen varias
alternativas para su
aprovechamiento.
A continuación,
destacamos tres de ellas.
El sector ha
puesto su mirada
en la viabilización
de la producción
de gas natural en
campos menores.
mejorar escenarios de producción y evitar cierres
de campos por incumplimientos ambientales; y
para el productor de gas, que durante las fases
exploratorias la incertidumbre alrededor de la
capacidad real del campo y el marco regulatorio
le exigen el diseño de una estrategia para el uso
eficiente del recurso disponible.
En este artículo se quieren destacar las
siguientes alternativas de aprovechamiento del
gas natural, resaltando sus beneficios y aspectos a
tener en cuenta: a) Conexión al Sistema Nacional
de Transporte -SNT-; b) Generación Eléctrica en
Sitio; y c) Gas Natural Comprimido.
En la viabilización de campos menores, lo
primero que debe hacer el productor es un plan
de producción que incluya, entre otros aspectos,
la metodología para el cálculo de reservas.
23
Magasín
OPERACIÓN
Conexión al Sistema Nacional de Transporte:
permite garantizar el aprovechamiento del
gas disponible para suplir la demanda de este
combustible en diferentes mercados; en general,
es una alternativa que presenta altas inversiones
y costos fijos de operación y mantenimiento
(O&M), debido, primordialmente, al cumplimiento
Regulatorio de Calidad de Gas. Con base en
la oferta disponible existen opciones para
viabilizar el transporte por tuberías a través de
tarifas reguladas o convenios privados con el
transportador o el cliente final; adicionalmente,
esta alternativa depende de la capacidad de
transporte disponible en la zona donde esté
ubicado el campo. Entre los beneficios de
esta opción se encuentran la posibilidad de
comercializar la totalidad de la producción en
el largo plazo, acceder a diferentes mercados
24
Magasín
El uso eficiente
de gas asociado
permitirá, a los
productores de
hidrocarburos
líquidos, mejorar
escenarios de
producción y evitar
cierres de campos
por incumplimientos
ambientales.
y tener un costo final de gas que considera
tarifas reguladas de transporte y distribución,
las cuales se van a ver reflejadas en una mayor
competitividad del producto.
Generación Eléctrica en Sitio: permite
aprovechar el recurso disponible para suplir la
demanda eléctrica del campo durante las pruebas.
Existen diversas tecnologías de generación
-motogeneradores, microturbinas, turbinas, etc.cuya escogencia dependerá de las características
del combustible, la cantidad disponible y los
requerimientos propios del proceso. Cuando la
cantidad de gas disponible supera la demanda
requerida por el productor en su campo, es posible
conectar el centro de generación al Sistema
Interconectado Nacional -SIN- y comercializar
la energía eléctrica en el mercado. Con esta
opción se aumenta la confiabilidad eléctrica -por
autogeneración- y se aprovecha eficientemente
el recurso disponible en los campos durante sus
fases iniciales de producción, evitando así su
quema en flares o teas.
Gas Natural Comprimido: se conoce como
gasoductos virtuales, es decir proveer gas a
diferentes sectores mediante su transporte
en cisternas a alta presión. Dependiendo de
la cantidad a transportar se dimensionan los
equipos involucrados, estación madre, cisternas
para el transporte a las estaciones o la industria,
y estaciones hijas para abastecer los vehículos.
Generalmente es una alternativa viable para
distancias de transporte inferiores a 200 km, por el
efecto que los costos de transporte pueden tener
sobre la competitividad del costo final del gas.
Entre los beneficios se pueden incluir: reducción
en la quema de gas, alimentación de redes de
distribución, venta del producto a estaciones de
gas natural vehicular y aprovechamiento de los
recursos durante fases iniciales de producción que
en otro caso deberían quemarse.
Las alternativas anteriormente descritas
son algunas de las disponibles para viabilizar la
producción de gas natural en campos menores
y resulta de suma importancia analizarlas de
manera integral con el fin de monetizar el
recurso disponible durante el periodo de pruebas
extensas o entrada temprana de los campos
El gas natural comprimido, generalmente,
es una alternativa viable para distancias
de transporte inferiores a 200 km.
menores. Esta estrategia podrá contribuir a
viabilizar la producción del campo en el largo
plazo, brindándole al productor el mayor
valor de su producto. Es muy común que los
productores quieran optar por conectarse al
SNT; sin embargo, la construcción o ampliación
de las redes de transporte existentes podría
tomar tiempos significativos y en estos casos las
alternativas arriba indicadas podrían acelerar el
ingreso del producto al mercado.
25
Magasín
OPERACIÓN
Gas natural sintético:
sin límites
Existen diferentes sistemas de suministro de combustible
que pueden remplazar el gas natural y que ayudan a
satisfacer la demanda en momentos pico. Se trata del aire
propanado y de las plantas de peak shaving.
26
Magasín
También conocido
como gas natural
sintético -GNS-,
es el resultado de
la conversión de
propano líquido
a gaseoso, el cual
se mezcla con el
aire hasta lograr
un producto
compatible con el
gas natural.
Por María Camila Peña Pedroza
El gas natural es uno de los
combustibles más utilizados a nivel
mundial por su facilidad de transporte
y sus características amigables con
el medioambiente. De allí que en
Colombia se haya masificado su uso
industrial, residencial y vehicular.
No obstante lo anterior,
existen zonas donde puede haber
interrupciones en el suministro de gas
natural, principalmente por hechos
de la naturaleza. Cuando se presentan
estos racionamientos los usuarios
se ven afectados y deben recurrir
a energéticos sustitutos, lo que les
implica aumento de costos y en el caso
de las industrias, severos impactos en
sus procesos productivos.
Aire propAnAdo, back up
de emergenciA
También conocido como gas
natural sintético -GNS- resultante de
la conversión de propano líquido a
gaseoso, que es mezclado con el aire
el gas natural es uno
de los combustibles
más utilizados a nivel
mundial, gracias
a su facilidad de
transporte y sus
características
inofensivas con el
medioambiente.
hasta lograr un producto compatible
con el gas natural. Este energético
se usa para mitigar las situaciones
inesperadas, por lo que es considerado
un sistema confiable y una alternativa
ante cortes e interrupciones.
El GNS puede ser usado como
remplazo directo del gas natural en
aplicaciones de combustión, siendo
las únicas restricciones los procesos
que utilizan gas como materia prima
y aquellos que no toleran el nitrógeno
en proporciones superiores a 8%.
En este sentido, trabajar con GNS en
quemadores, calderas, turbinas o equipos
permite intercambiabilidad automática.
Esto hace que el cambio de combustible
funcione como cuando en un edificio
se quedea sin electricidad y, de forma
inmediata, entra a trabajar la planta de
emergencia. Esta intercambiabilidad con
el gas natural le brinda ventajas sobre el
mismo GLP, el ACPM y el fuel oil.
Usos del aire propanado
• Sistemas de confiabilidad: cuando ocurren interrupciones de hasta 10 días.
• Sistemas de respaldo: en donde se presentan interrupciones de hasta 3 días.
• Suplemento en horas pico: plantas peak shaving.
27
Magasín
OPERACIÓN
InformacIón oportuna
y confiable
Tras implementar NTGas2.0,
los resultados de la solución
tecnológica saltan a la vista. La
satisfacción de los clientes con
el proceso de nominación, el cual
tuvo un incremento de 75 a 90%,
es uno de los mayores avances.
28
Magasín
Por María Angélica Huérfano
La herramienta 100% web, desarrollada
por una firma local, permite suministrar
información confiable y en tiempo real sobre
las transacciones del mercado de transporte
de gas, lo que garantiza un notable aumento
de la productividad.
De acuerdo con Carlos Castaño, Profesional
de la Gerencia de Operaciones de Promigas,
“la implementación del NTGas2.0 ha
representado para la compañía avances
significativos en productividad, gracias
Foto: 123RF
El desarrollo de una
aplicación móvil para
Promigas proporcionará
valor agregado a los servicios
que brinda a sus clientes y
usuarios en general.
a que las aplicaciones completamente web le
facilitan tanto a los clientes como a usuarios
internos ingresar a la información a través de
canales que compaginan adecuadamente con
las diferentes herramientas tecnológicas hoy
disponibles en el mercado”. Es así como se
puede acceder a la herramienta desde cualquier
computador o sistema operativo, sin necesidad
de conexiones especiales ni costos adicionales.
Otra de las grandes ventajas de la herramienta
es que posibilita la integración inmediata de los
participantes del proceso, entre estos, remitentes,
productores y comercializadores, usuarios que
manejan la plataforma de manera eficiente
debido a los programas de capacitación que
reciben periódicamente.
Estos buenos resultados motivaron a
Promigas a implementar una nueva versión de la
solución, un modelo de arquitectura orientada a
servicios, la cual denominamos SIOGAS 2.1. Esta
versión multiempresas permite a las diferentes
organizaciones transportadoras de gas natural
acceder a bases de datos y sistemas operativos
compartidos por la compañía.
Adicionalmente, Promigas inició la
construcción del primer módulo de software
para dispositivos móviles enfocado en el proceso
de nominación de transporte de gas natural, el
cual otorgará flexibilidad de acceso y uso de la
información de nominaciones, renominaciones
y cuentas de balance, datos que podrán ser
consultados desde una amplia gama de
dispositivos móviles, sin restricción de hora ni lugar.
Se trata de una aplicación dinámica que
interactúa con los componentes de datos
existentes, mediante servicios web soportados en
WCF (Windows Comunications Fundations).
El propósito es que se distribuya e instale
desde las tiendas de aplicaciones como Android
(Google Play) y Apple (App Store), todo el
proceso sujeto a las políticas de aprobación de
estas tiendas y que las aplicaciones puedan ser
utilizadas en diferentes equipos móviles con
sistemas operativos iOS versión 6 o superior y
Android versión 4 o superior.
“El desarrollo de una aplicación móvil
para Promigas proporcionará valor agregado
a los servicios que brinda a sus clientes y
usuarios en general, pues la movilidad se ha
convertido en parte importante de la estrategia
tecnológica de las empresas de todo el mundo”,
señala Castaño. Son soluciones que apuntan
al aumento de la productividad, gracias a la
rapidez de interacción e intercambio de datos
sensibles para la toma de decisiones.
29
Magasín
GESTIÓN SOSTENIBLE
Nuestra
gestióN
sosteNible
2012
Queremos compartir con nuestros accionistas, clientes y
otros grupos de interés, el resumen de nuestro segundo
Informe Anual de Gestión y Sostenibilidad elaborado
bajo los principios del Global Reporting Initiative -GRI-.
Esta metodología ofrece una visión integral que
incluye además de los resultados económicos,
los ambientales y sociales. Desde 2010, Promigas
definió su nueva estrategia corporativa y en
2011 identificó el estado de su gestión en
el marco de la sostenibilidad. Este enfoque
hoy en día se evidencia en la extensión de su
30
Magasín
alcance a elementos estratégicos de la empresa,
como la Política Corporativa, la cual incluye
ocho compromisos que tienen en cuenta las
expectativas de nuestros grupos de interés.
En el marco de nuestros compromisos, este
año alcanzamos logros y enfrentamos algunas
dificultades que presentamos en este resumen.
CreCimiento sostenido
Aspectos sectoriales y regulatorios
En 2012 se emitieron las resoluciones
tarifarias para las compañías transportadoras,
entre ellas Promigas, lo que representó, en
nuestro caso, un atraso de más de 5 años.
La mayoría de estas empresas se vieron
forzadas a interponer recursos de reposición,
con el fin de obtener el reconocimiento
de las inversiones necesarias para ampliar
su infraestructura y su servicio y lograr así
la consideración de criterios esenciales al
fijar tarifas. Sin dejar de buscar soluciones
posteriores a nuestras diferencias, aplicamos
las nuevas tarifas a finales de 2012.
Por otra parte, el Ministerio de Minas y
Energía actualizó el índice de abastecimiento e
incluyó un análisis de las reservas y demandas
para garantizar la demanda a nivel nacional y
definir las posibilidades de exportación de gas.
y los organismos de socorro; se pudo dar una
solución oportuna y efectiva que evitó una
grave emergencia y aseguró las entregas a
las distribuidoras para atender a los usuarios
residenciales y de gas natural vehicular.
Nuestras operaciones de transporte
Gasoducto*
Longitud del gasoducto (km)
2363
Presión máxima (Psig)
1200
Capacidad máxima (Mpcd)
545
Volumen transportado por sectores (Mpcd)
182,1
169,1
Consumo de gas natural en Colombia
• El consumo de gas natural de 894 Mpcd en
promedio, se incrementó 2% con respecto a 2011.
• En 2012 se vincularon al servicio de gas natural
más de 450 000 nuevos usuarios residenciales,
para un total que supera las 6 500 000 familias
atendidas, principalmente de los estratos 1 y 2.
También se resalta que los usuarios industriales
sumaron más de 4000.
• El gas natural siguió siendo, por quinto año
consecutivo, el servicio mejor calificado por
la Superintendencia de Servicios Públicos
Domiciliarios -SSPD-.
Promigas
113,0
115,0
33,8
36,2
16,2
16,4
2011
2012
Termoeléctrico
Variación -8%
Industrial
Variación 2%
Doméstico
Variación 7%
GNCV
Variación 1%
El volumen transportado fue de 336,7 Mpcd, 2%
inferior a 2011, primordialmente por menores
consumos del sector eléctrico.
Hechos corporativos 2012
• La Junta Directiva aprobó el contrato de
promesa de compraventa de 100% de las
acciones de Promitel, negociación que se
terminó el 31 de enero de 2013.
• Renovamos nuestra marca y establecimos
una nueva imagen.
• Nos fue otorgada la calificación BBB internacional
y AAA para la emisión de deuda local.
• Como consecuencia del cambio climático,
enfrentamos una emergencia en el tramo del
gasoducto troncal ubicado en la isla Cabica.
Gracias a los esfuerzos de Promigas y al trabajo
coordinado con el Gobierno, las comunidades
31
Magasín
GESTIÓN SOSTENIBLE
Nuestro portafolio de inversiones
Transporte de gas natural
Indicadores
operacionales*
Longitud del
gasoducto (km)
Transmetano
Transoriente
Transoccidente
189
333
11
Volumen transportado
(Mpcd)
45
20**
36
Capacidad máxima (Mpcd)
78
42***
69
Capacidad contratada (Mpcd)
69
50
64
Volumen/capacidad
máxima (%)
58
68
51,9
Crecimiento (%)
10
62
5,4
*Cifras de 2012.
**Volumen
transportado
GibraltarBucaramanga: 20
Mpcd. Volumen
transportado
BarrancabermejaPayoaBucaramanga: 14
Mpcd.
***Capacidad
máxima GibraltarBucaramanga: 42
Mpcd. Capacidad
máxima
BarrancabermejaPayoaBucaramanga: 32
Mpcd.
Soluciones Integrales
para la Industria: Promisol
• Cambió de razón social y de marca, pasando
de Promigas Servicios Integrados SAS (PSI) a
Promisol SAS.
• Renovó los contratos con sus clientes para la
prestación de servicios de deshidratación y
compresión.
• Llegó a un acuerdo para comprar 51%
de Enercolsa SA, empresa localizada en
Cartagena, con el propósito de ampliar su
portafolio de servicios y cobertura.
• Obtuvo la certificación de sus sistemas de
gestión bajo las normas ISO 9001 (calidad),
OHSAS 18001 (seguridad y salud ocupacional)
e ISO 14001 (ambiental).
Distribución de gas natural
Las distribuidoras de nuestro portafolio
llevaron el gas natural a más de 2 616 000
usuarios en Colombia, 40% del mercado nacional,
lo que representa más de 9 millones de personas,
y a más de 100 000 usuarios en Perú.
Según los resultados de la encuesta
anual realizada por las respectivas
Cámaras de Comercio de cada ciudad,
las empresas distribuidoras de gas natural
de nuestro portafolio se ubicaron, por
noveno año consecutivo, en el primer lugar
de sus respectivas regiones, entre todos los
prestadores de servicios públicos.
32
Magasín
Cobertura*
Número de
poblaciones
Mercado
potencial
Gases de
Occidente
Surtigas
Cálidda
133
25
39
12
1 247 188
649 274
821 962
516 093
112 995
1 935 876
76,79
83,79
89,63
80,60
90,79
41,56
Gases de
Occidente
Surtigas
Efigas**
Gases
de La
Guajira**
Gases del
Caribe
52 521
34 105
1 116 687
617 589
Usuarios del periodo
60 601
40 112
Usuarios acumulados
857 556
1 035 191
Volumen (miles de m3)
Efigas**
133
Anillos del
periodo
Anillos acumulados
Gases
de La
Guajira**
108
Cobertura (%)
Indicadores
operacionales*
Gases del
Caribe
30 846
Cálidda
42 953
3321
70 358
803 914 490 544
89 731
243 380
41 792
5019
39 519
561 995
720 563 395 389
80 602
103 721
640 570
1 060 117 362 368
22 703
4 762 898
32 382
*Cifras de 2012. **Empresas del portafolio de Gases del Caribe.
Beneficiarios Brilla,
por estrato 2012
Brilla, negocio inclusivo
de financiación no bancaria
• En sus 5 años de operaciones ha beneficiado
alrededor de 800 000 familias, a quienes se les ha
otorgado más de $700 000 millones en créditos.
• Cabe destacar que fue seleccionada por el
G20 entre los 14 casos ganadores de más de
290 representantes de 75 países y reconocida
como modelo innovador de negocio inclusivo
en países en vía de desarrollo.
Estrato 5
1%
Estrato 4
Estrato 6
4%
1%
Estrato 3
19%
Estrato 1
Indicadores históricos
32%
Créditos colocados
(millones de pesos)
738 557
Número de usuarios
beneficiados
834 589
Cartera
(millones de pesos)
283 782
Porcentaje cartera
>60 días (%)
1,50
Estrato 2
43%
33
Magasín
GESTIÓN SOSTENIBLE
Estados Financieros
Distribución y comercialización
de energía eléctrica: Compañía
Energética de Occidente –CEO–
Cobertura
(zona de influencia: Cauca)
Número de poblaciones
Usuarios totales
Kilómetros de redes
Indicadores operacionales
Nuevos usuarios
Balance General
(Cifras en millones de pesos)
Activo
2012
38
dic-11
dic-12
%
Activo Corriente
163 520
174 427
6,7
Activo Fijo Neto
321 540
377 390
17,4
293 058
Otros Activos
1 898 165
2 055 973
8,3
20 545
Total Activos
2 383 225
2 607 790
9,4
2012
Pasivo
6425
dic-11
dic-12
%
Pasivo Corriente
250 254
408 146
63,1
828 588
690 364
-16,7
Ventas de energía (GWh)
457
Largo Plazo
Pérdidas de energía (%)
21,9
Total Pasivos
1 078 842
1 098 510
1,8
Total Patrimonio
1 304 383
1 509 281
15,7
Pasivo +
Patrimonio
2 383 225
2 607 790
9,4
Participación de usuarios por sector
Residencial (%)
94,44
Comercial (%)
3,75
Industrial (%)
0,52
Otros (%)
1,30
Gestión económica
y financiera corporativa
Resumen Estado de Resultados
(Cifras en millones de pesos)
2011
2012
%
Ingresos
Operacionales
226 216
246 206
8,8
Estados financieros
Costos y Gastos
157 090
191 444
21,9
La utilidad neta fue $240 869 millones, lo que
significa un crecimiento de 29,1% en relación con
2011. Con estos resultados se alcanzó una ejecución
de 110% del presupuesto aprobado para 2012.
Ebitda
120 407
106 482
-11,6
69 125
54 762
-20,8
Otros Ingresos
200 303
242 039
20,8
Otros Egresos
79 125
79 858
0,9
Utilidad Neta
186 507
240 869
29,1
Utilidad
Operacional
CONdUCTA éTICA y TRANsPARENTE
Las conductas y prácticas éticas y
transparentes son una constante en la
organización y son lideradas por la alta dirección.
Por ello hemos definido y priorizado tres pilares
fundamentales: Código de Conducta, Código de
Buen Gobierno y Política Antifraude.
Dentro de este compromiso queremos destacar
la alianza interempresarial liderada en 2012 para
llevar a cabo un taller con la firma internacional
Global Compliance1, dirigido a empresas privadas con
el objeto de posicionar y fortalecer la forma adecuada
de realizar investigaciones. Al evento de formación
34
Magasín
Global Compliance:
experta en la
implementación de
sistemas de reportes
confidenciales y
en los métodos
para investigar las
posibles conductas
inapropiadas.
1
La excelencia operacional
es una de las premisas para
ofrecer a nuestros clientes
un servicio de transporte
de gas natural confiable.
que esta firma realizó por primera vez en Colombia,
asistieron representantes de diferentes empresas,
entre ellas EPM, UNE, Avianca, Prodeco y Ecopetrol;
algunas de las cuales visitaron posteriormente a
Promigas para conocer iniciativas específicas.
Cultura De CaliDaD y serViCio
El servicio prestado a nuestros clientes está
soportado en la cultura interna de servicio, en la
que el cumplimiento, la calidad, la comunicación
y la actitud son aspectos fundamentales para
llevar a cabo, de manera satisfactoria, los
procesos. En la última medición, el índice de
satisfacción fue de 92,03%, superior en 4,8% al
de la medición del año inmediatamente anterior.
La excelencia operacional es una de las
premisas para ofrecer a nuestros clientes un
servicio de transporte de gas natural confiable
y con disponibilidad permanente, lo que nos
motiva a desarrollar nuestra operación con un
estricto cumplimiento de los más altos estándares
de calidad y de las normas y reglamentaciones
nacionales e internacionales aplicables al negocio.
Nuestra operación se vio alterada por las
extremas condiciones climáticas de finales
de 2011 e inicios de 2012, cuando las lluvias
impidieron el normal desarrollo de nuestras
labores afectando un tramo del gasoducto
troncal frente a la isla Cabica. El cambio climático
está siendo determinante en el transporte de
gas natural imponiendo nuevos retos que tanto
agentes como reguladores debemos enfrentar.
Modelo indicativo de
gestión de centros de control
Elegimos, de manera voluntaria, acogernos a
la reglamentación presentada por la Pipeline and
Hazardous Materials and Safety Administration
–PHMSA–, dirigida a asegurar los factores
humanos y otros aspectos de la administración
del centro de control denominado Control
Room Management Final Rule, como una buena
práctica para seguir fortaleciendo nuestra
promesa de excelencia operacional.
Indicadores de
nuestros servicios
Volumen de gas
transportado (Mpcd)
Capacidad máxima (Mpcd)
Promedio volumen /
capacidad (%)
Porcentaje de volumen
contratado con clientes (%)
Fugas de gas (número)
Índice de pérdidas de gas (%)
2011
2012
345,1
336,7
545
545*
63,32
72,70
100
100
10
7
0,4829
0,6652
2011
2012
*Debido a la afectación generada al gasoducto troncal,
la capacidad promedio de transporte fue de 463 Mpcd.
Disponibilidad, confiabilidad
y continuidad del servicio
Número de eventos de interrupción
del servicio (atribuibles a Promigas)
0
1
Número de eventos de interrupción
del servicio (atribuibles a terceros)
8
13
Disponibilidad del servicio (%)
100
99,9994
Confiabilidad del servicio (%)
100
99,9994
Continuidad del servicio
de transporte (%)
100
99,9996
Este es un modelo indicativo de gestión para
centros de control de transporte de gas natural,
que contiene recomendaciones concernientes a
aspectos como entrenamiento, manejo de fatiga,
sistemas de gestión de alarmas y divulgación de
información oportuna, entre otros.
Proyectos de mantenimiento
Con una inversión aproximada de $22 600
millones, Promigas adelantó en 2012 un
programa de adecuación del gasoducto que
incluyó la rehabilitación de 35 kilómetros de
recubrimiento, y el remplazo y la automatización
de 14 válvulas de seccionamiento en el
gasoducto troncal. Con esto se espera mejorar los
niveles de integridad requeridos para garantizar
la seguridad del sistema y la confiabilidad en el
suministro de gas a los clientes.
El cambio climático está siendo
determinante en el transporte de gas natural,
imponiendo nuevos retos que tanto agentes
como reguladores debemos enfrentar.
35
Magasín
GESTIÓN SOSTENIBLE
Comunicación con clientes
La relación con nuestros clientes se enmarca
en procesos de comercialización transparentes,
respuestas oportunas y retroalimentación
permanente, todo esto acompañado de la actitud
de servicio que nos caracteriza.
Por medio de diversos canales de comunicación,
además de suministrarles información y novedades
sobre el negocio y la operación, también pueden
hacer sus requerimientos o solicitudes. Disponemos,
por ejemplo, del Boletín Electrónico de Operaciones
-BEO- para que nuestros clientes y la SSPD accedan
a información actualizada en tiempo real de la
operación del sistema de transporte de gas natural.
Entorno sEguro y saludablE
A raíz de los dos fuertes y continuos
Fenómenos de La Niña, se actualizó la valoración
de los riesgos en integridad y se ejecutaron obras
como construcción de variantes, profundización
de tubería y construcción de obras de protección
geotécnica en segmentos críticos.
También seguimos con los programas
preventivos de inspección diaria del derecho
de vía en las zonas urbanas y adelantamos los
diseños preliminares y el cálculo presupuestal
para la construcción de variantes que nos
permitirán evadir las zonas de alta consecuencia
más críticas del gasoducto troncal.
Adicionalmente, con el objetivo de disminuir el
riesgo de accidentalidad, implementamos programas
de gestión enfocados en el manejo seguro de las
tareas de alto riesgo de nuestras operaciones.
talEnto humano intEgral
Propendemos por el desarrollo integral de
nuestra gente en sus dimensiones intelectual,
afectiva, social y física. En 2012 invertimos más
de $45 000 millones en salarios, prestaciones y
beneficios para nuestros colaboradores que, a
cierre de 2012, sumaban 346.
atención de solicitudes,
quejas y reclamos
2012
2011
2012
número de solicitudes
7
9
30
número de
solicitudes resueltas
7
9
27
tiempo promedio de
resolución de solicitudes
(días)
15
10
6
número de quejas
y reclamos
99
61
54
número de quejas
y reclamos resueltos
99
61
54
4
5
8,5
tiempo promedio
de resolución de
quejas y reclamos (días)
Para mitigar
los efectos del
Fenómeno de
La Niña, entre
otras acciones, se
realizaron obras
encaminadas
en proteger la
infraestructura de
los gasoductos.
• El consumo de energía eléctrica disminuyó en
199 843 kWh con respecto a 2011.
• Contamos con un banco de baterías
que funcionan con energía solar para la
operación de equipos de transmisión de
datos a lo largo del gasoducto.
• Adelantamos obras en las estaciones Sahagún y
Palomino, con las que hemos logrado un ahorro
de 43% en el consumo proveniente de aguas
subterráneas en estas estaciones.
rEsponsabilidad ambiEntal
provEEdorEs sostEniblEs
Contamos con un Sistema de Gestión
Ambiental certificado bajo la norma ISO 14001,
que orienta nuestro compromiso y nos permite
llevar a cabo la operación de manera armónica
con el entorno. En 2012:
• Invertimos cerca de $1350 millones
en gestión ambiental.
Las relaciones comerciales con nuestros
proveedores se dan en el marco de la ética y la
transparencia. En 2012:
• Participaron en el desarrollo de nuestra
gestión empresarial 1091 proveedores
y contratistas de bienes y servicios con
contratos por valor de $224 149 millones.
36
Magasín
• Participamos en la primera rueda de negocios
de Naturgas que propició el contacto entre
compradores y proveedores de la cadena
industrial y comercial del gas natural.
• Realizamos ajustes a nuestro proceso de
compras para hacerlo más eficiente y ágil,
estandarizando nuestro documento de
Condiciones generales y descentralizando
algunos tipos de compra no relacionados
directamente con la operación.
• Hicimos extensivos nuestros lineamientos
en salud, seguridad y ambiente a todos los
proveedores y contratistas que prestan servicios
significativos para nuestra operación.
COmuniDaDEs COn CaliDaD DE viDa
Trabajamos por el desarrollo
Contribuimos al mejoramiento de la calidad
de vida en las regiones donde operamos,
directamente y a través de la Fundación Promigas,
privilegiando el desarrollo de comunidades
educativas, de territorios y del conocimiento.
Gracias a su experiencia de 13 años, hoy en
día, la Fundación es un referente de innovación
social y de gestión de conocimiento que ha
aportado con sus iniciativas a importantes
cambios en las comunidades, principalmente
relacionados con la generación de conciencia
sobre la educación de calidad.
Durante este tiempo, la Fundación trabajó con
507 establecimientos educativos, acompañando
a 2469 maestros y directivos, y beneficiando de
manera indirecta a 289 885 estudiantes. Esta fue
una clara contribución al logro de los objetivos de
mejoramiento del plan sectorial de educación del
Gobierno Nacional y particularmente al propósito
de transformar la calidad de la educación del
Ministerio de Educación Nacional.
Innovación social
Sabemos que la innovación social es tarea
de todos, por ello trabajamos para forjar
comunidades autónomas e innovadoras que
agreguen valor a su proceso de crecimiento.
En 2012, dos de nuestros proyectos, Jóvenes +
Emprendedores y Lectores Saludables, fueron
seleccionados por el Centro de Innovación
Social del Gobierno colombiano, en el marco
de su proyecto HILANDO, por su perspectiva de
innovación social al impactar el mejoramiento
de la calidad de vida en poblaciones vulnerables,
convirtiéndolos en ejemplos con potencial de
réplica en todo el país y América Latina.
Inversión social de la
Fundación Promigas en 2012
Concepto
Educación
Fortalecimiento
económico y productivo
Donaciones y contribuciones
Cifras en pesos
2 502 643 866
221 216 719
1 260 724 660
Otros
285 474 001
Total
4 270 059 246
37
Magasín
ECONOMÍA
De frente
a las emergencias
Desde agosto de 2011 hasta
febrero de 2012, la Fundación
Promigas adelantó, en
conjunto con la Universidad de
Cartagena, un estudio sobre la
capacidad de respuesta de los
gobiernos y la sociedad frente
a los desastres en la región
Caribe colombiana.
Con el deseo de contribuir al fortalecimiento de las
políticas y los programas locales y de visibilizar la
gestión de riesgo frente a la emergencia invernal, la
Fundación Promigas decidió emprender un análisis
propositivo de dicha problemática dentro del
marco de la línea de investigación sobre SociedadEmpresa y Desarrollo.
El objetivo principal estaba claro: aportar
conocimiento a la región con respecto a dicha
gestión del riesgo, independientemente de la
ayuda humanitaria brindada durante la época de
lluvias a las zonas de influencia de la compañía.
Antecedentes
Todo comenzó debido a la necesidad de
Promigas de ayudar a las poblaciones del sur del
Atlántico que se vieron damnificadas a causa de una
de las peores temporadas invernales en Colombia.
38
Magasín
A diferencia de otras empresas, que en
su momento optaron por hacer donaciones
monetarias o brindar alimentos y objetos,
Promigas se empeñó en colaborar de una manera
especial, buscando impactos perdurables. Fue
así como se realizaron viajes a los departamentos
afectados y reuniones con los organismos de
socorro, con el propósito de identificar a dónde
debía apuntar la ayuda. En dicha fase exploratoria,
los resultados mostraron que faltaba mayor
articulación en el trabajo de los gobiernos
locales, las entidades de apoyo y la comunidad en
general, así como conocimiento, organización e
infraestructura básica (equipos de salvamemento
y de comunicaciones, entre otros), para responder
eficazmente ante una situación de desastre.
En un principio, Promigas decidió darles un
empujón a dichos organismos, proveyéndoles los
implementos necesarios, pero siguió indagando en
la posibilidad de encontrar una solución a mediano
y largo plazo. De esta manera, surgió la propuesta de
realizar un estudio que valorara en mayor detalle la
problemática institucional de la costa Caribe frente a
la atención de emergencias y desastres.
DesArrollo y metoDologíA
Así pues, los equipos de investigación de
la Fundación Promigas y de la Universidad de
Cartagena elaboraron el estudio respectivo
que incluyó un análisis de la problemática y un
análisis prospectivo con representantes de los
comités de atención y prevención de desastres,
organismos de socorro, Promigas y expertos en
la temática, a fin de visualizar las mejoras que
exigía el sistema en el ámbito regional.
Inicialmente, tras estudiar los Planes de
Ordenamiento Territorial y los Planes de Desarrollo,
se dieron cuenta de que parte del problema
radicaba en que el componente de gestión del
riesgo no era un elemento que estuviera presente
en dichos instrumentos de planificación.
Asimismo, se realizó un análisis histórico de las
inundaciones encontrándose que los tiempos de
fuertes lluvias representaban un retroceso en la
calidad de vida de las poblaciones más vulnerables.
En la etapa final del estudio, el Banco Mundial
inició una investigación sobre la misma situación,
pero desde una perspectiva nacional, permitiéndole
a la Fundación comparar el análisis y las
coincidencias en los resultados de ambos estudios.
El estudio de
la Fundación
Promigas dejó
en evidencia
ciertos
parámetros
en pro del
mejoramiento
de la atención
de desastres.
ConClusiones PrinCiPAles
• El riesgo futuro no puede ser afrontado desde
la visión de departamentos y municipios sino
como una amenaza regional.
• La acción prospectiva no puede concentrarse
en el Gobierno Nacional, pues es una
responsabilidad de todos los actores de la región.
• El sistema de gestión integral del riesgo
no puede ser una sumatoria de funciones
institucionales sino transformarse en un
macroproceso misional compartido e inspirado
en la visión de ser una región segura y próspera.
• Las universidades y empresas socialmente
responsables deben asumir un rol de liderazgo
en la transformación del sistema territorial de
gestión integral del riesgo.
• Solo la inversión en educación de la sociedad
garantiza hacia el futuro la reducción de
las causas de emergencias climáticas, que
son un factor real de subdesarrollo de las
comunidades vulnerables.
A diferencia de otras empresas, que en su
momento optaron en hacer donaciones
monetarias o brindar alimentos y objetos,
Promigas se empeñó en colaborar de una
manera especial, con conocimientos que
ayuden a reflexionar y prospectar soluciones
eficaces para el sistema de atenciòn y
prevención de desastres en nuestra región.
39
Magasín
Una lUcha
por la igualdad
Respondiendo a su compromiso social,
Promigas, a través de su Fundación, trabaja por una
educación con equidad y por el desarrollo de las
comunidades más vulnerables de Colombia.
En marzo del presente año, la Agencia Nacional
para la Superación de la Pobreza Extrema -ANSPE-,
dentro del marco de su proyecto Hilando, le otorgó
una mención especial a la Fundación Promigas
por considerar como experiencias innovadoras
dos de sus iniciativas sociales: Jóvenes +
Emprendedores y Lectores Saludables.
Lo anterior no solo evidencia el fuerte
sentido de responsabilidad social que tiene la
Fundación para adelantar acciones en contra de
40
Magasín
la desigualdad, sino que representa un honor y un
gran reconocimiento al trabajo desarrollado.
Jóvenes + emprendedores
Este proyecto se puso en marcha dentro del
marco de la política nacional de articulación de
la oferta educativa con el mundo productivo. Su
objetivo primordial es estimular competencias
empresariales y laborales en los estudiantes
de grados superiores (noveno, décimo y once),
Casos exitosos
Kelys Johanna Uriana Sierra
es un ejemplo modelo del
impacto positivo que ha
tenido el programa Jóvenes
+ Emprendedores en las
comunidades. Esta estudiante
de grado noveno, en 2011,
del Colegio Denzil Escolar en
Riohacha (La Guajira), asistió
durante ocho meses a las
capacitaciones respectivas y
al final presentó un plan de
negocio viable para recibir
el apoyo financiero de la
Fundación. Desde enero de
2013, la Tienda de Kelys ha
funcionado exitosamente,
con un promedio de venta
diario de $60 000, es decir,
$1 800 000 al mes.
Un total de 206 niños en
la escuela CE Campo Bello,
ubicada en la vereda Sabana
Córdoba del municipio de
Chimá, se vieron beneficiados
gracias al trabajo realizado
entre profesores, padres de
familia y miembros de la
comunidad tras la orientación
del programa Lectores
Saludables. En este lugar, la
higiene en el comedor fue el
foco a mejorar. Fue así como
se adecuó la infraestructura
del lugar y se emprendió
una campaña de aseo para
manipular de manera salubre
los alimentos y para que el
menú diario fuera variado,
saludable y nutritivo.
+ Emprendedores en los municipios de Soledad,
Campo de la Cruz, Malambo y Caracolí en el
departamento del Atlántico; Sahagún, en el
departamento de Córdoba; Santa Marta en el
Magdalena, y Riohacha, en La Guajira, entre otros.
Lectores saLudabLes
de instituciones educativas oficiales, urbanas y
rurales de estratos 1 y 2.
¿Cómo? A través del desarrollo de capacidades
institucionales y de la generación de planes
de negocio que pueden ponerse en práctica
más allá de la escuela. Lo anterior evidencia un
factor de innovación importante, ya que es una
manera de empoderar a la comunidad para
que genere capacidades que les permitan a sus
familias tener una fuente de ingresos, aparte de
los subsidios o programas del Estado. Y eso no
es todo, la iniciativa de la Fundación Promigas, a
través del programa de formación para el trabajo,
también les ofrece créditos para la creación y el
fortalecimiento de sus microempresas.
Hasta el momento, alrededor de 2300
personas se han visto beneficiadas con Jóvenes
Esta propuesta surgió de la necesidad de
promover el autocuidado y las prácticas positivas
como la higiene, el descanso, el ejercicio y los
buenos hábitos alimenticios en niños localizados
en zonas rurales o deprimidas, a través de un
método sencillo, pero enriquecedor: la lectura.
Adicionalmente, la iniciativa también busca
satisfacer las necesidades de salud en los pequeños,
impulsando a la institución a que organice su
entorno con el fin de lograr coherencia con el
proyecto. Mejorar la limpieza de las edificaciones,
garantizar la existencia de agua y jabón en los baños
y organizar las basuras, son solo algunos ejemplos
de intervenciones en las infraestructuras.
El programa Lectores Saludables –que hasta el
momento ha llegado a 324 escuelas– constituye un
aporte a dos estrategias nacionales relacionadas
con la salud: Escuelas Saludables, a cargo del
Ministerio de Salud y Protección Social, y el Lavado
de Manos con Jabón, de Unicef. Asimismo, aporta
al Plan Nacional de Lectura y Escritura -PNL-,
promovido por el Gobierno Nacional.
41
Magasín
Fotos: 123RF
ECONOMÍA
Brilla:
Un modelo de
negocio inclUsivo
Desde 2007, Promigas ha desarrollado un
nuevo modelo de negocio del cual se han visto
beneficiados tanto la compañía como sus usuarios.
Por Juan Pablo Gallón
¿Cómo lograr que los usuarios de un servicio
paguen la factura correspondiente a tiempo y,
al hacerlo, se sientan agradecidos con la entidad
prestadora del mismo? Aquello que para muchos
podría concebirse solo como una utopía o un
sueño, para Promigas es una realidad.
Desde hace 5 años, la compañía y las
distribuidoras de gas natural de su portafolio
exploraron y encontraron una oportunidad de
negocio para prestar un servicio adicional a sus
usuarios más activos, leales y cumplidos mediante
42
Magasín
un programa de financiación no bancaria. El
objetivo detrás de aquella iniciativa, cuyo nombre
es Brilla, es permitirles la adquisición de préstamos
destinados a mejorar su calidad de vida.
“Trabajamos con clientes que hemos
bautizado ángeles: aquellos que han terminado
de pagar su conexión de gas y que durante los
2 últimos años de su historial de pago no han
entrado en mora con la compañía. A ellos, que son
nuestros clientes VIP, les aprobamos unos cupos”,
anota Silvia Adíe Candil, Gerente de Financiación
más fInancIacIón
Para proteger el núcleo familiar en las
poblaciones vulnerables, Brilla lanzó un
programa de microseguros consistente
en pólizas a bajo costo que protegen ante
siniestros como muerte, enfermedades graves,
incapacidades parciales o permanentes y
exequias, al cual ya se encuentran vinculadas
323 000 familias. Asimismo, el interés en
las necesidades de sus usuarios motivó la
incursión, en 2012, en la financiación de la
educación en centros de formación técnica,
tecnológica y universitaria.
No Bancaria y Canales, y cabeza de este exitoso
negocio que ha recibido reconocimientos por
su carácter de modelo inclusivo, por parte de
prestigiosos organismos como la IFC y el G20,
quienes le otorgaron galardones en 2011 y 2012
por su innovación y liderazgo.
Los mayores beneficiarios de Brilla pertenecen
a los estratos 1, 2 y 3, y se les aprueban créditos
en promedio de $1 200 000 (valor aproximado
de su conexión al gas). Estos no se dan en efectivo
con el propósito de que no se vuelvan dinero
de un día, sino que se otorgan a través de una
serie de proveedores donde los usuarios pueden
adquirir materiales de construcción, herramientas,
electrodomésticos y computadores para el
mejoramiento de sus viviendas y un mayor bienestar.
A la fecha, Brilla ha impactado a más de
850 000 personas en 214 municipios de 12
departamentos, para quienes se ha convertido
en el mejor modo de financiación, evitando así
recurrir a familiares o casas de empeño para
suplir necesidades económicas.
A la vez que se han generado beneficios para
los usuarios y la comunidad en general, también
se han visto favorecidos Brilla y sus proveedores.
En sus 5 años de funcionamiento ha brindado
más de 411 millones de dólares en créditos,
destacándose que la cartera vencida mayor de
60 días es solo de 1,5%. “Este es, entonces, un
negocio autosostenible y autofinanciable, lo que
lo hace escalable”, concluye Adíe.
“Los cupos, además de ser un reconocimiento
al buen comportamiento de pago, representan
una ventaja para el negocio debido a que la
gente se esfuerza por pagar puntualmente
para no perder su crédito Brilla”, manifiesta
Silvia Adíe, quien agrega que el negocio se ha
constituido en una fuente de ingresos para
muchos usuarios porque los elementos o
electrodomésticos que adquieren y pagan son
fuente de una nueva actividad productiva.
A la fecha, Brilla
ha impactado a
más de 850 000
personas en 214
municipios de 12
departamentos
del país.
Impacto socIal de BrIlla
Con el objeto de evaluar el impacto
social de este negocio, recientemente
se realizó un estudio con la firma
Econometría entre usuarios de
estratos 1, 2 y 3, en 35 municipios
de 12 departamentos donde operan
las 5 distribuidoras de gas natural del
portafolio de Promigas. Los resultados
evidenciaron que:
• 28,7% de los usuarios tienen a Brilla
como su única opción de financiación.
• 11,8% utilizan el crédito Brilla para
sustituir un crédito no formal,
reduciendo los gastos por pago de
intereses entre $18 000 y
$63 000 mensuales en promedio
por familia, correspondiente a
5,6% de sus ingresos; lo que ayuda
notablemente a reducir la pobreza.
• 14% realizan mejoras a sus
viviendas que sin el crédito Brilla
no sería posible.
• La mejora de las viviendas y el
acceso a más enseres contribuyen
a aumentar en 14% los ingresos
mensuales de los hogares que
hacen uso del crédito Brilla.
• Entre los usuarios del crédito
Brilla, aumenta en 7% el acceso a
Internet gracias a la financiación
de computadores.
• Por cada peso recibido, los usuarios
perciben $1,88 de beneficios.
43
Magasín
energía
CaraCterizaCión energétiCa
de la industria del Petróleo
upstream y
downstream
Por Juan Carlos Campos, Ronald Miguel Contreras, Carmen Cecilia Quintero y Carlos Alberto Rodríguez
ReSuMeN
A continuación se presentan los resultados de
la caracterización energética de las operaciones
de producción, transporte y refinación de la
industria del petróleo upstream y downstream. Se
determina la capacidad media de eficiencia de los
sistemas actualmente instalados, se identifican
los indicadores energéticos y de eficiencia que
permiten el seguimiento adecuado del desempeño
energético y del presupuesto de energía, se analiza
el efecto de la variabilidad operacional y de la
44
MAGASíN
producción en el uso de la energía y también se
evalúan las tecnologías instaladas actualmente;
identificando en todos los casos estrategias de
mejoramiento del desempeño energético y
ambiental encontrado. Como parte del estudio, se
evaluó el estado actual de la gestión energética
según lo exigido por el proyecto de norma
ISO 50001, de acuerdo con la cual se
identificaron los aspectos relevantes en
los que se muestra algún avance por
parte de la organización y se plantean
basado en metas renovables y actuación sobre
las variables fundamentales de los procesos que
impactan el uso racional de la energía.
El Sistema de Gestión de la Energía -SGE- aplica
un conjunto de procedimientos y actividades
estructurados, que se integran al modelo de
gestión organizacional de la empresa y sus
unidades de negocios, con el objeto de alcanzar
un desempeño energético superior, a través de
un proceso rentable y cuantificado de mejora
continua de los hábitos y tecnologías.
La caracterización energética es el primer paso
en la implementación de un SGE, con el que se
busca principalmente establecer la situación base,
identificar los indicadores energéticos a aplicar
para la medición del cumplimiento, identificar las
principales medidas de mejoramiento y establecer
la estrategia de operación, monitoreo y control de la
eficiencia energética del proceso.
Este estudio fue realizado para las operaciones
de producción, transporte y refinación del petróleo
de la siguiente manera:
las recomendaciones para el total cumplimiento de
esta norma, que permitiría una mejora continua del
desempeño energético en el proceso.
I. INTRODUCCIÓN
Aproximadamente 80% del consumo de
energía en el mundo se basa en tres fuentes de
combustibles fósiles: carbón, petróleo y gas natural,
y en el año 2020, el mundo consumirá 40% más
de energía, la cual continuará centrándose en
estos combustibles. La Agencia Internacional de
Energía -AIE- proyecta que las emisiones de dióxido
de carbono -CO2- provenientes de la quema de
petróleo, gas y carbón crecerán 55% entre 2004
y 2030, en su escenario de referencia que supone
ningún cambio en las políticas gubernamentales [1].
Los sistemas de gestión energética han
demostrado ser la vía idónea para lograr
sostenibilidad en el incremento de la eficiencia
energética y mitigación del impacto ambiental por
reducción del consumo energético en las empresas,
ya que permiten que el personal se apropie de los
conocimientos y herramientas necesarios para
el desarrollo de un proceso continuo de mejora,
TABLA 1
Unidades de estudio caracterizadas.
Operación
Operación
Transporte
Refinación
Sistema
Unidad
Extracción y tratamiento
2 campos petroleros
Generación de potencia
2 termoelétricas / turbinas a gas
Bombeo de refinados del
petróleo
1 Poliducto y
1 propanoducto
Generación de vapor
5 calderas
Generación de potencia
3 turbogeneradores / turbinas a vapor
Fotos: 123RF
II. FUNDAMENTO
METODOLÓGICO
TABLA 2
de la ENAP.DE
DEL Principales
MODELOcausas
DE CONTROL
ENAP Energía no asociada
a la producción
LA EFICIENCIA
ENERGÉTICA
de energía asociado al mantenimiento de equipos
LaConsumo
metodología
[2] utilizada propone un
Eficiencia
mecánica
análisis físicoestadístico
de los procesos que
Incremento de pérdidas en acoples
involucran
las
operaciones
de producción,
Incremento de pérdidas en rodamientos
Reducciónydelrefinación
área de trasferencia
Incrustaciones ocon
ensuciamiento
transporte
delporpetróleo,
una
Incremento del sobrecalentamiento
modelación
lineal de las variaciones reales del
Cambio inadecuado del lubricante
consumo
deventilación
energía
función de la producción,
Ineficiente
de losen
motores
Ineficiente enfriamiento
fluido hidráulico Media
de V.V. de Eficiencia
obteniéndose
así la deCapacidad
Pérdidas por incombustión mecánica
-CME-Deficiente
para recuperación
las operaciones
del
mismo.
y tratamiento de
condensados
Deficiente control de la eficiencia del economizador
Deficiente estado de boquillas y deflectores en quemadores
Deficiente estado técnico de tubos del economizador
Eficiencia volumétrica
Incremento de fugas
Régimen inadecuado de limpieza en tuberías
45
MAGASíN
energía
TaBLa 1
Unidades En
de el
estudio
caracterizadas.
proceso
de extracción y transporte
de petróleo seSistema
utiliza la energía eléctrica,
cuyo
Unidad
consumo se asocia, principalmente, al consumo
Extracción yque
tratamiento
campos
petrolerosdel fluido, lo
de las bombas
elevan2 la
presión
Operación
transportan
a
niveles
determinados,
incrementan
Generación de potencia
2 termoelétricas / turbinas
a gas
la carga de velocidad y compensan cualquier
Bombeo
de refinados
1 Poliducto y
pérdida de
energía
endelel sistema.
Transporte
petróleo
1 propanoducto
A su vez, la energía que se consume en
el proceso de generación de potencia que
Generación de vapor
5 calderas
Refinación
usualmente tienen los campos petroleros, está
Generación de potencia
3 turbogeneradores / turbinas a vapor
asociada de manera primordial al consumo de gas
del conjunto turbina-generador.
Operación
TaBLa 2
Principales causas de la enaP.
ENAP Energía no asociada a la producción
Consumo de energía asociado al mantenimiento de equipos
Eficiencia mecánica
Incremento de pérdidas en acoples
Incremento de pérdidas en rodamientos
Reducción del área de trasferencia por Incrustaciones o ensuciamiento
Incremento del sobrecalentamiento
Cambio inadecuado del lubricante
Ineficiente ventilación de los motores
Ineficiente enfriamiento de fluido hidráulico de V.V.
Pérdidas por incombustión mecánica
Deficiente recuperación y tratamiento de condensados
Deficiente control de la eficiencia del economizador
Deficiente estado de boquillas y deflectores en quemadores
Deficiente estado técnico de tubos del economizador
Eficiencia volumétrica
Incremento de fugas
Régimen inadecuado de limpieza en tuberías
Régimen inadecuado de limpieza de filtros
Eficiencia eléctrica
Ineficiente sintonía de los sistemas de control
Bajo factor de carga de equipos
Desbalance de corriente y voltaje
Armónicos
Mala calidad de la energía
Consumo de energía asociado a la operación
Trabajo fuera de la zona de eficiencia
Trabajo en régimen inadecuado
Inadecuada presión de sostenimiento
Uso inadecuado de las bombas y variadores de velocidad
Desconocimiento de la variabilidad de la demanda
Incremento de tiempos de arranque
Posicionamiento inadecuado del control de la presión de trabajo
Falta de control de la presión de atomización
Falta de control de la temperatura de atomización
Excesivo control de purgas
Cambios no controlados de calidad del combustible
Inadecuado ajuste y control del tiro de gases
Inadecuado ajuste del desaireador térmico
Energía asociada a procesos o equipos no productivos
Sistemas auxiliares
Iluminación
Acondicionamiento de aire
Ventilación
Preparación de combustibles
46
TaBLa 3
MAGASíN
ecuaciones de CMT Teórica, nominal, real y Meta.
La energía utilizada en el área de calderas de
TaBLa 11
una refinería para el proceso
de generación de vapor
Medidas identificadas
es el gas natural y el combustóleo,
cuyode
consumo
se
en el proceso
producción.
asocia especialmente a lo requerido por las calderas
para provocar el cambio de entalpia
en el agua de % de ahorro
MEDIDA
alimentación y llevarla hasta vapor sobrecalentado,
Reducción de la presión de entrega a
al igual que suplir la pérdida
de energía ocasionada
la mínima requerida en la estación
1,75
por la tecnología utilizada
y compensar
de recolección
y tratamientocualquier
otra pérdida en el sistema.
Evaluación de las condiciones
A la variación del consumo
debombas
energía
2,13
de operación de las
mecánicas y BES
en función de la producción
se le denomina
Energía Asociada a la Producción -EAP- y a la
Recuperación de los gases de escape
energía gastada conjuntamente
el proceso, 24
de la motogeneraciónen
en sitio
producto de la variabilidad operacional, del
Recuperación del gas
venteo
mantenimiento y del deterioro
endeel
estado de 0,15
para calentamiento de crudo
la tecnología, se le conoce como Energía No
Implementación
de VFDoen-Eo-.
motores
Asociada a la Producción
-ENAP20
de ventiladores y bombas de agua
En este sentido, la EAP
solo puede reducirse
de torres de enfriamiento
si se disminuye la producción, mientras que la
Optimización del balancín
2,13
ENAP es, en todo proceso,
el elemento de control
en bombas mecánicas y BES
que permite identificar todas las desviaciones
del periodo
energéticas por fuera deOptimización
la eficiencia
nominal de
1,75
de limpieza de filtros
la tecnología utilizada. En la Tabla 2 se resumen
de la operación de la turbina
algunas de las causas deEstabilización
la ENAP.
9
con el sistema de nebulización (sprint)
Teniendo en cuenta la modelación física de
los procesos, surgen tres
variaciones
Verificación
de la calidad del de
aire la CME
queun
ingresa
a la turbina completo en
que posibilitan realizar
análisis
términos energéticos.Verificación de la calidad del gas
Ahorro energía
$M
14 054 kWh/día
1
12 901 kWh/día
1
393,6 MBTU/día
2
157,8 Bls/día
22
–
12 901 kWh/día
1
14 054 kWh/día
1
619,5 MBTU/día
3
213,4 MBTU/día
1
de suministro a la turbina
Sintonización de los sistemas
de control de la turbina
3,1
Mantenimiento de los parámetros
operacionales cercanos a los
establecidos por el fabricante
Uso de lubricantes de alto nivel
de resistencia a la temperatura,
desgaste y de alta demulsibidad
3
Total
TaBLa 12
Medidas tecnológicas aplicables
al proceso de generación de potencia.
Equipo/Proceso
Caso base
Mejora tecnológica
Válvula reductora
Se estrangula de 600 psig
a 150 psig 46% del vapor
generado por las calderas.
Instalación de una tu
de contrapresión
Sistema de
lubricación
Características físicas y
químicas de los aceites
lubricantes actualmente
utilizados
Utilización de aceites
rendimiento superio
para turbinas [3]
Desbalance de corriente y voltaje
Armónicos
Mala calidad de la energía
Consumo de energía asociado a la operación
Trabajo fuera de la zona de eficiencia
Trabajo en régimen inadecuado
Inadecuada presión de sostenimiento
Uso inadecuado de las bombas y variadores de velocidad
Desconocimiento de la variabilidad de la demanda
Incremento de tiempos de arranque
Posicionamiento inadecuado del control de la presión de trabajo
Falta de control de la presión de atomización
EE
Falta de control de la temperatura de atomización
Excesivo control de purgas
Cambios no controlados de calidad del combustible
Inadecuado ajuste y control del tiro de gases
A. Capacidad Media de Eficiencia
Teórica, Nominal, Real y Meta.
Hace referencia a la ecuación para la
energía teórica requerida en cada uno de los
procesos analizados en sus respectivos rangos
productivos de trabajo. En este sentido, la
energía teórica es igual a la energía necesaria
para trabajar con una eficiencia de 100%.
Para el análisis del proceso nominal,
se tienen en cuenta las condiciones de
operación con la tecnología instalada. Esta
es modelada por la ecuación de Capacidad
Media de Eficiencia Nominal del proceso y es
a la que puede llegar el sistema operando a la
eficiencia nominal ofrecida por el proveedor
tecnológico. Los datos nominales modelados se
ajustan a una línea recta con un coeficiente de
determinación superior a 97%.
Por último, la Capacidad Media de Eficiencia
Real del proceso se obtiene modelando los
datos reales de producción y energía consumida,
dando como resultado una línea recta; también
se considera la modelación de las mejores
operaciones, es decir, las representadas por
los puntos debajo de la línea real promedio,
con la que se pueden obtener los valores meta
alcanzables. Todo esto es lo que se designa como
Capacidad Media de Eficiencia Real Meta.
Las características principales de estas
modelaciones se presentan a continuación:
Figura 1.
CME teórica,
nominal, real
y meta.
Inadecuado ajuste del desaireador térmico
Energía asociada a procesos o equipos no productivos
Sistemas auxiliares
Iluminación
Acondicionamiento de aire
Ventilación
Preparación de combustibles
FÚtil
TABLA 3
Ecuaciones de CMT Teórica, Nominal, Real y Meta.
Energía
Ecuación
Teórica
CME
Nominal
CME
CME
Real
Teórica
= E
Nominal
Real
= E
Ei
= E
E
ENi
=
Útil i
Útil i
Ni
≈ m N * E Útil i + E ON
E
1
Útil i
Ri
= E ERi =
* ( 1* d E ) * E Útil i
Ri
Ri
Útil i
E
≈m * E
Útil i + OR
R
CME
Meta
Real Meta
E
≈m * E
Útil i + ORM
R
TABLA 6
Potenciales de ahorro identificados
para el poliducto.
Potenciales de ahorro de energía alcanzables
Potencial de ahorro por disminución
de la variabilidad operacional
Ahorro
Porcentaje de ahorro 5%
Porcentaje de ahorro 9%
BEPD 6,5
BEPD 11,4
Ahorro (kWh)
Diario
Mensual
Anual
Potencial de ahorro por mejora
en gestión de la producción
11 178
335 344
4 024 132
Ahorro ($ MM)
3
88
1050
Ahorro (kWh)
19 525
585 755
7 029 062
Ahorro ($ MM)
5
153
1835
TABLA 7
Potenciales de ahorro identificados
para el turbogenerador.
Potenciales de ahorro de energía alcanzables
47
MAGASíN
Potencial de ahorro por disminución
Potencial de ahorro por mejora
energía
se presentan en la tabla 4, en donde la línea azul
representa la CME real promedio, mientras que la roja
lo hace para las mejores operaciones, CME real meta.
III. CaraCterIzaCIón energétICa
A continuación se presenta la Caracterización
Energética de las áreas de estudio, teniendo
en cuenta el Modelo de Control de la Eficiencia
descrito anteriormente.
A. Capacidad Media de Eficiencia -CMELos modelos obtenidos de la regresión lineal de
los datos reales de producción y consumo de energía
de un poliducto, un turbogenerador y una caldera
B. Variación del Índice de
Consumo -IC- con la Producción
El IC tradicionalmente es considerado
independiente del nivel productivo que se
presente en los procesos cuando realmente es una
función de la producción. Esto ocasiona que se
Eprom= 3,0758*P+55 166 (kWh/día)
Variación de la energía por producción = 92,5%
%ENAP=26%
300 000
250 000
200 000
150 000
100 000
Eprom= 3,0758*P+43 988 (kWh/día)
Variación de la energía por producción = 97,66%
%ENAP=20,73%
50 000
Eprom= 10,47*P+337 MBTU/día
Variación de la energía por producción = 98,4%
%ENAP=5,08%
7000
6000
5000
4000
3000
2000
Eprom= 10,47*P+286 MBTU/día
Variación de la energía por producción = 99,68%
%ENAP=4,33%
1000
0
00
0
0
100
200
300
400
500
600
700
80
0
00
70
0
0
00
60
0
00
50
0
00
40
0
00
30
00
00
10
20
0
0
0
Producción (turbogeneradores)
8000
Producción (MWh/día)
Carga, (Mt*m/día)
• La muestra de datos analizada presenta una
buena fiabilidad (100%). El modelo obtenido
muestra un grado de correlación significativo
y un coeficiente de determinación de 92,5%
que indica un muy fuerte nivel de control en
el uso de la energía.
• El modelo matemático que representa el
consumo de energía eléctrica en función de la
carga hidráulica del sistema se encuentra
expresado en las siguientes ecuaciones:
Eprom = 3,0758*P + 55 166 [kWh/día], R = 0,92
Eprom.meta = 3,0758*P + 43 988 [kWh /día], R2= 0,98
• La muestra de datos analizada presenta una
buena fiabilidad (97%). El modelo obtenido
refleja un grado de correlación significativo y
un coeficiente de determinación de 98,42%
que indica un muy fuerte nivel de control en
el uso de la energía.
• El modelo matemático que representa
los consumos de energía térmica generada
del gas en función de la energía generada
se encuentra expresado en las siguientes
ecuaciones:
2
• El índice de consumo -IC- tecnológico del proceso es
representado por la pendiente de la ecuación de CME
(3,0758 kWh/MTon*m). Esta indica que por cada
incremento en carga equivalente a 1000 toneladas
por metro de columna de agua, la energía eléctrica
consumida se incrementa en 3,0758 kWh,
descontando la energía fija gastada en el proceso.
• El potencial de ahorro por disminución de la
variabilidad operacional está representado
por la diferencia de la ENAP de las ecuaciones
promedio y meta; es decir, pasar de una ENAP
de 55 166 a 43 988 kWh/día, con lo que se
reducirá 11 178 kWh/día, equivalentes a 5% del
consumo promedio de energía.
Eprom = 10,47*P + 337 [MBTU/día], R2 = 0,63
Eprom.meta = 10,47*P + 286 [MBTU/día], R2 = 0,97
• El índice de consumo -IC- tecnológico es
representado por la pendiente de la ecuación
CME (10,47 MBTU/MWh). Esta indica que por
cada incremento en energía generada
equivalente a un megavatio hora, la energía
del gas consumida se incrementa en 10,47
MBTU, sin contar la energía fija gastada.
• El potencial de ahorro por disminución de la
variabilidad operacional está representado
por la diferencia de la ENAP de las ecuaciones
promedio y meta; es decir, pasar de una ENAP
de 377 a 286 MBTU/día, con lo que reducirían
51 MBTU/día, equivalentes a un 0,77% del
consumo promedio de energía.
Calor del combustible (MBtU / d ía
Transporte (poliducto)
350 000
Consumo energético (MBtU / d ía
Consumo energético kwh/día
Tabla 4. Capacidad media de eficiencia para las operaciones de la industria del petróleo.
Refinería (calderas)
10 000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
Eprom= 0,43*P+5326 MBTU/día
Variación de la energía por producción = 68%
%ENAP=74,63%
Eprom= 0,43*P+4988 MBTU/día
Variación de la energía por producción = 87%
%ENAP=69,89%
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Producción de vapor, (KLB/día)
• La muestra de datos analizada presenta una
fiabilidad de 77%. El modelo obtenido refleja
un grado de correlación y un coeficiente de
determinación de 67,87% que indica un nivel
moderado de control en el uso de energía.
• El modelo matemático que representa el consumo
de calor de combustibles en función de la
producción de vapor del sistema se encuentra
expresado en las siguientes ecuaciones:
Eprom = 0,43*P + 5326 [MBTU/día], R2 = 0,68
Eprom.meta = 0,43*P + 4988 [MBTU/día], R2 = 0,87
• El índice de consumo -IC- tecnológico del
proceso es representado por la pendiente de la
ecuación de CME (0,43 MBTU/KLB). Esta indica
que por cada incremento en la producción de
vapor correspondiente consumido se incrementa
en 0,43 MBTU, descontando la energía fija
gastada en el proceso.
• El potencial de ahorro por disminución de la
variabilidad operacional esta representado
por la diferencia de la ENAP de las ecuaciones
promedio y meta; es decir, pasar de una ENAP
de 5326 a 4988 MBTU/día, equivalentes a 5%
del consumo promedio de energía.
mensuales por disminución de la variabilidad
operacional y por mejora en la planeación
de la producción. Para el cálculo de estos
potenciales se utilizaron herramientas
estadísticas, gráficos de dispersión y
de control, que permiten observar el
comportamiento de las variables que impactan
el consumo energético.
llegue a conclusiones erróneas e interpretaciones
inadecuadas del estado de eficiencia del proceso.
La Tabla 5 muestra los gráficos de IC para cada
uno de los casos de estudio.
C. Potenciales de Ahorro
Se identificaron los potenciales de
reducción de los consumos energéticos
15
IC=3,0758+55 166/P(kWh/MT*m)A
10
Carga máx. histórica = 79 022 (MT*m/día)
Índice consumo = 3,77 (kWh/MT*m)
5
0
00
00
90
80
0
00
70
0
0
00
60
0
00
50
0
00
40
0
00
30
00
00
10
0
0
0
Carga, (MT*/día)
Producción (turbogeneradores)
Producción(turbogeneradores)
Refinería (calderas)
Refinería
(Calderas)
16
15
14
13
IC=310,47+337/P (MBTU/MWh)
12
11
10
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Energía generada (MWh/día)
IC = 3,0758 + 55 166 / P[kWh/MT*m]
IC = 10,47 + 337 / P[MBTU/MWh]
La ecuación anterior se hace asintótica al valor de
IC tecnológico (3,0758kWh/MT*m), cuando la
producción tiende a los niveles máximos del rango
productivo, siendo este el mínimo IC alcanzable.
La ecuación anterior se hace asintótica al valor del IC
tecnológico (10,47 kWh/MT*m), cuando la producción
tiende a los niveles máximos del rango productivo,
siendo ese el mínimo IC alcanzable.
Del gráfico se concluye lo siguiente:
• El IC promedio registrado en el
proceso es de 4,156 [kWh/MT*m].
• Se cuenta con un factor de carga promedio de
64,61% en los equipos de proceso, lo cual indica
que se tiene un margen de 35,39% para
incrementar las ratas productivas y por ende
disminuir los IC del proceso.
• El proceso de bombeo tiene una variabilidad del
factor de carga de 96,12%, lo que indica que se
tiene un alto rango de variabilidad del IC, es decir,
se presenta una variación evitable en el IC de la
línea, trabajando siempre a la misma rata posible.
• El IC mínimo alcanzable para una gestión ideal
de la producción se obtiene cuando se trabaja a
niveles productivos cercanos a la pme
(producción a la máxima eficiencia). En este
caso puede llegar a 3,77 [kWh/MT*m].
• El IC del proceso se puede reducir en 9%,
representando ahorros energéticos por
planeación eficiente de las operaciones de
transporte de 585 755,17 [kWh/mes] .
Del gráfico se concluye lo siguiente:
• El IC promedio registrado en el
proceso es de 11,03 [MBTU/MWh].
• Se cuenta con un factor de carga promedio de
94,8% en la térmica con respecto a la
producción máxima histórica del periodo, lo
cual indica que se tiene un margen de 5,21%
para incrementar las ratas productivas y por
ende disminuir los IC del proceso.
• El proceso de generación tiene una variabilidad
del factor de carga del 75,62%, es decir, se
presenta una variación evitable en el índice de
consumo de la térmica, trabajando siempre a la
máxima rata posible.
• El IC mínimo alcanzable para una gestión ideal
de la producción se obtiene cuando se trabaja a
niveles productivos cercanos a 632 MWh/día
(producción a la máxima eficiencia). En este
caso puede llegar a 11 [MBTU/MWh].
• El IC del proceso, según datos históricos, se puede
reducir en 0,27%, representando ahorros energéticos
por mejoramiento en la gestión de la producción de
526 [MBTU/mes], equivalentes a USD 1420 mensuales.
Índice del consumo, (MBTU/día)
20
Índice del consumo, (Kwh/MT*m)
Transporte (producto)
Transporte
(Producto)
25
20
Índice del consumo, (Kwh/MT*m)
Tabla 5.Variación del índice de consumo con la producción para las operaciones de la industria del petróleo.
16
15
IC=0,43 + 5326/P (MBTU/KLB)
14
IC promedio = 1,84(MBTU/KLB)
13
Capacidad Nominal Caldera
Prod Nom = 7680 KLB/día
IC =1,12 (MBTU/KLB)
12
11
IC Ref Ecp = 1,25 - 1,3 (MBTU/KLB)
10
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Producción de Vapor (KLB/día)
IC = 0,43 + 5326 / P [MBTU/KLB]
La ecuación anterior se hace asintótica al valor del
IC tecnológico (0,43 MBTU/KLB), cuando la
producción tiende a los niveles máximos del rango
productivo, siendo este el mínimo IC alcanzable.
Del gráfico se concluye lo siguiente:
• El IC promedio registrado en el
proceso es de 1,84 [MBTU/KLB].
• Se cuenta con un factor de carga promedio
de 65,16% en la caldera, lo cual indica que se
tiene un margen de 34,84% para incrementar
las ratas productivas y por ende disminuir los
IC del proceso.
• El proceso de generación de vapor tiene una
variabilidad del factor de carga de 70,62% o
que indica que se tiene un alto rango de
variabilidad del IC, es decir, se presenta una
variación evitable en el IC de esta caldera,
trabajando siempre a la máxima rata posible.
• El IC mínimo alcanzable para una gestión
ideal de la producción se obtiene cuando se
trabaja a niveles productivos cercanos a la
pme (producción a la máxima eficiencia). En
este caso puede llegar a 1,12 [MBTU/KLB].
• El IC del proceso se puede reducir en 26%,
representando ahorros energéticos por
planeación eficiente de las operaciones de
generación de 55 667 [MBTU/mes].
49
MAGASíN
d E Útil i
Ri i + EOR Ri
≈ mR ** EÚtil
OR
Útil i
R
E
≈m * E
Útil i + OR
R
E
≈m * E
+
CME
EORM
i
CME Real Meta ≈ mRR * EÚtil
Útil i + ORM
Real Meta
E
≈m * E
CME
Útil i + ORM
R
Real Meta
Meta
Meta
energía
Meta
Ahorro
Porcentaje de ahorro 0,8%
Porcentaje de ahorro 0,3%
TaBLa 7
TaBLa
13 MedidasBEPD
tecnológicas
aplicabl
Potenciales
de ahorro
identificados
BEPD 8,5
3
TaBLa 13 Medidas tecnológicas
aplicab
para el turbogenerador.
Potenciales
de ahorro de Ahorro
energía(U$)
alcanzables
(MBTU) tecnológicas
Ahorro (U$)
Ahorro (MBTU)
TaBLa
13 Ahorro
Medidas
aplicab
Diario
Mensual
Anual
135
50
Equipo/Proceso
Potencial
Equipo/Proceso
4065
1506de ahorro por disminución
de
la
variabilidad
operacional
48 780
18 067
Equipo/Proceso
Sistema
Sistema
Porcentaje de ahorrode
0,8%
bombeo
TaBLa 6
TaBLa 6
Potenciales de ahorro identificados
Potenciales de ahorro identificados
para
el poliducto.
TaBLa
6
para
el poliducto.
Potenciales
de ahorrode
de energía
alcanzables
Potenciales
ahorro
identificados
Potenciales
de ahorro de energía
alcanzables
para el poliducto.
Potencialesdedeahorro
ahorropordedisminución
energía alcanzables
Potencial
Potencial de ahorro por mejora
Potencial de ahorro por disminución
Potencial de ahorro por mejora
de la variabilidad operacional
en gestión de la producción
de la variabilidad operacional
en gestión de la producción
Potencial de ahorro por disminución
Potencial de ahorro por mejora
de la
variabilidad
operacional
en gestióndedeahorro
la producción
Porcentaje
de ahorro
5%
Porcentaje
9%
Porcentaje de ahorro 5%
Porcentaje de ahorro 9%
Ahorro
Ahorro
Ahorro
Diario
Diario
Mensual
Mensual
Anual
Diario
Anual
Mensual
Anual
BEPD
6,5 de ahorro 5%
Porcentaje
BEPD
6,5
Ahorro (kWh)
BEPD 6,5
Ahorro (kWh)
11 178
11 178
Ahorro
335 344(kWh)
335 344
4 02411 132
4 024 178
132
335 344
4 024 132
Ahorro ($ MM)
Ahorro ($ MM)
3
Ahorro88($3 MM)
88
10503
1050
88
1050
BEPD
11,4 de ahorro 9%
Porcentaje
BEPD
11,4
Ahorro (kWh)
BEPD 11,4
Ahorro (kWh)
19 525
19 525
Ahorro
585 755(kWh)
585 755
7 02919062
7 029 525
062
585 755
7 029 062
Ahorro ($ MM)
Ahorro ($ MM)
5
Ahorro153($5 MM)
153
18355
1835
153
1835
Ahorro
Ahorro
BEPD 8,5de ahorro 0,8%
Porcentaje
BEPD 8,5
Ahorro
Ahorro (MBTU)BEPD 8,5 Ahorro (U$)
Ahorro (MBTU)
Ahorro (U$)
135
50
135
50
Ahorro
(MBTU)
Ahorro
4065(U$)
1506
4065
1506
48 780
18 06750
135
48 780
18 067
4065
1506
48 780
18 067
Diario
Diario
Mensual
Mensual
Anual
Diario
Anual
Mensual
Anual
BEPDde
3
Porcentaje
BEPD 3 ahorro 0,3%
Ahorro (MBTU) BEPD 3 Ahorro (U$)
Ahorro (MBTU)
Ahorro (U$)
47
18
47
18
Ahorro526
(MBTU)
Ahorro
1420(U$)
1420
526
17 04247
631218
17 042
6312
1420
526
17 042
6312
Potencial de ahorro por disminución
Transformadores
Transformadores
de la variabilidad operacional
eléctricos
Ahorro
Ahorro
Ahorro
Diario
Diario
Mensual
Mensual
Anual
Diario
Anual
Mensual
Anual
BEPD 57,5
Porcentaje
de ahorro 5%
BEPD 57,5
Ahorro (MBTU)BEPD 57,5Ahorro (U$)
Ahorro (MBTU)
Ahorro (U$)
1184
338
1184
338
Ahorro
(MBTU)
Ahorro
35 510(U$)
10 146
35 510
10 146
426
119
121 748
338
4261184
119
121 748
35 510
10 146
426
119
121 748
TaBLa 9
TaBLa 9
Beneficios ambientales del proyecto.
Beneficios ambientales del proyecto.
MAGASíN
TaBLa 9
Potenciales
de ahorro
mensuales
Beneficios
ambientales
del proyecto.
Potenciales
de ahorro
mensuales
50
Potencial de ahorro por mejora
Potencial de ahorro por mejora
en gestión de la producción
en gestión de la producción
Potencial de ahorro por mejora
en gestióndedeahorro
la producción
Porcentaje
26%
Porcentaje de ahorro 26%
BEPDde315,5
Porcentaje
ahorro 26%
BEPD 315,5
Ahorro (MBTU) BEPD 315,5
Ahorro (U$)
Ahorro (MBTU)
Ahorro (U$)
6494
1856
6494
1856
Ahorro
(MBTU)
Ahorro
194 836(U$)
55 667
194 836
55 667
2
338
033
668 009
2 3386494
033
668 1856
009
194 836
55 667
2
338
033
668 009
Potencial
ahorro
por mejora
Factordede
cargabilidad
Factor
de
enno
gestión
de lacargabilidad
producción
adecuado
eléctricos
no adecuado
D. Beneficios Ambientales
Transformadores
Factor de cargabilidad
Porcentaje de ahorro 5%
Porcentaje de ahorro 26%
TaBLa
eléctricos
adecuado
Adicional
a los8 beneficios
energéticosnodel
Potenciales de ahorro
Motores
baja eficiencia o
Ahorro
BEPD 57,5 Motores
BEPD de
315,5
Motores
Motores
de baja eficiencia o
proyecto también
se tiene
gran
potencial
identificados
paradelaun
caldera.
equipos
principales
eficiencia estándar, bajo factor de
de(U$)
equipos principales
eficiencia estándar,
de
Potenciales
de ahorro de Ahorro
alcanzables
Ahorro (MBTU)
Ahorro
(U$)bajodefactor
Ahorro (MBTU)
yMotores
auxiliares
potencia
baja
energía
de mejora ambiental
al energía
disminuir
Motores yde
bajacalidad
eficiencia
y auxiliares las emisiones
potencia
y baja
calidad
de oenergía
6494
1184
338CO y otros
Diario
de equipos
principales1856 eficiencia
estándar, bajo factor de
atmosféricas
de
contaminantes.
Potencial
de ahorro
Potencial de Las
ahorro por mejora
2 por disminución
194 calidad
836
35y510
55 667 potencia y baja
10 146
Mensual
auxiliares
de energía
de la variabilidad operacional
en gestión
de ladeproducción
Sistemas
2 338 033
426 119
668
009
121 748CO equivalentes
Anual
reducciones
de
al ahorro
de deiluminación
Sistemas
iluminación
2
Sistema
ineficientes
Sistema
ineficientes
Porcentaje de ahorro
Porcentaje
energía del poliducto,
delde5%
turbogenerador
ydelaahorro 26%
iluminación
Sistemasdedeiluminación
iluminación
de iluminación
Sistemas
Sistema
caldera
en la tabla 9. con
Ahorro se pueden
Sistemas
de iluminación
BEPDapreciar
57,5
BEPD 315,5
ineficientes
energía eléctrica
de iluminación
Ahorro (U$)
con energía eléctrica
Ahorro (MBTU)
Ahorro
(U$)
Sistemas de
iluminación
1184
1856
338
Diario
TaBLa 9 10 146
35 510
55 667
Mensual
Beneficios
ambientales
del
proyecto.
426 119
668 009
121 748
Anual
con energía eléctrica
6494
194 836
2 338 033
Potenciales de ahorro mensuales
Unidades de referencia
Unidades
CO2
Poliducto
1735
Turbogenerador
1255
TaBLa
Caldera 9
40 644
Beneficios ambientales del proyecto.
Ton CO2/año
Potenciales de ahorro mensuales
Unidades de referencia DE
CO2
IV. MEDIDAS
Poliducto
1735
AHORRO
IDENTIFICADAS
Turbogenerador
1255
Unidades
Ton CO2/año
A
continuación se presentan
las principales
Caldera
40 644
medidas de mejora identificadas que representan
importantes potenciales de ahorro en el consumo
TaBLa 10
energético
para
cada una de las áreas operativas de
Medidas
operativas
identificadas en el poliducto.
la industria del petróleo upstream y downstream.
MEDIDA
TaBLa 8
TaBLa 8
Potenciales de ahorro
Potenciales de ahorro
identificados
para la caldera.
TaBLa 8
identificados
para la caldera.
Potenciales
de ahorrode
de energía
alcanzables
Potenciales
ahorro
Potenciales de ahorro de energía
alcanzables
identificados para la caldera.
Potencialesdedeahorro
ahorropordedisminución
energía alcanzables
Potencial
Potencial de ahorro por disminución
de la variabilidad operacional
de la variabilidad operacional
Potencial de ahorro por disminución
de la
variabilidad
operacional
Porcentaje
de ahorro
5%
Porcentaje de ahorro 5%
Sistemas
de bombeo
Caso base
Sistemas
de bombeo
con equipos
accesorios
Porcentaje
de ahorroyy0,3%
con equipos
accesorios
Estos potenciales están
expresados en
unidades
innecesarios
de bombeo
Sistemas de bombeo
innecesarios
Ahorro
8,5
BEPD 3
Sistemaen porcentajes
de energía,
segúnBEPDsea
el caso,
con equipos y accesorios
de bombeo
innecesarios
Ahorro
(MBTU)
Ahorro (U$)
Ahorroal
(MBTU)
Ahorropromedio
(U$)
con respecto
consumo
y en
barriles
Variadores
Variadores mecánicos
TaBLa 8
47
135
18 las
50 petróleo
Diario
Variadores
Variadores mecánicos
equivalentes
de
día
-BEPD-. En
Potenciales
de ahorro
de
velocidad
de laTablas
velocidad 6,
4065
526 de la velocidad1420
1506
Mensual
identificados
paradelavelocidad
caldera.
17de
042
48 780
6312 Variadores mecánicos
18 067 el resumen
Variadores
7 y 8Anualse observa
de estos potenciales
Potenciales de ahorro de energía alcanzables
de velocidad
de la velocidad
ahorro para cada uno de los casos de estudio.
Ahorro (MBTU)
TaBLa 7
TaBLa 7
Potenciales de ahorro identificados
Potenciales de ahorro identificados
para
el turbogenerador.
TaBLa
7
para
el turbogenerador.
Potenciales
de ahorrode
de energía
alcanzables
Potenciales
ahorro
identificados
Potenciales de ahorro de energía
alcanzables
para el turbogenerador.
Potencialesdedeahorro
ahorropordedisminución
energía alcanzables
Potencial
Potencial de ahorro por mejora
Potencial de ahorro por disminución
Potencial de ahorro por mejora
de la variabilidad operacional
en gestión de la producción
de la variabilidad operacional
en gestión de la producción
Potencial de ahorro por disminución
Potencial de ahorro por mejora
de la
variabilidad
operacional
en gestióndedeahorro
la producción
Porcentaje
de ahorro
0,8%
Porcentaje
0,3%
Porcentaje de ahorro 0,8%
Porcentaje de ahorro 0,3%
47
18 Caso base
Potencial
de ahorro
base por mejora
1420
526 Caso
en
gestión
de
la
producción
17 042
6312
% de ahorro
Reducción de la presión de entrega a
la mínima requerida en la estación
2,35
TaBLa
de recepción10
de los productos
Medidas operativas
identificadas en el poliducto.
Optimización de la estrategia del uso
1,94
de equipos de bombeo en función
de la producción
MEDIDA
% de ahorro
Control de la presión óptima de
Reducción de la presión de entrega a
descarga de los sistemas
la mínima requerida en la estación
de bombeo en cada estación
de recepción de los productos
Control de caída
presión del uso
Optimización
de ladeestrategia
el sistema
deenequipos
de bombeo en función
de la producción
Total
kWh/mes
$MM/ mes
149 600
39
123 499
32
kWh/mes
$MM/ mes
0,3
2,35
19 356
149 600
5
39
1,75
1,94
111 404
123 499
29
32
6,3
403 859
105
Control de la presión óptima de
descarga de los sistemas
de bombeo en cada estación
0,3
19 356
5
Control de caída de presión
en el sistema
1,75
111 404
29
Total
6,3
403 859
105
Me
Me
Elim
M
Elim
inn
inn
(filt
Elim
(fil
inn
(fil
Sus
Sus
me
me
eléc
Su
elé
me
elé
Opt
Op
de l
de
rea
Op
rea
de
rea
Sus
Sus
corr
cor
oSusu
os
cor
os
Opt
Op
por
po
Op
Sus
po
Sus
Su
TABLA 11
Medidas identificadas
en el proceso de producción.
TABLAMEDIDA
11
% de ahorro
Medidas identificadas
en eldeproceso
producción.
Reducción
la presión dede
entrega
a
la mínima requerida en la estación
1,75
de recolección y tratamiento
% de ahorro
MEDIDA
Evaluación de las condiciones
presión
de entrega a
deReducción
operacióndedela las
bombas
la mínimayrequerida
en la estación
mecánicas
BES
de recolección y tratamiento
Recuperación de los gases de escape
Evaluación de las condiciones
de la motogeneración en sitio
de operación de las bombas
mecánicas y BES
Recuperación del gas de venteo
para
calentamiento
crudode escape
Recuperación
de losdegases
Ahorro energía
$MM/ Día
14 054 kWh/día
1,41
Ahorro energía
$MM/ Día
2,13
1,75
12 901 kWh/día
14 054 kWh/día
1,29
1,41
24
2,13
393,6 MBTU/día
12 901 kWh/día
2,13
1,29
157,8 Bls/día
22,91
2,13
de la motogeneración en sitio
Implementación de VFD en motores
deRecuperación
ventiladoresdel
y bombas
de agua
gas de venteo
depara
torres
de enfriamiento
calentamiento
de crudo
0,15
24
393,6 MBTU/día
20
0,15
–
157,8 Bls/día
Optimización del balancín
Implementación de VFD en motores
endebombas
mecánicas y BES
ventiladores y bombas de agua
2,13
20
12 901 kWh/día
–
1,29
–
1,75
2,13
14 054 kWh/día
12 901 kWh/día
1,41
1,29
619,5 MBTU/día
de torres de enfriamiento
Optimización del periodo
deOptimización
limpieza dedel
filtros
balancín
en bombas mecánicas y BES
Estabilización de la operación de la turbina
con
el sistema dedelnebulización
Optimización
periodo (sprint)
de limpieza de filtros
Verificación de la calidad del aire
Estabilización
la operación de la turbina
que
ingresa a ladeturbina
con el sistema de nebulización (sprint)
Verificación de la calidad del gas
deVerificación
suministrodea la calidad
turbina del aire
que ingresa a la turbina
Sintonización de los sistemas
calidad del gas
deVerificación
control dede
la la
turbina
de suministro a la turbina
Mantenimiento de los parámetros
Sintonización cercanos
de los sistemas
operacionales
a los
de control depor
la turbina
establecidos
el fabricante
9
–
22,91
1,75
14 054 kWh/día
3,35
1,41
9
619,5 MBTU/día
3,35
3,1
213,4 MBTU/día
3,1
213,4 MBTU/día
1,15
1,15
Mantenimiento de los parámetros
Uso
de lubricantes
de altoa los
nivel
operacionales
cercanos
deestablecidos
resistencia por
a laeltemperatura,
fabricante
desgaste y de alta demulsibidad
Uso de lubricantes de alto nivel
deTotal
resistencia a la temperatura,
desgaste y de alta demulsibidad
Total
35
35
TABLA 12
Medidas tecnológicas aplicables
al proceso de generación de potencia.
TABLA 12
Equipo/Proceso
Caso baseaplicables
Mejora tecnológica
Inversióna proximada (US$)
Pay Back
Beneficio ambiental
Medidas tecnológicas
al proceso de generación de potencia.
Se estrangula de 600 psig
Instalación
de una turbinaInversióna proximada (US$)
2,55 Ton CO2 /MWH
Equipo/Proceso
Mejora
tecnológica
Pay2,5Back
Válvula
reductora
aCaso
150 base
psig 46% del vapor
4 500 000
-3 años Beneficio ambiental
generado
de contrapresión
generado por las calderas.
Se estrangula de 600 psig
Instalación de una turbina
2,55 Ton CO2 /MWH
Válvula reductora
a 150 psig 46% físicas
del vapor
4 500 000
2,5 -3 años
Características
y
generado
deUtilización
contrapresión
de aceites de
generadode
porloslasaceites
calderas.
Sistema de
químicas
rendimiento superior
Por determinar, no valorado por falta de información
lubricación
lubricantes actualmente
para turbinas [3]
Características físicas y
utilizados
Utilización de aceites de
Sistema de
químicas de los aceites
rendimiento superior
Por determinar, no valorado por falta de información
lubricación
lubricantes actualmente
Diagnóstico del estado
Sistema de control de variables para turbinas [3]
utilizados
Sistema
del rendimiento aplicando
influyentes en el rendimiento
Por determinar, no valorado por falta de información
Redes Neuronales Artificiales
de control
del proceso de generación
Diagnóstico del estado
Sistema de control de variables RNA [4]
Sistema
del rendimiento aplicando
influyentes en el rendimiento
Por determinar, no valorado por falta de información
de control
Redes
Neuronales
Artificiales
Optimización
del factor
de cargabilidad
del proceso
de generación
Transformadores
Factor
de cargabilidad
RNA
[4]transformadores a través
de los
Por determinar, no valorado por falta de información
eléctricos
no adecuado
de readecuaciones internas o sustitución
Optimización del factor de cargabilidad
Transformadores
Factor de cargabilidad
de los transformadores a través
Por determinar, no valorado por falta de información
eléctricos
no adecuado
de readecuaciones internas o sustitución
51
MAGASíN
TABLA 13 Medidas tecnológicas aplicables al poliducto.
con energía eléctrica
Transformadores
eléctricos
Optimización del factor de cargabilidad
de los transformadores a través
de readecuaciones internas o sustitución
Factor de cargabilidad
no adecuado
Por determinar, no valorado por falta de información
energía
TaBLa 13 Medidas tecnológicas aplicables al poliducto.
Equipo/Proceso
Caso base
Mejora tecnológica
Inversióna proximada (US$)
Pay Back
Beneficio Ambiental
Sistema
de bombeo
Sistemas de bombeo
con equipos y accesorios
innecesarios
Eliminar o cambiar accesorios
innecesarios o de alta pérdida de carga
(filtros, válvulas, tubería y accesorios)
Costo capital: 10 000 aprox.
0-1,5 años
Reducción de 0,075 Ton de CO2/kW
Instalado año
Variadores
de velocidad
Variadores mecánicos
de la velocidad
Sustitución de variadores de velocidad
mecánico por variadores de velocidad
eléctricos
Costo capital: 60 US$kW instalado.
Para potencias mayores a 500 kW.
El ahorro esperado varía entre
20 y 40%
0-3 años
Reducción de 0,3 Ton de CO2/kW
Instalado año
Transformadores
eléctricos
Factor de cargabilidad
no adecuado
Optimización del factor de cargabilidad
de los transformadores a través de
readecuaciones internas o sustitución
Motores
de equipos principales
y auxiliares
Sustitución por motores de alta eficiencia,
Motores de baja eficiencia o
eficiencia estándar, bajo factor de corrección del factor de potencia por equipo
potencia y baja calidad de energía o subestación, revisión de desbalance de voltaje
Sistema
de iluminación
Sistemas de iluminación
ineficientes
Optimización o remplazo
por sistema de iluminación eficiente
Sistemas de iluminación
con energía eléctrica
Sustitución por sistemas solares y LED
TaBLa 14
Medidas operativas y de mantenimiento
centrado en la eficiencia aplicables al área
de calderas de una refinería de petróleo.
MEDIDA
% de ahorro
MBTU/mes
MU$/mes
Control del Índice de Wobbe
en el gas combustible
de calderas
6
63 458
222
Operación de las calderas
en función de su eficiencia
y de la demanda total de vapor
5,4
57 784
202
Control de la relación
aire-combustible óptima en
función de la carga del quemado
2
21 317
75
0,24
2757
9
5
53 503
187
18,64
198 819
695
Automatización
de las purgas
Disminución de pérdidas
en vapor de proceso
TOTAL
V. PROPUESTA DE INDICADORES
ENERGÉTICOS A IMPLEMENTAR
Se realizó un diagnóstico del sistema de
medición de energía y de los indicadores
de eficiencia energética en cada una de las
áreas productivas de la industria del petróleo,
52
MAGASíN
Por determinar, no valorado por falta de información
Por determinar, no valorado por falta de información
Por determinar, no valorado por falta de información
9-10 años
encontrándose un bajo nivel de control debido a
la falta de medidores que registren el consumo de
energía. Por lo anterior, los indicadores existentes
son determinados indirectamente por prorrateo
del consumo energético y el seguimiento de los
mismos se realiza mensualmente.
El manejo de un indicador de esta forma presenta
las siguientes dificultades:
• Al ser evaluado mensualmente no permite actuar
cuando se produce la ineficiencia.
• No refleja el comportamiento real del
desempeño energético.
• No posibilita la identificación de las áreas
críticas con el objeto de dirigir hacia estas las
acciones de mejoramiento más urgentes.
Por esto, se proponen cuatro indicadores
aplicables a cada área productiva de la
industria del petróleo:
• Índice de Consumo
• Indicador de Eficiencia Energética
• Tendencia Acumulada del Consumo de Energía
• Indicador de Eficiencia Media del Proceso
Índice de Consumo -IC-: se entiende como la
relación entre la cantidad de energía consumida
y las unidades producidas características de cada
área de negocio, según la siguiente ecuación:
E
IC=
Real
Producción
Por ejemplo:
• Índice de consumo en transporte = Energía
eléctrica [kWh]/Carga hidráulica [MTon fuerza-m].
• Índice de consumo en área de calderas de una
refinería = Energía térmica del combustible
[MBTU]/Vapor generado [LB Vapor].
• Índice de consumo en turbogeneradores en
campos de petróleo = Consumo de energía
térmica del gas [MBTU]/Energía generada [MWh].
Indicador de Eficiencia Energética -IEE-: para
este indicador se establecieron dos tipos: base
y meta [IEEBasee IEEMeta] calculados a partir de las
ecuaciones de CME de cada área o equipo:
IEE
IEE
Base 100
Meta
=
=
E
Base
E
Real
E
Meta
E
Real
x 100
=
(E o + m x P )
E
Base
x 100
Real
x 100
=
(E o + m x P )
E
Meta
x 100
Real
Donde:
• IEEBase, es el indicador de Eficiencia Energética
base del área o equipo.
• IEEMeta, es el indicador de Eficiencia Energética
meta del área o equipo.
• EBase, es la energía base del área o equipo que se
determina con la ecuación CME real base.
• EMeta, es la energía meta del área o equipo que se
determina con la ecuación CME real meta.
• EReal, es la energía real medida del área o equipo.
• [E0 + m x P]Base, es la ecuación de CME real base
del área o equipo.
• [E0 + m x P]Meta, es la ecuación de CME real meta
del área o equipo.
Tendencia Acumulada del Consumo de Energía:
este indicador tiene la función de monitorear la
tendencia de los consumos energéticos de cada área
con respecto a un periodo base dado.
A partir de él se determina cuantitativamente
la magnitud de la energía que se ha dejado de
consumir o que se ha consumido en exceso
hasta el momento de su actualización.
Para su cálculo, se hace uso de las siguientes
ecuaciones:
Tendencia = ∑ Acumulada ( E − E
Real
Tendencia =
∑
Acumulada ( E
Real
Base
(
− (m* p+E0 ( (
Base
53
MAGASíN
energía
Donde:
• EBase, es la energía base del área o equipo que se
determina con la ecuación de CME real base.
• EReal, es la energía real medida del área o equipo.
• [E0 + m x P]Base, es la ecuación de CME real base
del área o equipo.
Indicador de Eficiencia Media del Proceso -EMP-:
se utiliza para evaluar la eficiencia media del proceso
para los periodos de referencia. Se recomienda
evaluar este indicador con la definición de la línea
base (CME real base), al término de cada periodo
de monitoreo anual y con la implementación de
medidas tecnológicas significativas.
Este indicador se define con la siguiente
ecuación:
EMP
R1
CME Teórica
CME Real
E Útil i
m R E Útil i + E OR
Donde:
EMP,
R1 = Eficiencia Media del Proceso
Para los indicadores descritos anteriormente se
establecen las siguientes convenciones:
Indicador de Consumo -IC-: es un indicador
de referencia del proceso según sea la
tecnología utilizada.
Indicador de Eficiencia Energética -IEE-:
• >100% Operación eficiente
• <100% Operación ineficiente
• =100% Operación promedio
Tendencia Acumulada del Consumo de Energía:
• >0; Sobreconsumo energético con relación
al base
• <0; Ahorro energético con relación al base
• =0; Tendencia promedio
Con la implementación de estos
indicadores se obtendrán, entre otros, los
siguientes beneficios:
54
MAGASíN
• Comparación del consumo de energía que debe
tener el proceso con el real alcanzado.
• Determinación de un árbol de indicadores
donde es posible conocer el impacto de la
eficiencia energética con que se maneja cada
equipo o área e implementarlo en todos los
niveles de la organización en los cuales el
sistema de medición así lo permita.
• Cuantificación del impacto en la variación
de la eficiencia energética de los cambios
operacionales, factor de uso, estado técnico y
mantenimiento de los sistemas.
• Cuantificación diaria de la variación de la
eficiencia, actuando en este mismo periodo
sobre los factores controlables que provocan
disminución de la eficiencia.
VI. PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA
LA ELABORACIÓN Y EL SEGUIMIENTO DEL
PRESUPUESTO DE ENERGÍA
Conjuntamente con la evaluación de los
indicadores, se diagnosticó el método de
elaboración y seguimiento del presupuesto
de energía y se identificó la periodicidad
con la que se calcula cada centro de costo
(mensualmente), teniendo en cuenta un
histórico del consumo de energía del año
anterior, por lo que este presupuesto toma
valores fijos para cada mes del año.
Este método de planeación no es el más
adecuado, pues, además de no poseer una
metodología específica para el cálculo de la
CME real meta, no considera las variaciones
del índice de consumo con la producción
que en ocasiones se realiza, al igual que no
se identifica si las causas de la variación del
presupuesto de energía son por variaciones de
la producción, por variaciones en la eficiencia o
por variaciones de la tarifa de energía.
Por ello, se propone el siguiente método de
elaboración y seguimiento del presupuesto de
energía por centro de costos:
1. Proyectar la producción de
cada centro de costo.
2. Considerar los gráficos de CME real base y
meta para determinar los valores proyectados
de consumo.
3. Considerar las tarifas mensuales de energía
proyectada y determinar el presupuesto
proyectado de costos energéticos por centro
de costo mes a mes.
CP por producción = m* (P real - Pproy) * Tproy
Donde:
• m: razón del cambio del consumo energético con
la producción.
• P real: producción real.
• Pproy: producción proyectada para cada centro
de costo.
La variación del costo presupuestado por cambio en
la tarifa de energía:
CP por tarifa = Ereal* (T real - Tproy)
Donde:
• T real: tarifa real.
Y la variación total del costo presupuestado:
CP total =
CP por eficiencia +
CP por producción +
CP por cambio de tarifa
Para el seguimiento mensual del presupuesto
de energía se determinarán las siguientes
variaciones:
Variación del costo presupuestado
por eficiencia energética:
CP por eficiencia = (E real - E teórica) * Tproy
Donde:
• E real: energía medida en cada centro de costo.
• E teórica (Eo+m*Preal): energía calculada a
partir de la ecuación de CME real base de la
producción real realizada.
• Tproy: tarifa proyectada
del mes por centro de costo.
Se considerará la variación del costo
presupuestado por producción:
55
MAGASíN
energía
Si la variación es negativa, se reduce el costo
en relación con el presupuesto; en caso contrario,
se tiene un sobreconsumo energético. Las ventajas
ofrecidas por la aplicación de esta metodología serán:
• El presupuesto se realizará teniendo en cuenta
la capacidad real de eficiencia del sistema, no a
partir de valores promedios de años anteriores o
políticas de reducción de consumos o costos no
justificadas técnicamente.
• El método permite hacer seguimiento mes a
mes del cumplimiento del presupuesto, tanto en
energía como en costo.
• El método permite discriminar la variación total
del presupuesto en los siguientes conceptos:
• Variación por cambios en la eficiencia
energética con que se operó.
• Variación por cambios en el consumo de
energía debido a ajustes en el factor de carga.
• Variación debido a cambios en el valor
de la tarifa utilizada cuando se elaboró el
presupuesto respecto a la real causada.
• La discriminación de la variación total del
presupuesto en los conceptos anteriores permite
conocer el impacto de cada uno de estos en la
variación del costo total y adoptar medidas para
evitar las desviaciones no deseadas.
VII. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA
ORGANIZACIONAL PARA LA GESTIÓN
ENERGÉTICA SEGÚN LA NORMA ISO 50001
De acuerdo con la encuesta cualitativa de las
conformidades del SGE actual que desarrolla la
industria de petróleo en estudio con respecto
a la norma ISO 50001, se encontró, en general,
un nivel bajo de gestión y cumplimiento de la
misma. Este resultado es aceptable debido a
que en el momento del diagnóstico la norma
se encontraba en proyecto y, como es lógico,
no había sido publicada, por lo que aún estaba
en proceso de asimilación e implementación,
generando un cambio cultural hacia la utilización
eficiente de los recursos energéticos.
Se deben destacar, entre otros, los siguientes
esfuerzos realizados por esta industria del petróleo
en estudio: la conformación de un departamento
dentro de la organización que se encarga de la
Gestión de Recursos Energéticos, la investigación
en fuentes de energía renovable, el desarrollo
56
MAGASíN
La industria de
petróleo en estudio
presentó un nivel
bajo de gestión y
cumplimiento de la
norma ISO 50001.
de proyectos encaminados a lograr la excelencia
operacional y el uso racional y eficiente de la
energía, el previo establecimiento e implementación
del Sistema de Gestión de la Calidad ISO
9000:2000 y la existencia de medios y sistemas
de información, que, sin duda alguna, generan
fortalezas y herramientas de gran utilidad para la
implementación del SGE.
Entre las recomendaciones formuladas para
la sistematización de la gestión de sus recursos
energéticos, la de carácter inmediato es: definir,
documentar y comunicar la política energética,
que refleje las intenciones de la organización y
el compromiso para mejorar continuamente el
desempeño energético de sus procesos.
Con esta caracterización energética, realizada
a la industria de petróleo en estudio, se logró
avanzar en algunos puntos, tales como:
• La metodología de elaboración
del presupuesto de energía.
• La metodología para el establecimiento
de las líneas bases.
• El establecimiento de indicadores de eficiencia
energética y sistemas de medición.
• El plan de mantenimiento de equipos centrado en
la eficiencia energética.
• El sistema de monitoreo de indicadores de
eficiencia energética.
VIII. CONCLUSIONES
La caracterización energética de las operaciones
de producción, transporte y refinación de la industria
del petróleo upstream y downstream, tomadas como
referencia, arrojaron los siguientes resultados:
1. La situación actual de los indicadores no
permite actuar oportunamente cuando ocurren
ineficiencias energéticas por causas operacionales
o variaciones del estado técnico de los equipos,
perdiéndose un significativo potencial de
reducción de los costos energéticos en el área.
2. Para lograr ahorro de energía a través de las
prácticas operacionales y de mantenimiento es
necesario establecer indicadores de eficiencia
energética y monitorear su variación en el
tiempo. La propuesta incluye la generación de
un árbol de indicadores.
3. Actualmente no se tiene medición directa de
la energía consumida, motivo por el cual no es
posible montar el sistema de indicadores de
control y monitoreo de la eficiencia energética.
4. La situación actual de la planeación y el
seguimiento del presupuesto de energía
no permiten la detección de desviaciones
del presupuesto por causa de variaciones
de la eficiencia energética, de los niveles
productivos o de cambios en el valor de
la tarifa utilizada cuando se elabora el
presupuesto respecto a la real causada.
5. Adicional a los beneficios energéticos del
proyecto, también se tiene un gran potencial
de mejora ambiental al disminuir las emisiones
atmosféricas de CO2.
6. Aunque el diagnóstico del sistema
organizacional para la gestión energética,
según norma ISO 50001, arrojó resultados
de nivel bajo de gestión y cumplimiento, se
identificaron esfuerzos positivos que generan
fortalezas y herramientas de gran utilidad para
la implementación del SGE. Adicionalmente,
con esta caracterización se adelantaron
procesos y actividades que dan cumplimiento a
algunos requisitos exigidos por la misma.
REFERENCIAS
[1] IPIECA. Saving energy in the oil and gas industry. 2007. Documento disponible on-line en:
<www.ipieca.org/activities/general/downloads/Saving_Energy.pdf>\
[2] Esta metodología toma como fundamento el texto “Eficiencia Energética y Competitividad de Empresas”. Juan Carlos Campos Avella, Rafael
Torres y Leonardo Santos Macías. ISBN 959-257-019-1. Editorial UCF.80 p.1998.
[3] EXXONMOBIL LUBRICANTS & SPECIALTIES. Serie Mobil DTE 800, Aceites de rendimiento superior para turbinas.[en línea]: http://www.mobil.
com/Colombia-Spanish/Lubes/PDS/glxxs2indmomobil_dte_800.pdf
[4] GÓMEZ, Julio y DE ARMAS, Marcos. Diagnóstico del Rendimiento en Turbinas de Contrapresión Aplicando Redes Neuronales Artificiales. 2009.
[en línea]: <http://www.minas.unalmed.edu.co/>
•
BORROTO, A. MONTEAGUDO, J. ARMAS, M. “Ahorro de Energía en Sistemas Termodinámicos”. ISBN 959-257-045-0. Editorial UCF. Cienfuegos,
Cuba. 2002.
•
CAMPOS, Juan, et. al. “La Eficiencia Energética en la Gestión Empresarial”. Editorial Universidad de Cienfuegos, Cuba, 1997.
•
CONSULTORÍA Y SERVICIOS EN TECNOLOGÍAS EFICIENTES S.A. DE C.V. MÉXICO. “Evaluación Energética de Bombas Centrífugas Horizontales”.
•
ICONTEC. NTC 1486 Documentación. Presentación de Tesis, trabajos de grado y otros trabajos de investigación. 7a edición. Bogotá. 2008
•
TYLERS, B. FRANKLIN, N. Guía ARPEL, “Eficiencia Energética para Bombas, Compresores, Ventiladores, Sopladores y Turbinas”. 2002.
•
UNIVERSIDAD DEL ATLÁNTICO y UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE. “Ahorro de Energía en Sistemas de Bombas Centrífugas”. Un
Proyecto de la Unidad de Planeación Minero Energética de Colombia (UPME) y el Instituto Colombiano para el Desarrollo de la Ciencia y la
Tecnología. “Francisco José de Caldas” (COLCIENCIAS).
•
•
•
•
•
Páginas de Internet
“Por qué usar variadores de velocidad de bajo nivel de armónicos en vez de variadores de velocidad
estándar en los procesos industriales desde el punto de vista energético”.
http://www.iecingenieria.com.co/novedades/4b4c76_Variadores%20de%20muy%20bajo%20nivel%20de%20arm%C3%B3nicos.pdf
“Reducción de consumos energéticos en Oldelval S.A”. http://www.ceads.org.ar/casos/2000/P%E9rez-%20Oldelval%20Reducc.pdf
“Replacing a Mechanical Adjustable Speed Drive with a Variable Speed Drive”
http://www.reliance.com/prodserv/standriv/appnotes/d7753.pdf
http://www.epa.gov
57
MAGASíN
regulación
Regulación
RESOLUCIÓN
SECTOR
TEMA
36
GAS
Transmetano - Cargo Sistema Regional de Transporte Don Matías
37
GAS
Transmetano - Cargo Sistema Regional de Transporte Maceo
38
GAS
Transmetano - Cargo Sistema Regional de Transporte Santo Domingo
39
GAS
Transmetano - Cargo Sistema Regional de Transporte Yolombó
41
GAS
Metodología costo de oportunidad gas natural dejado de exportar
43
EE
62
GAS
Por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en
generaciones de seguridad
66
GAS
Modificación a la Resolución 126 de 2010
68
GAS
Resuelve actuación administrativa sobre el Loop Cartagena-Sincelejo de Promigas
78
GAS
Modificación RUT - Definiciones inicio y terminación del servicio
88
GAS
Liberación precio gas
89
GAS
Aspectos comerciales mercado mayorista
Metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica (en consulta)
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