285
1
INTRODUCCION ................................................................................................................. 9
1. ANÁLISIS HISTÓRICO DEL COMPORTAMIENTO DEL MERCADO DEL GLP ............................................................................................................................ 11
1.1. ANÁLISIS HISTÓRICO DE LA INDUSTRIA DEL GLP Y DE LA OFERTA ............................................................................................................................. 11
1.1.1. Comienzo de la producción del GLP ......................................................... 11
1.1.2. Producción y capacidad instalada del GLP en el período 1951-200613
1.1.2.1. La oferta potencial del GLP ...................................................................... 13
1.1.2.2. Producción nacional del GLP 1949-2006 .............................................. 15
1.2 Aspectos de la oferta: la infraestructura de transporte y almacenamiento .............................................................................................................. 19
1.2.1 La infraestructura de transporte ................................................................. 19
1.2.2 Almacenamiento .................................................................................................... 21
1.4 DEMANDA ............................................................................................................. 25
1.4.1 Balance nacional del GLP. ............................................................................ 25
1.4.2 Consumo total del GLP ................................................................................. 26
1.4.3 Consumo del GLP por sectores .................................................................. 29
1.5 CONSUMO REGIONAL DEL GLP. ................................................................... 32
1.6 POLÍTICAS DE LOS PRECIOS DEL GLP DESDE LA DÉCADA DE LOS OCHENTA ................................................................................................................. 35
1.6.1 La década 1983-1993. ..................................................................................... 35
1.6.2 La CREG y la política de precios 1995 y 1996 ........................................ 37
1.6.3 La composición del precio del GLP de 1997 a 2006 .............................. 39
1.7 COMPARACIÓN DE PRECIOS DEL GLP CON OTROS ENERGÉTICOS ................................................................................................................. 41
1.8 ANÁLISIS POR DEPARTAMENTOS ................................................................ 44
1.8.1 Diesel oil ............................................................................................................ 44
1.8.2 Energía Eléctrica ............................................................................................. 44
1.8.3 Gas natural ........................................................................................................ 51
2
1.9 PROYECCIÓN PRECIOS DEL GN, GLP, ENERGÍA ELÉCTRICA Y A.C.P.M. .............................................................................................................................. 55
1.9.1 Objetivo .............................................................................................................. 55
1.9.2 Metodología ...................................................................................................... 55
1.9.3 Principales resultados ................................................................................... 59
1.10 CONCLUSIONES ................................................................................................. 61
2. EVALUACIÓN DEL PROCESO DE SUSTITUCIÓN ENERGÉTICA ............... 64
2.1 EL CONCEPTO DE SUSTITUCIÓN .................................................................. 64
2.2 EVOLUCIÓN DE LOS SUSTITUTOS DEL GLP ............................................. 66
2.2.1 Gas natural ........................................................................................................ 66
2.2.2 Diesel, carbón, keroseno y fuel oil ............................................................. 72
2.2.3 Penetración del Gas natural y sustitución del GLP ............................... 75
2.3 CONCLUSIONES ................................................................................................. 78
3. ANÁLISIS REGULATORIO DE LA CADENA DEL GLP ................................... 80
3.1 INTRODUCCIÓN Y ALCANCE DEL ANÁLISIS ............................................. 80
3.2 ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN DE LA ESTRUCTURA INDUSTRIAL Y OPERATIVA ......................................................................................... 81
3.2.1 Estructura industrial, integración vertical y horizontal ........................ 81
3.2.2 Comercialización ............................................................................................. 85
3.2.2.1 Estructura y comportamiento .................................................................. 85
3.2.3 Transporte por ductos ................................................................................... 90
3.2.4 Distribución ...................................................................................................... 91
3.2.4.1 Competencia en la distribución .............................................................. 91
3.2.4.2 Análisis del esquema de parque universal de cilindros ................... 96
3.2.4.3 Medidas adicionales independientes del esquema de cilindros 109
3.2.4.4 Consideraciones de política energética y ambiental – Áreas de Servicio Exclusivo ................................................................................................... 111
3.2.4.5 Vigilancia y control ................................................................................... 112
3.3 ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN TARIFARIA DEL GLP ........................... 112
3.3.1 Fórmula tarifaria general ............................................................................. 115
3
3.3.2 Fórmula tarifaria para el Gran Comercializador ................................... 115
3.3.3 Fórmula tarifaria para el transporte por ductos ................................... 119
3.3.4 Margen para Seguridad ............................................................................... 120
3.3.5 Margen para el Comercializador ............................................................... 121
3.3.6 Margen para el Distribuidor y régimen tarifario para la fijación de los precios al usuario final ................................................................................... 123
3.4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 125
3.4.1 Conclusiones y recomendaciones de carácter general ..................... 125
3.4.2 Conclusiones y recomendaciones respecto a regulación de la estructura industrial y operativa ............................................................................... 126
3.4.3 Conclusiones y recomendaciones respecto al régimen tarifario .... 128
4. CENSO Y ENCUESTA DE EMPRESAS DE LA INDUSTRIA MANUFACTURERA ....................................................................................................... 129
4.1. MUESTRA DE INDUSTRIAS ............................................................................ 129
4.1.1. Universo ........................................................................................................... 129
4.1.2. Variables de clasificación ........................................................................... 130
4.1.3. Caracterización del universo de empresas ............................................ 131
4.1.4. Modelo de muestreo ..................................................................................... 134
4.1.5. Tamaño de muestra ...................................................................................... 134
4.1.6. Distribución de la muestra ......................................................................... 135
4.2. FACTORES DE RESTITUCION POBLACIONAL ........................................ 137
5. RESULTADOS DE LA ENCUESTA .................................................................... 138
5.1. RESULTADOS POR SUBSECTOR INDUSTRIAL. ...................................... 138
5.2. RESULTADOS POR REGIONES .................................................................... 142
5.3. CONSUMO POR USOS ..................................................................................... 146
5.4. CONCLUSIONES ............................................................................................... 148
6. MODELO FINANCIERO PARA EVALUAR LA UTILIZACIÓN DE ENERGÉTICOS ............................................................................................................... 150
6.1. FORMULACIÓN MATEMÁTICA ...................................................................... 150
6.2. EVALUACIÓN DE LA UTILIZACIÓN DEL GAS PROPANO, EL GAS NATURAL, LA ENERGÍA ELÉCTRICA Y EL QUEROSENO PARA COCCIÓN Y CALENTAMIENTO DE AGUA. ............................................................. 152
4
6.2.1. Hogares nuevos. ........................................................................................... 152
6.2.2. Competitividad del GLP en hogares antiguos ...................................... 158
6.2.3. Supuestos de equipos de cocción y alentamiento de agua, acometida, medidor e instalación interna para gas natural, GLP, energía eléctrica y queroseno. ................................................................................................. 159
6.3. EVALUACIÓN FINANCIERA DE COSTOS DE CALDERAS, HORNOS Y AIRES ACONDICIONADOS CON DIFERENTES COMBUSTIBLES ............................................................................................................ 163
6.3.1. Metodología .................................................................................................... 163
6.3.2. Resultados ...................................................................................................... 164
6.3.2.1. Calderas pirotubulares: ........................................................................... 164
6.3.2.2. Calderas acuotubulares: ......................................................................... 165
6.3.2.3. Hornos de secado: .................................................................................... 166
6.3.2.4. Hornos de convección forzada: ............................................................ 167
6.3.2.5. Hornos de Incineración: .......................................................................... 168
6.3.2.6. Aire acondicionado – Sistema de Expansión Directa: .................... 168
6.3.2.7. Aire acondicionado – Sistema de Red de agua Helada: ................. 169
6.4. CONCLUSIONES ............................................................................................... 170
7. PROGRAMA GLP RURAL ................................................................................... 171
7.1 PROGRAMA DE 1996 ....................................................................................... 171
7.2 PROGRAMAS DE 2004 - 2006 ........................................................................ 173
7.3 ANÁLISIS DE LOS BENEFICIOS ................................................................... 174
7.4 ANÁLISIS DE LA OFERTA .............................................................................. 181
7.5 IMPACTO AMBIENTAL ..................................................................................... 182
8. MERCADO POTENCIAL DEL GLP .................................................................... 187
8.1 POTENCIAL DEL GLP EN SECTORES Y POR USOS. ............................ 187
8.2 GLP INDUSTRIA ................................................................................................. 188
8.3 GLP RURAL ........................................................................................................ 193
8.4 SECTOR AGROPECUARIO ............................................................................. 194
8.5 OTROS SECTORES .......................................................................................... 195
8.6 CONCLUSIÓN ..................................................................................................... 195
5
9. EL GLP Y EL SECTOR TRANSPORTE ............................................................. 197
9.1. EL GLP COMO AUTOGAS ............................................................................. 197
9.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GLP AUTOMOTOR. ......................... 197
9.3. EL AUTOGAS A NIVEL INTERNACIONAL. ................................................. 197
9.4. EL AUTOGAS EN COLOMBIA ........................................................................ 199
9.5. CONCLUSIONES ............................................................................................... 200
10. USOS DEL GLP EN LA AGROINDUSTRIA Y LA AGRICULTURA ........ 202
10.1. LA AGROINDUSTRIA Y EL USO DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS ............................................................................................................... 202
10.1.1. Definición de agroindustria .................................................................... 202
10.1.2. Principales subsectores .......................................................................... 203
10.2. CANASTA ENERGÉTICA COLOMBIANA ................................................ 204
10.2.1. Canasta energética y la agroindustria ................................................. 204
10.3. CULTIVOS CON PROCESO DE SECADO POSTCOSECHA ............... 205
10.4. FACTORES A TENER EN CUENTA PARA SECADO Y CONSERVACIÓN DE GRANOS .................................................................................. 205
10.5. CULTIVOS AGROINDUSTRIALES Y EL POSIBLE USO DEL GLP .... 206
10.6. PROCESOS AGROINDUSTRIALES EN LOS PRINCIPALES SUBSECTORES ............................................................................................................. 206
10.6.1. Cultivo de frutas ........................................................................................ 206
10.6.2. Cultivo de flores ........................................................................................ 207
10.6.3. Cultivo de palma ........................................................................................ 207
10.6.4. Cultivo de caña de azúcar ....................................................................... 207
10.6.5. Cereales ....................................................................................................... 207
10.6.6. Cría de ganado vacuno ............................................................................ 208
10.6.7. Cría de aves de corral .............................................................................. 208
10.6.8. Producción de huevos ............................................................................. 209
10.6.9. Preparación de carnes frías ................................................................... 209
10.6.10. Producción de leche ................................................................................. 209
10.6.11. Producción harina de trigo y trilla de arroz ....................................... 209
10.6.12. Fabricación y refinación de azúcar ...................................................... 209
6
10.7. USOS ESPECÍFICOS DEL GLP .................................................................. 209
10.8. POSIBILIDADES DE USO DEL GLP EN LA AGROINDUSTRIA Y AGRICULTURA. ............................................................................................................. 210
10.8.1. Sector Agroindustria ................................................................................ 210
10.8.2. Sector Agropecuario ................................................................................ 213
10.8.3. Proyección potencial del GLP ............................................................... 214
11. POTENCIAL DEL GLP EN LOS HOGARES URBANOS Y RURALES ... 215
11.1. POTENCIAL DE HOGARES CON GAS NATURAL SEGÚN CREG ... 215
11.2. EL CENSO DE POBLACIÓN 2005 ............................................................. 216
11.3. DEMANDA POTENCIAL DEL GLP EN LOS HOGARES RURALES ... 221
11.4. DEMANDA POTENCIAL DEL GLP EN LOS HOGARES URBANOS .. 223
11.5. DEMANDA POTENCIAL DEL GLP EN EL SECTOR RESIDENCIAL ................................................................................................................. 224
12. LA DEMANDA DEL GLP .................................................................................. 225
12.1. CONSIDERACIONES PARA ESTIMAR LA DEMANDA DEL GLP ...... 225
12.2. DEMANDA DEL GLP SEGÚN LA UPME .................................................. 226
12.3. DEMANDA DEL GLP PARA ANTIGUOS Y NUEVOS MERCADOS. ... 228
12.3.1. Sector rural ................................................................................................. 228
12.3.2. Agroindustria ............................................................................................. 229
12.3.3. Industria ....................................................................................................... 230
12.3.4. Transporte. .................................................................................................. 230
12.3.5. Otros Usos .................................................................................................. 230
12.4. CONCLUSIONES ........................................................................................... 231
13. NORMATIVIDAD TECNICA DEL GLP Y CONDICIONES ACTUALES DE LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE CILINDROS Y TANQUES ESTACIONARIOS ...................................................................................... 232
13.1 ANTECEDENTES ............................................................................................... 232
13.2 NORMAS TÉCNICAS EXISTENTES .............................................................. 233
13.3 PROYECTOS DE NORMAS EN CURSO ....................................................... 234
13.4 NECESIDADES DE ELABORACIÓN DE NORMAS .................................... 234
7
13.5 APLICACIÓN DE LAS NORMAS TÉCNICAS EXISTENTES (DIFICULTADES O PROBLEMAS) ............................................................................. 234
13.6 RECOMENDACIONES PARA PROCURAR EL CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS TÉCNICAS (PROPUESTAS Y/O CORRECTIVOS). ................... 235
13.7 EL MANEJO Y MANTENIMIENTO DE LOS CILINDROS Y TANQUES DEL GLP EN COLOMBIA ............................................................................................. 236
13.7.1 Antecedentes ................................................................................................. 236
13.8 MARCO REGULATORIO EXISTENTE PARA EL MANTENIMIENTO DE CILINDROS. .............................................................................................................. 236
13.9 MANEJO INSTITUCIONAL ACTUAL DE LOS CILINDROS POR PARTE DE LAS COMPAÑÍAS PRESTADORAS DEL SERVICIO. ....................... 239
13.10 PROGRAMA DE REPOSICIÓN DE CILINDROS. .................................... 240
13.10.1 Estudio de Econometría de 1998 .......................................................... 240
13.10.2 Programa de Reposición de cilindros a partir de 2000................... 242
13.10.3 Supervisión y control de la actividad de mantenimiento de los cilindros. 245
13.10.4 Mantenimiento de cilindros y tanques estacionarios. .................... 246
14. MARCO INSTITUCIONAL DEL GLP. ............................................................. 250
14.1. CONTEXTO GENERAL ................................................................................. 250
14.2. SITUACIÓN ANTES DE LA LEY 142. ........................................................ 251
14.3. SITUACIÓN ACTUAL. ................................................................................... 252
14.4. FORTALEZAS Y DEBILIDADES DEL ACTUAL ESQUEMA INSTITUCIONAL ............................................................................................................. 257
14.5. LIMITANTES DE LA INDUSTRIA Y EL PLAN DE DESARROLLO. ..... 259
14.6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................. 262
15. ESQUEMA DE DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GLP. ................ 264
15.1. CONSIDERACIONES .................................................................................... 265
15.2. AJUSTES ......................................................................................................... 266
15.3. ESQUEMA OPERATIVO DE LA INDUSTRIA ........................................... 268
15.4. CONCLUSIONES ........................................................................................... 269
16. ESTRATEGIAS PARA EL DESARROLLO DE NUEVOS MERCADOS DEL GLP. ......................................................................................................................... 271
8
17. CONCLUSIONES ............................................................................................... 273
18. RECOMENDACIONES. ..................................................................................... 281
9
INTRODUCCION De acuerdo con el Contrato No 1517-15-2006 suscrito entre la UPME y la Unión Temporal ZEUS se entrega el informe final correspondiente. Este informe comprende diez y ocho (18) capítulos con sus anexos correspondientes y un Documento CONPES. En el primer capítulo se realiza un diagnóstico histórico del comportamiento del mercado del GLP desde su inicio, destacando la evolución de la producción nacional y de las refinerías de éste combustible, del consumo total y por sectores, de su participación dentro del total de energía efectiva. Además, se analiza, el diseño de la política de precios desde la década de los ochenta. En el segundo capítulo se analiza el proceso de sustitución del GLP, especialmente con el gas natural, y cómo éste combustible ha penetrado en los últimos años en las zonas urbanas en la mayoría de los departamentos. El tercer capítulo hace referencia sobre el proceso de regulación económica del servicio domiciliario del GLP expedida por la CREG y su incidencia sobre la prestación del servicio, desarrollado alrededor las normas orientadas a regular la estructura de la industria del GLP, en aspectos como el tipo de competencia permitida, los precios y las tarifas. En el cuarto capítulo se destaca los aspectos relevantes sobre la determinación del tamaño de la muestra al sector industrial, con el fin considerar los diferentes usos de energía en cada uno de los procesos industriales de dichas empresas, y de ésta manera analizar la posibilidad de penetración del GLP. Esto último se considera en el quinto capítulo, donde se estudia los resultados de la encuesta. Ya en el sexto capítulo se examina la competitividad del GLP desde un punto de vista económico con relación a otros energéticos en diferentes sectores y usos. Para ello, se utiliza un modelo financiero que expone en éste capítulo. El séptimo capítulo examina el proceso del programa del GLP rural iniciado en 1996 y su posterior reapertura en el año 2004. En el octavo capítulo se estudia con mayor profundidad el uso potencial del GLP y se determina los usos más posibles de éste combustible considerando
10
la oferta disponible y los sustitutos que le compiten. En el noveno capítulo, se realiza un análisis específicamente para el sector de transporte. El décimo capítulo examina el uso potencial del GLP para el sector de la agroindustria y agrícola, y en el décimo primer capítulo se estudia para el sector residencial. En el décimo tercer capítulo se evalúa la normatividad técnica sobre el programa de mantenimiento y reposición de cilindros y tanques estacionarios. Además, se realiza una descripción sobre las metas cumplidas en comparación a las establecidas en las distintas resoluciones expedidas por la CREG. Por último, se propone una alternativa para que dicho programa tenga una mayor efectividad. En el décimo cuarto capítulo, se analiza el esquema institucional del sector GLP destacando las ventajas y desventajas del actual esquema. En el siguiente capítulo se examina el esquema de desarrollo de la industria del GLP considerando algunos ajustes a dicho esquema. El capítulo décimo sexto se establece estrategias para la apertura de nuevos mercados para la industria. Finalmente, en los dos últimos capítulos se contemplan las conclusiones y recomendaciones.
11
1. ANÁLISIS HISTÓRICO DEL COMPORTAMIENTO DEL MERCADO DEL GLP
1.1. ANÁLISIS HISTÓRICO DE LA INDUSTRIA DEL GLP Y DE LA
OFERTA 1.1.1 Comienzo de la producción del GLP Todo comenzó en 1927 cuando la Tropical Company instaló en 1927 cuatro plantas, dos localizadas en la estructura de Infantas y El Centro, y dos en la de La Cira y La Cira Este. Con el montaje de estas plantas se inició la producción de gasolina natural para mezclar con el crudo en la refinería. Asimismo, se empezó la utilización, por primera a vez en Colombia, del gas natural como combustible. La Planta de Gas de El Centro era la más importante porque allí se montaron inicialmente dos torres estabilizadoras y en 1947 una tercera para separar el metano, el etano, el butano normal y el isobutano de la gasolina natural. Del fondo de la Torre Estabilizadora No.1 se obtenía la gasolina natural que se enviaba a la Refinería y la mezcla gaseosa que se desprendía del tope de la torre se condensaba y servía de material para la Torre 2 que extraía el butano y el isobutano que se enviaban a la refinería para aumentar el octanaje de las gasolinas. Los vapores de la Torre 2 se condensaban y seguían para la Torre 3, en donde se extraía del fondo de la torre el propano líquido que se conoce como LPG o Gas Licuado del Petróleo. Los productos gaseosos de esta torre, que salían por la parte superior, el metano, el etano y el propano, se utilizaban como gas combustible en el campo. La existencia de la planta de gas de El Centro y estudios de la Tropical en el primer quinquenio de los cuarenta llevaron a plantear producir gas licuado del petróleo-GLP, proyecto que el gobierno nacional acogió con entusiasmo, ya que permitiría remplazar keroseno, carbón y leña para cocinar. El proyecto se concretó con la instalación de la tercera torre estabilizadora en la Planta de Gas de El Centro en 1947. En esta forma, en 1947 se inició la producción del GLP con una capacidad de producción de 6300 galones por día, apropiada para atender 7000 instalaciones domiciliarias en Barrancabermeja, Bucaramanga, Bogotá y Barranquilla.
12
Para distribuir el GLP se fundó en 1946 la Compañía Colombiana de Gas- COLGAS. Leonidas Arango y Jorge Zuleta Jaramillo, en un libro publicado en 1998, 50 Años del Gas Propano en Colombia, cuentan muy bien la historia de la creación y evolución de la empresa. Antes de crearse COLGAS, en 1944 la Empresa de Energía Eléctrica de Bogotá tuvo el propósito de distribuir GLP para cocinar, pero al final participó como asociado de la nueva empresa, con la Tropical Oil Company como accionista del 50 %, ya que ella exigía ser la distribuidora, y con un grupo de socios colombianos, entre quienes se contaban Alfonso López Michelsen, Roberto Urdaneta Arbeláez, Miguel López Pumarejo, Alfredo García Cadena, Salvador Camacho Roldán, Alberto Lobo-Guerrero, Guillermo Herrera Carrizosa y Antonio Puerto, entre otros. Con la utilización de éste nuevo energético en Colombia, que Exxon logró controlar porque tenía la materia prima y la distribución, el monopolio de Exxon de la industria petrolera era bastante completo: producción de crudo y GLP, refinación, transporte por oleoducto y distribución de productos derivados del petróleo. Con la creación de ECOPETROL en 1951, el Estado asumió en 1958 el 49.12 % de la participación extranjera, quedando COLGAS totalmente en manos nacionales (24.44 % en empresas de seguros y 36.44% de 138 pequeños accionistas). Bucaramanga fue la primera ciudad en utilizar el gas propano el día 25 de julio de 1947 para unos 200 usuarios, lo que permitió sustituir 2000 bultos mensuales de carbón. En 1948 el mercado se amplió a Bogotá y Barranquilla y en 1949 estaban funcionando 1025 instalaciones en Bogotá, 500 en Barranquilla y 471 en Bucaramanga para un total de 1996 unidades. Desde el inicio de las operaciones de CoOLGAS el principal problema fue la escasez de cilindros y accesorios para gas, cocinas, calentadores de agua y otros implementos que no se producían en el país y que fueron importados totalmente por la Tropical. No se pensó en una política industrial en este campo, por ejemplo, para abastecer las necesidades de la industria petrolera. El consumo creció aceleradamente, copando la capacidad de producción en 1951. De 30,747 galones en 1947, se pasó a 646,226 galones en 1948 y a 2, 388,088 galones en 1951. (Cuadro 1.1).
13
Cuadro 1.1.
Consumo anual del GLP
Año Galones
1946 1135
1947 30,747
1948 646,226
1949 1,136,058
1950 1,612,842
1951 2,388,088 Fuentes: 1949, 1950 y 1951, Boletín de Petróleos, julio de 1954. 1946, 1947 y 1948, Boletín de Petróleos, marzo 1950, 156-172
El GLP se bombeaba de la Planta de Gas de El Centro a la estación de distribución y envase situada en Galán por un gasoducto de dos pulgadas de diámetro, en donde se envasaba en cilindros de 100 libras o se embarcaba en buques tanques para su despacho al por mayor hacia el interior del país. La distribución de los productos líquidos se efectuaba por el río y el ferrocarril. De la planta de recibo en Galán el GLP se cargaba en tres planchones, con dos tanques cada uno de capacidad de 18,000 galones, que llevaban el producto a puertos sobre el río Magdalena, tales como Puerto Wilches, Puerto Salgar y Barranquilla. En el transporte por ferrocarril de Puerto Salgar a Bogotá y de Puerto Wilches a Bucaramanga se utilizaron cuatro carro-tanques de 5,000 a 6,000 galones1. La Tropical producía, transportaba, almacenaba y envasaba el GLP y COLGAS lo distribuía en los centros urbanos. 1.1.2 Producción y capacidad instalada del GLP en el período 1951-
2006 1.1.2.1 La oferta potencial del GLP Como la producción del GLP era limitada, en el año de 1951 en que se produjo la reversión, ECOPETROL empezó inmediatamente a estudiar la posibilidad de ampliar la oferta, para lo cual planeó ensanchar la capacidad de producción en El Centro en 7,140 galones por día y la de incluir nuevas unidades en la refinería de Barrancabermeja para recuperar los líquidos contenidos en los gases provenientes de los procesos en que se iba a basar la modernización de la refinería, con el fin de producir 32,040 galones por día adicionales del GLP.
1 Boletín de Minas y Petróleos, marzo 1950.
14
En realidad el aumento en la capacidad de la refinería de Barrancabermeja fue de 12,000 galones por día en 1954, pero con la nueva Planta de El Centro inaugurada el 12 de junio de 1959, cuyo incremento fue de 24,000 galones por día, se llegó a finales de 1959 a un potencial de producción de 42,130 sobre los 6,130 galones que se tenían en 1951. Con la inauguración de la refinería de Cartagena, la producción del GLP se incrementó por fuera de la zona de Barrancabermeja en los años 1957 y 1959. En abril de 1961, en 1963 y en mayo de 1970 entró GLP de las concesiones de Cicuco, El Difícil y Plato. Posteriormente entraron en 1966 y 1968 las plantas de gas de los campos de Payoa y Provincia. Aunque se tuvo una pequeña producción de Tibú y en los noventa del campo de Apiay, el esfuerzo en ampliar la oferta se ha concentrado en la zona de Barrancabermeja a través de los múltiples ensanches de la refinería. Lo que ha ocurrido en la zona de Barrancabermeja ilustra muy bien la oferta potencial del GLP: producción menor a 2,000 BPD hasta que en 1967 y 1968 se produjeron ampliaciones en la refinería y fluyó producción de las plantas de gas de Payoa y Provincia que llevaron la oferta máxima del GLP a 4,799 BPD, producción que por incrementos en los setenta se mantuvo estable en alrededor de 6,000 BPD hasta1980. En el decenio de los ochenta la oferta del GLP en la zona se acercó a los 10,000 BPD y en los noventa las ampliaciones en la refinería de Barrancabermeja permitieron alcanzar 20,000 BPD, compensando la caída de la oferta de los campos. En el año 2000 se llegó a una oferta máxima de 27,672 BPD (Cuadro 1.2.)
Oferta potencial neta del GLP Año 2000 BPD
Fuente: ECOPETROL.
2 Producción neta después de descontar 1900 BDP para la producción de alquilato y 300
BPD como solvente de proceso. 3 Producción neta después de descontar 2500BDP cegados en la planta de polimeración
para producción de gasolina.
CENTRO DE PRODUCCIÓN
OFERTA
Refinería de Barrancabermeja 21,4702 Campos de El Centro, Payoa y Provincia
2700
Refinería de Cartagena 24003 Campo de Tibú 52 Apiay 1050 TOTAL 27,672
15
Para finales del año 2006, teniendo en cuenta la declinación en campos, de acuerdo con la UPME, la producción neta para consumo energético era de 26,660 BPD, distribuida como se muestra en el Cuadro 1.3. En la refinería de Cartagena se producen 5,800 BPD, de los cuales 3,100 BPD se consumen en la planta de polimeración, quedando un neto de 27,000 BPD.
Cuadro 1.3 Oferta potencial neta del GLP Año 2006
BPD
CENTRO DE PRODUCCIÓN
OFERTA
Refinería de Barrancabermeja 19,900
Campos de Payoa, Provincia y otros 2,560
Refinería de Cartagena 2,700
Apiay 1,500
TOTAL 26,660
Fuente: UPME. Para los próximos cinco a diez años no se esperan cambios mayores en la producción neta disponible para usos energéticos. Dos son los proyectos que amentarán la oferta del GLP. El primero se localiza en el Plan Maestro de la Refinería de Cartagena que planea una producción máxima de 10,800 BPD, de los cuales 3,500 BPD se consumirán en la planta de alquilación y 4,000 BPD se destinarán para la planta de propileno, con un neto de 3,300 BPD para usos energéticos. El segundo proyecto consiste en la planta de gas de Cusiana de 200 MMPC por día que puede producir 4,500 BPD del GLP pero cuyo destino será para la petroquímica en la producción de alquilatos y poligasolinas en la zona de Barrancabermeja. En esta forma, de acuerdo con las informaciones oficiales conocidas hasta mayo 2007, la oferta máxima disponible del GLP para actividades energéticas, si no hay cambios en Barrancabermeja y Apiay, aumentaría solamente a 27,260 BPD. Se presenta una competencia del GLP para actividades petroquímicas de alto valor agregado que compiten con el uso energético. Para ECOPETROL el mejor uso sería el petroquímico por la alta rentabilidad en éste sector. 1.1.2.2 Producción nacional del GLP 1949-2006 La producción nacional del GLP de 1949 al año 2006 aumentó de 74 a 22,154 barriles por día, para una tasa de crecimiento anual de 11.4 %, una
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tasa altísima, superior a la del sector eléctrico en su época de mayor dinámica de 1950 a 1980. Por períodos la situación es muy diversa. Se pueden identificar cinco. De 1949 a 1970 se da el crecimiento más rápido, con una tasa anual de 23.3 %, al aumentar la producción de 74.11 a 6015 barriles por día, correspondiente a la primera etapa de la introducción de una nueva tecnología, con oferta suficiente para atender la demanda. De 1971 a 1981 se tiene un período de incremento en la producción a 10233 barriles por día en 1977, seguido por una disminución hasta 1981 a 8163 barriles por día, por la disminución en la oferta de los diferentes campos: Mares, Payoa, Provincia, El Difícil, Plato y Cicuco, para un crecimiento anual compuesto de 2.8 % (Cuadro 1.4). En 1982 se produjo un aumento en la capacidad que se refleja en una producción que saltó a 8913 barriles por día, pero que se estabilizó alrededor de 10,000-11,000 barriles hasta 1993, para una tasa de crecimiento anual de 2.7 %. El cuarto período se inició en 1994, con incrementos en la oferta todos los años hasta llegar a 26,215 BPD en el año 2000 y una tasa de aumento anual de 12.9 %, cambiando la tendencia de restricción en la oferta que ocurrió de 1970 a 1993. De 2000 a 2005 la producción nacional cae a 21,622 barriles por día por la disminución en la demanda que ocurre desde el año 2002, a pesar de que la capacidad instalada era mayor, correspondiendo a una tasa negativa de 3.78 %. La cifra preliminar de 2006 de 22,153 BPD da una recuperación del consumo, con un crecimiento de 2.45 %.
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Cuadro 1. 4 Producción nacional del GLP 1949-2006
BPD
Año PRODUCCION PRODUCCION REFINERIAS
1949 74 0
1950 105 0
1951 156 0
1952 180 0
1953 212 0
1954 237 0
1956 596 298
1959 773 352
1960 966 351
1961 1099 548
1962 1152 606
1963 1238 731
1964 1353 1022
1965 1404 930
1966 2143 963
1967 2896 1618
1968 4763 2576
1969 4738 2642
1970 6015 3866
1971 5748 3554
1972 6674 4562
1973 6635 4393
1974 5683 4242
1975 9919 6778
1976 10686 7937
1977 10232 7822
1978 9712 7307
1979 9068 6834
1980 8820 6316
1981 8163 5664
1982 8930 6600
1983 9697 7274
1984 9547 7210
1985 10432 7709
1986 11319 8807
1987 11231 8300
1988 11490 8491
1989 11345 8384
1990 11285 8340
1991 11681 8632
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Año PRODUCCION PRODUCCION REFINERIAS
1992 11981 8854
1993 11179 8261
1994 16996 12560
1995 19205 14193
1996 21794 16106
1997 21812 21812
1998 24906 20522
1999 26327 21479
2000 26215 22463
2001 24911 23296
2002 23778 22163
2003 27925 24101
2004 21572 19945
2005 21621 20000
2006 22154 20525
Fuentes: DANE, DNP y Ministerio de Minas y Energía
Gráfico 1.1
EVOLUCION PRODUCCION NACIONAL Y REFINERIAS GLP 1949-2006
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
1949
1956
1964
1970
1976
1982
1988
1994
2000
2006
AÑOS
BD
P
PRODUCCION NACIONAL PRODUCCION REFINERIAS
Fuente: Cuadro 1.4
Desde un punto de vista nacional el papel de la producción del GLP en la zona de Barrancabermeja ha sido determinante. Hasta que entraron la planta de gas en Tibú y la producción en la refinería de Cartagena en los años 1957 y 1959, la oferta se concentraba en un cien por cien en la zona de la Concesión de Mares. En 1960 la participación bajó a 67 %, la cual continuó
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disminuyendo por la entrada de las plantas de gas de las Concesiones de Cicuco en 1961, El Difícil en 1963 y de Plato en 1970 y la caída de la producción en las plantas de El Centro, participación que llegó a un mínimo de 43.5 % en 1965. Pero en 1966, cuando se inició la producción en la planta de gas de Payoa y en 1968 en la de Provincia, y la producción en la Refinería de Barranca fue ampliándose, en 1980 la participación del GLP proveniente de la zona de Barrancabermeja aumentó a 83.9 % y en el año 2000 llegó a 87.3 %, porcentaje muy similar en 2006. La evolución del sector del GLP se explica por la ejecución de una política equivocada por parte de ECOPETROL y las autoridades energéticas que no le prestaron atención a aumentar la oferta interna del GLP y limitaron la importación, que se reflejó en la utilización exagerada de la energía eléctrica, que era alrededor de 80% de origen hidroeléctrico, que llevó a un consumo inconveniente en el largo plazo de esta fuente secundaría de energía, especialmente en los hogares para cocción y calentamiento de agua. Esta política afortunadamente se revisó a comienzos del decenio de los noventa, especialmente por el racionamiento eléctrico de los años 1992 y 1993 que hizo ver la importancia de tener una canasta energética más diversificada, de tal manera que en 1996 la capacidad de producción del GLP se había casi duplicado con respecto a la de 1991, lo que permitió disminuir las importaciones que se habían disparado en los años del racionamiento eléctrico y siguientes (1993, 1994 y 1995) para satisfacer la demanda de los hogares y los sectores productivos.. 1.2 Aspectos de la oferta: la infraestructura de transporte y
almacenamiento Para estudiar la oferta hay que analizar la infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución, dado que restricciones en la misma pueden dar lugar a cuellos de botella o desabastecimientos. Producido el GLP en las refinerías, plantas de gas o importado hay que transportarlo a los terminales o centros de abasto de ECOPETROL. Para ello hay que contar con una red de transporte. De los terminales de ECOPETROL se traslada el producto a los almacenamientos de los comercializadores, de estos a los distribuidores y finalmente a los usuarios. 1.2.1 La infraestructura de transporte La infraestructura de transporte del GLP comprende cuatro sistemas: propanoductos, poliductos, fluvial y carretero.
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Propanoductos La red de propanoductos comprende 352.7 kilómetros, compuesta por tres ramales, así:
Cuadro 1.5 Red de propanoductos
Propanoducto Diámetro Longitud Capacidad
Pulgadas Kilómetros kBd
Galán- Puerto Salgar 8 245,0 19,8
Puerto Salgar- Mansilla 6 a 8 107,7 12,0
Mansilla- Vista Hermosa 6 28,0 10,0
Total 352,7 41,8
Fuente: ECOPETROL Poliductos La red de poliductos asciende a 453 kilómetros, así:
Cuadro 1.6 Red de poliductos
Poliductos
Diámetro Longitud Capacidad
Púlgadas kilómetos kBd
Puerto Salgar-Mariquita 6 a 8 358,0 14,0
Mariquita-Cartago
4 a 6 95,0 16,0 Cartago-Yumbo
Galán-Bucaramanga
Total 453,0 30,0
Fuente: ECOPETROL
En total, la red por ductos tiene una extensión de 811 kilómetros, red construida antes de decenio de los ochenta., es decir, que la inversión en infraestructura de transporte ha sido prácticamente cero desde entonces. Transporte fluvial El transporte fluvial por el río Magdalena se utiliza para llevar al interior del país el GLP importado o producido en la refinería de Cartagena, lo que implica imprevistos de acuerdo a como esté el nivel del río. Se cuenta con una capacidad de transporte fluvial máxima de 2500 barriles por día. Esto significa que si se requiriera de mayor suministro al interior del país por
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incremento en la demanda o por daños en la Refinería de Barrancabermeja se enfrentarían dificultades para atender la demanda. Transporte terrestre El transporte terrestre es el cuarto sistema utilizado para llevar el GLP a departamentos que no cuentan con una red de propanoductos o poliductos. Hay muchas regiones del país que no disponen de infraestructura de transporte lo que conlleva a dificultades de abastecimiento y mayores costos, pero hay que tener en cuenta que los bajos volúmenes no siempre justifican construir redes. 1.2.2 Almacenamiento ECOPETROL dispone de 11 terminales o centros de abasto para entregar el GLP a los comercializadores mayoristas, que son: 1) Mansilla, para distribuir el producto a los departamentos de Cundinamarca, Boyacá, Caquetá, Casanare, Huila y Tolima, que representaba en 2005 un 31 % del GLP distribuido por ECOPETROL. 2) El terminal de Yumbo, que atiende los departamentos de Cauca, Nariño, Putumayo, Risaralda y Valle, con un 17 % del GLP abastecido por el Gran Comercializador. 3) El terminal de Puerto Salgar que permite entregas por vía terrestre y fluvial, abastece al centro del país, aunque no cuenta con mayor capacidad de almacenamiento, en épocas de escasez permite transacciones con la refinería de Cartagena A través de este terminal se efectúan un 11 % de las entregas de ECOPETROL. 4) El terminal de Bucaramanga atiende los departamentos de Santander, Norte de Santander, Guajira y Cesar, explica un 6 % del abastecimiento, con tendencia declinante, ya que en 2001 era el 11 %. 5) El Terminal de Sebastopol que participaba con un 15% de las entregas en el 2005. 6) Los demás seis terminales, Apiay, Manizales, Cartago, Pereira, Cartago y Villa Hermosa, explican el restante 30 % de los suministros de ECOPETROL. Las refinerías de Apiay y Cartagena entregan directamente en sus terminales el producto a las comercializadoras mayoristas.
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En estos centros de abasto ECOPETROL disponía a finales de 2005 de una capacidad de almacenamiento de 278,000 barriles o 6900 barriles por día. 1.3 Distribución 1.3.1 Distribución mayorista Las empresas de distribución mayorista se crearon a partir de 1982 a instancias de ECOPETROL para reducir el número de sus clientes y aumentar la capacidad de almacenamiento del GLP en el país. A finales de 2005 se tenían, según AGREMGAS 31 Comercializadores Mayoristas distribuidos en el país como se muestra en el Cuadro 1.7 y con una capacidad de almacenamiento de 234,000 barriles.
Cuadro 1.7 Empresas de Distribución Mayorista
UBICACIÓN
COMPAÑÍA
MAMONAL-CARTAGENA
PORTOGAS INTERGAS CORONA GASAN ALPROGAS CARTAGAS
BUCARAMANGA
ALPROGAS GASAN NORGAS ANDINA DE GAS
PUERTO SALGAR
GASMAG ANDEGAS ENVAGAS COLGAS DE OCCIDENTE GASES DE ANTIOQUIA
MANIZALES ALMAGAS MANIZALES PLEXA COLGAS DE OCCIEDENTE
PEREIRA COMIGAS ELECTROGAS
YUMBO
INTERGASES DEL PACIFICO ALMACENADORA DE GASES DE OCCIDENTE VELOGAS DE OCCIDENTE COLGAS DE OCCIDENTE ALMAGAS DE OCCIDENTE
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FACATATIVA
ALSABANA ALMANSILLA ULTRAGAS ALMAGAS PROVEGAS GASMAG COLGAS
MOSQUERA ASOGAS
CARTAGO VELOGAS CARTAGO
APIAY-VILLAVICENSO ALMAPIAY ALMALLANO
Fuente: AGREMGAS, El Sector del Gas Licuado del Petróleo en Colombia, agosto 2004.
En 1993 se formalizó esta actividad económica de distribución mayorista, es decir, se les dio una categoría clara dentro de la cadena del gas natural. En 1996 la CREG determinó que los comercializadores debían disponer de una capacidad mínima de almacenamiento de 25 % sobre el volumen mensual manejado por ellos. Para cumplir con esta resolución solo se tendría en cuenta la capacidad nominal de los tanques estacionarios y de la empresa respectiva para almacenamiento, manejo y entrega mayorista del GLP. Adicionalmente, para asegurar el abastecimiento la CREG especificó que las empresas debían mantener como mínimo un inventario promedio del 25 % del volumen promedio del GLP manejado en los últimos quince meses. 1.3.2 Distribución minorista Para los distribuidores la CREG definió que toda planta de envase cuyo volumen de suministro sea igual o superior a 30,000 galones debía disponer de un almacenamiento estacionario con capacidad mínima de 20 % de ese volumen. Cada comercializador mayorista entrega el GLP a los distribuidores en carros cisterna que lo transportan a sus tanques de almacenamiento. Posteriormente lo envasan en cilindros o lo llevan en carrotanques a fábricas, edificios y conjuntos residenciales para abastecer los tanques estacionarios. Los cilindros son de varios tamaños: 10, 20, 33, 40, 77, 80 y 100 libras, aunque los de 10, 20 y 40 lbs desaparecieron por la regulación que se aprobó en los noventa. Se estima que existen 8 millones de cilindros. La distribución al usuario final es compleja en las zonas rurales por la falta de un sistema de comercialización adecuado. No todos los municipios
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cuentan con centros de distribución sino que tienen que ir a cargar los cilindros en los municipios que cuentan con plantas de envase y de allí transportarlos a los centros urbanos. Para las áreas rurales el problema es complicado ya que los potenciales usuarios tienen que encargarse de llevar el cilindro y recoger uno cargado y transportarlo a su finca en carro particular, flota, campero, volqueta o por cualquier medio disponible, lo que desestimula y encarece el producto. Si no se da una solución técnica y económica al mercadeo en las zonas rurales la penetración del GLP será lenta. Durante el año 2005 el GLP se distribuía por medio de 110 distribuidores minoristas distribuidos en 690 municipios y cerca de 30,000 expendios.4 Durante 2005 de un total de ventas de esas 110 empresas distribuidoras de 782,000 millones de pesos, las diez más grandes acapararon el 47,3 % del total. La más grande fue Gas del País con una participación de 11,8 por ciento (Cuadro 1.8)
Cuadro 1.8 Ventas de las diez empresas distribuidoras minoristas
más grandes en 2005
DISTRIBUIDOR TOTAL CIFRAS EN
PESOS
Gas País S.A y Cia 92,952,117,233
Colgas de Occidente S.A E.S.P 48,944,962,041
Gas de Santander S.A E.S.P 46,621,087,539
Compañía Asociados de Gas S.A - E.S.P
40,257,463,415
Gases de Antioquia S.A E.S.P 34,655,938,077
Unigas de Colombia S.A E.S.P 32,403,333,771
Rayogas S.A E.S.P 28,604,605,075
Unigas de Pacífico S.A E.S.P 24,982,540,231
Grupo Gases de Caldas S.A E.S.P 24,088,976,978
Plexa S.A E.S.P 20,289,547,576
Total 393,800,571,936 Fuente: SSPD, Informalidad en la Distribución del GLP Acciones Adelantadas, Bogotá, 2006
4 Tomado del estudio “Informalidad en la distribución del GLP acciones adelantadas”.
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. 2006.
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1.4 DEMANDA
1.4.1 Balance nacional del GLP. En el Cuadro 1.9 se muestra el balance del GLP según los balances energéticos de UPME para el período 1980-2006. La oferta interna, que es igual a la producción del GLP en las refinerías y en los centros de tratamiento de gas, normalmente ha sido igual a la demanda, excepto en los años 1990, 1992, 1995, 1996 y 2001 a 2006 en que se dieron importaciones y exportaciones. Antes de 1990 la oferta y la producción siempre fueron iguales porque la política era la de no permitir importaciones de GLP, de ahí que hubo un demanda represada. De la oferta interna se llega a la demanda interna al tener en cuenta los ajustes y de la demanda interna al consumo final después de deducir el consumo propio y las pérdidas de transformación y reciclo.
Cuadro 1.9 Balance energético del GLP
Kbls
1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985
CENTROS DE
TRATAMIENTODE GAS1146 1003 880 878 815 914 912 851 884 853 994
REFINERIAS 2474 2897 2855 2667 2494 2305 2067 2409 2655 2632 2814
PRODUCCIÓN 3620 3900 3735 3545 3310 3219 2979 3260 3539 3485 3808
IMPORTACIONES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
EXPORTACIONES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
OFERTA INTERNA 3620 3900 3735 3545 3310 3219 2980 3260 3540 3485 3808
AJUSTE 76 223 169 237 231 4 -180 -94 -160 -311 -51
DEMANDA INTERNA 3544 3677 3566 3308 3078 3215 3160 3353 3699 3795 3859
CONSUMO FINAL 2820 2883 2750 2454 2310 2527 2788 3092 3376 3611 3658
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
CENTROS DE
TRATAMIENTODE GAS917 1070 1095 1081 1075 1113 1141 1065 1619 1830 2076
REFINERIAS 3214 3029 3099 3060 3044 3151 3232 3015 4584 5180 5879
PRODUCCIÓN 4131 4099 4194 4141 4119 4263 4373 4080 6204 7010 7955
IMPORTACIONES 0 0 0 0 60 0 213 835 168 163 19
EXPORTACIONES 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 341
OFERTA INTERNA 4131 4099 4194 4141 4179 4264 4586 4915 6371 7143 7632
AJUSTE 176 -251 -241 -232 -918 -1039 -1227 -1238 -134 627 0
DEMANDA INTERNA 3955 4350 4435 4373 5097 5302 5813 6153 6505 6516 7632
CONSUMO FINAL 3693 4099 4194 4141 4873 5086 5602 5948 6303 6317 7435
26
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
CENTROS DE
TRATAMIENTODE GAS0 1600 1769 1369 589 589 1396 594 592 595
REFINERIAS 7961 7491 7840 8199 8503 8089 8797 7280 7300 7492
PRODUCCIÓN 7961 9091 9609 9568 9093 8679 10193 7874 7892 8086
IMPORTACIONES 0 25 66 0 0 31 0 9 20 0
EXPORTACIONES 46 0 71 0 219 543 908 134 116 152
OFERTA INTERNA 8007 8706 9244 9206 8512 8166 8904 7387 7637 7776
AJUSTE 24 131 547 166 -605 -365 840 -211 0 81
DEMANDA INTERNA 7983 8576 8697 9040 9117 8532 8064 7598 7637 7695
CONSUMO FINAL 7790 8389 8513 8857 8933 8348 7882 7406 7449 7520 Fuente: Balances Energéticos 1975-1996. MME. 2003-2006.
1.4.2 Consumo total del GLP Visto desde 1980 el consumo final del GLP aumentó consecutivamente hasta el año 2001, de 6924 barriles por día a 24,473 barriles por día, para una tasa de crecimiento anual de 6.1 %. De 2002 a 2006 cambió la tendencia histórica desde que comenzó el consumo del GLP en el decenio de los cincuenta del siglo XX y se inició la disminución en el consumo final, llegando a 19,572.6 barriles por día en 2006, produciéndose una caída de 3.00 % anual. (Cuadros 1.10).
Cuadro 1.10
Consumo del GLP por sectores 1980-2006 KBLS.
Sector 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990
Agropecuario y minero 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Comercial y público 0 0 0 293,8 380,5 381,4 423,2 282,5 289,1 294,2 321,3
Construcciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Industrial 96,7 85,1 84,4 82,6 87,2 88,4 88,3 67,3 68,7 72,9 83,9
No identificado 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Residencial 2430,6 2703,2 3007,7 3000 3143,2 3188,2 3181,4 3749,5 3836,1 3655,4 4468
transporte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total general 2527,3 2788,3 3092,1 3376,4 3610,9 3658 3692,9 4099,3 4193,9 4022,5 4873,2
Sector 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Agropecuario y minero 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Comercial y público 335,3 664,6 713,3 494,8 493 582 609,8 624 666 690 696
Construcciones 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Industrial 87,6 372,8 397,3 579,8 581,3 683,9 716,7 733 783 710 716
No identificado 0 116,3 556,1 0,7 2,2 2,5 2,7 3 3 0 0
Residencial 4662,7 4448 4281 5227,5 5240,8 6166,1 6460,8 6610 7060 7457 7521
transporte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total general 5085,6 5601,7 5947,7 6302,8 6317,3 7434,5 7790 7970 8512 8857 8933
Sector 2002 2003 2004 2005 2006
Agropecuario y minero 0 0 0 0 0
Comercial y público 650 614 592 599 615
Construcciones 0 0 0 0 0
Industrial 669 632 598 612 649
No identificado 0 0 0 0 0
Residencial 7029 6636 6216 6238 6256
transporte 0 0 0 0 0
Total general 8348 7882 7406 7449 7520 Fuente: Balance Energéticos 1975-2006.
27
Por quinquenios, desde 1980 el consumo creció hasta el último quinquenio del siglo XX, de un promedio anual máximo de 7.73 % de 1980 a 1985 a tasas menores a 6 % entre 1985 a 1995, un máximo de 7.43 % en 1995-2000 y a una reducción en el quinquenio 2000-2005 de 1.68 %, lo que era una señal de sustitución del GLP por otros energéticos, fundamentalmente de gas natural (Cuadro 1.11 y Gráfico 1.2).
Cuadro 1.11
AÑO KBLVARIACIÓN
ANUAL
1980 2527
1981 2788 10,33%
1982 3092 10,89%
1983 3376 9,20%
1984 3611 6,94%
1985 3658 1,31%
1986 3693 0,95%
1987 4099 11,00%
1988 4194 2,31%
1989 4141 -1,26%
1990 4873 17,68%
1991 5086 4,36%
1992 5602 10,15%
1993 5948 6,17%
1994 6303 5,97%
1995 6317 0,23%
1996 7435 17,69%
1997 7790 4,78%
1998 8389 7,70%
1999 8513 1,47%
2000 8857 4,04%
2001 8933 0,86%
2002 8348 -6,54%
2003 7882 -5,59%
2004 7406 -6,04%
2005 7449 0,58%
2006 7520 0,95%
CONSUMO FINAL DE GLP
Fuente: Balances Energéticos 1980-2006. MME.
Consumo final del GLP
AÑOS PROMEDIO VARIACIÓN
ANUAL
1980-1985 7,73%
1985-1990 5,33%
1990-1995 7,43%
1995-2000 5,98%
2000-2006 -1,68%
28
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
-8,00%-6,00%-4,00%-2,00%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
14,00%
16,00%
18,00%
Variación anual Consumo final de GLP
Gráfico 1.2
l
Desde el punto de vista del consumo final de energía efectiva, el GLP aumentó su participación de 2 por ciento en 1980 a un máximo de 4 % entre 2000 y 2002 para luego caer a 3 % en los siguientes años hasta 2006, como efecto de la penetración del gas natural. (Cuadro 1.12).
Cuadro 1.12
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989
0,016 0,017 0,019 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,03 0,03 0,03 0,03
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
0,04 0,04 0,04 0,03 0,03 0,03 0,03
CONSUMO FINAL
Participación del consumo final de GLP dentro del total de consumo total final de energía efectiva- TCAL
Fuente: Cálculos propios con base al Balance Energético.
29
1.4.3 Consumo del GLP por sectores Comparación del consumo del GLP por sectores nacionales De acuerdo con los balances energéticos el consumo del GLP se ha concentrado en tres sectores: residencial, industrial y comercial y público. No existe información sobre consumo en los sectores agropecuario, transporte, construcción y minería. Es posible que en estos sectores exista consumo en cantidades menores que no han sido detectados. El consumo de GLP por sectores a nivel nacional se presenta en el Cuadro 1.13. El uso del GLP residencial explicaba en 1980 el 5 % del consumo residencial nacional de energía efectiva, porcentaje que aumentó lentamente en el decenio de los ochenta y se aceleró desde mediados de los noventa hasta alcanzar un máximo de 19 % en 2002, bajando a 12 % en 2006, el mismo valor alcanzado en 1986-1987. El consumo del GLP en la industria no ha sido importante: casi cero por ciento antes de 1992 y 1% constante de este año hasta 2006. La de comercio y publico venia bajando de 6 % en 1983 a 4 % en 1991, aumento a 8% en 1992 y 1993 y comenzó a caer desde 1994 hasta alcanzar 5 % en 2006. En 1992 se inició el mayor razonamiento eléctrico de Colombia, que se reflejó en un salto en el consumo del GLP en los años siguientes y en un cambio en la composición del consumo por sectores en 1992 y 1993, años del racionamiento: 72 % para el sector residencial, 6.7 % para la industria, 12 % para comercio y público y 9.3 % no identificado. Una vez estabilizada la situación eléctrica, se produjeron nuevos cambios en la composición del consumo del GLP con participaciones que se han mantenido estables Distribución del consumo de GLP por sectores nacionales Inicialmente, en los decenios de los cincuenta, sesenta y setenta, el uso del GLP estaba prácticamente concentrado en el sector residencial y en una menor proporción en el sector industrial. A partir de 1980 la participación del consumo en el sector residencial se reduce de 96 % a 83,2 % en 2006 y la industrial aumentó de 3.8 % a 8,6 % en el mismo período. En 1983 aparece consumo del GLP en los sectores comercial y público con un porcentaje de 8.7 %, que después de subir a 12 % en 1993 se reduce a 8.2 % en 2006 (Cuadro 1.13 y Gráficos 1.2 y 1.3).
30
Cuadro 1.13
Sector 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989
Agropecuario y minero 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Comercial y público 0,0% 0,0% 0,0% 8,7% 10,5% 10,4% 11,5% 6,9% 6,9% 7,3%
Construcciones 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Industrial 3,8% 3,1% 2,7% 2,4% 2,4% 2,4% 2,4% 1,6% 1,6% 1,8%
No identificado 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Residencial 96,2% 96,9% 97,3% 88,9% 87,0% 87,2% 86,1% 91,5% 91,5% 90,9%
transporte 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Total general 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Sector 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Agropecuario y minero 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Comercial y público 6,6% 6,6% 11,9% 12,0% 7,9% 7,8% 7,8% 7,8% 7,8% 7,8%
Construcciones 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Industrial 1,7% 1,7% 6,7% 6,7% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2% 9,2%
No identificado 0,0% 0,0% 2,1% 9,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Residencial 91,7% 91,7% 79,4% 72,0% 82,9% 83,0% 82,9% 82,9% 82,9% 82,9%
transporte 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Total general 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Sector 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Agropecuario y minero 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Comercial y público 7,8% 7,8% 7,8% 7,8% 8,0% 8,0% 8,2%
Construcciones 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Industrial 8,0% 8,0% 8,0% 8,0% 8,1% 8,2% 8,6%
No identificado 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Residencial 84,2% 84,2% 84,2% 84,2% 83,9% 83,7% 83,2%
transporte 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Total general 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Participación del consumo por sector dentro del total del consumo final del GLP 1980-2006
Fuente: Cálculos propios con base al Balance Energético.
Gráfico 1.2
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
Participación del consumo por sector dentro del consumo final de GLP 1980-2006
Agropecuario y minero Comercial y público Construcciones Industrial No identif icado Residencial transporte
31
Gráfico 1.3
Consumo por Sector de GLP
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Año
KB
LS
Agropecuario y minero Comercial y público Construcciones Industrial No ident if icado Residencial transporte
En valores absolutos, el consumo en el sector residencial llegó a su máximo en 2001 con 7, 393,200 barriles, lo mismo que el industrial y el comercial-público con 702,200 y 682,400 barriles. En el Gráfico 1.4 se presenta una comparación de la evolución de 1980 a 2006 del papel del GLP, el diesel oil, el keroseno, el fuel oil y el gas natural en el consumo final de energía efectiva. Se observa como el diesel oil (fundamentalmente por el transporte) y el gas natural ha incrementado su participación fuertemente a partir de 1996 mientras que los demás energéticos han venido cayendo. A finales de 2006 el diesel oil representaba el 17.6 %, el gas natura el 13.6 %, el keroseno 3.4 %, el GLP el 3.1 % y el fuel oil el 0.4 %.
32
Gráfico 1.4
Participación consumo final de energéticos dentro del consumo toral de energía efectica
1980-2006
0,00%1,00%2,00%
3,00%4,00%5,00%6,00%
7,00%8,00%9,00%
10,00%
11,00%12,00%13,00%14,00%
15,00%16,00%17,00%18,00%
19,00%20,00%21,00%22,00%
23,00%24,00%25,00%
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Año
%
GLP %/FINAL KJ % / FINAL FO % / FINAL DO % / FINAL GN % / FINAL
1.5 CONSUMO REGIONAL DEL GLP. El análisis de la distribución del consumo regional del GLP (así como del gas natural y de la energía eléctrica) permite detectar los cambios que se vienen produciendo en la canasta energética. El consumo del GLP se generalizó primero que el del gas natural así como el de la energía eléctrica fue el predominante en los usos domésticos, en contravía de todo lo que ha pasado en el mundo. Con la masificación de gas natural, la demanda del GLP se desaceleró de 2001 a 2006 a medida que aquel fue penetrando en todo el territorio. Con la información disponible de la CREG de 2000 a 2005 se determina que se han producido cambios en la composición del consumo del GLP por regiones (aunque los totales no coinciden con la información de los balances energéticos permiten estudiar la composición por departamentos). En 2005 Antioquia es la región mayor consumidora del GLP, seguida por
33
Cundinamarca-Boyacá, Bogota, Valle del Cauca y el Eje Cafetero. Sobresale el poco consumo en la Costa Atlántica, explicable porque fue la primera región en que el gas natural entró en el decenio de los ochenta (Cuadro 1.14 y 1.15). En estos cinco años Cundinamarca-Boyacá y Bogotá dejaron de ser los mayores consumidores del GLP, pasando la primera región de 4500 a 3500 BPD y la capital de 3400 a 2500 BPD, mientras Antioquia aumentó de 2900 a 3700 BPD, pasando al primer lugar. Excepto Antioquia y Valle del Cauca, todas las demás regiones vieron reducir su consumo, que tiene su razón de ser en que estas regiones han sido las últimas en recibir el gas natural, Valle y el Eje Cafetero en 1998 y Antioquia en 1999. Es de esperar que cuando la cobertura de gas natural aumente, la demanda de GLP disminuirá.
Cuadro 1.14.
REGIONES 2001 2002 2003 2004 2005
COSTA ATLANTICA 1,1 1,0 1,1 1,0 0,9
SANTANDER 1,0 0,9 0,9 0,9 0,9
HUILA-TOLIMA 1,6 1,4 1,2 1,1 1,0
NORTE DE SANTANDER 1,1 1,0 1,0 0,7 0,9
META-CASANARE 0,5 0,5 0,5 0,6 0,6
CUNDINAMARCA-BOYACA 4,5 4,0 4,1 3,6 3,5
VALLE DEL CAUCA 2,2 2,4 2,4 2,3 2,4
EJE CAFETERO 1,8 1,6 2,0 1,9 1,9
BOGOTA 3,4 3,1 2,9 3,0 2,5
ANTIOQUIA 2,9 2,9 3,1 3,3 3,7
OTROS 1,9 1,9 1,8 1,9 2,0
TOTAL PAIS 22,0 20,7 20,8 20,2 20,4
CONSUMO PROMEDIO DIARIO DE GLP (En Miles de Barriles)
POR REGIONES 2001-2005
Fuente: Cálculos propios con base a datos CREG.
34
Consumo Nacional de GLP
295.000
300.000
305.000
310.000
315.000
320.000
325.000
330.000
335.000
340.000
2.001 2002 2.003 2004 2.005
Año
Mile
s d
e G
alo
ne
s
Consumo del GLP Departamental
(Miles de Galones)
Cuadro 1.15
Departamento 2001 2002 2003 2004 2005
AMAZONAS - - - - 8.343
ANTIOQUIA 44.664.539 44.765.250 47.355.609 50.276.135 57.238.680
ARAUCA 1.807.252 1.577.808 931.438 1.243.546 1.013.051
ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES 1.010.147 1.011.098 976.236 688.251 996.313
ATLANTICO 1.743.466 1.603.541 1.702.463 406.316 552.704
BOGOTA 51.617.200 47.160.433 43.875.870 45.295.342 38.715.976
BOLIVAR 4.664.695 4.200.065 4.660.024 4.367.958 4.513.453
BOYACA 15.766.659 13.457.707 12.663.998 12.454.085 12.631.426
CALDAS 13.422.169 12.099.148 10.321.627 11.873.082 12.706.761
CAQUETA 5.304.201 4.571.337 3.704.238 4.260.454 4.011.480
CASANARE 1.275.492 1.280.613 1.576.554 1.448.678 1.965.453
CAUCA 5.846.081 6.548.296 6.776.852 7.424.377 7.465.147
CESAR 6.304.619 5.573.194 5.819.268 5.418.869 5.628.446
CHOCO 308.094 269.749 377.457 85.186 647.756
CORDOBA 1.172.402 1.201.926 618.271 1.209.996 1.547.653
CUNDINAMARCA 52.472.592 48.460.245 49.803.238 43.054.729 40.895.444
GUAINIA - - - - 3.042
GUAJIRA - 7.693 141.583 112.049 309.010
GUAVIARE 1.241.454 887.403 1.043.605 901.135 1.078.287
HUILA 7.579.179 6.038.157 6.300.911 5.923.577 4.923.090
MAGADALENA 2.585.335 2.487.122 2.305.517 2.466.147 1.591.725
META 6.832.066 5.991.923 6.652.413 7.172.526 6.729.351
NARIÑO 12.451.587 13.046.617 13.372.648 13.766.830 14.531.120
NORTE DE SANTANDER 17.368.279 17.874.195 14.937.150 11.434.648 13.517.001
PUTUMAYO 1.259.971 1.064.511 906.628 974.660 1.428.131
QUINDIO 3.327.953 3.256.096 4.532.798 4.314.044 4.213.049
RISARALDA 10.579.203 9.706.199 15.292.353 12.726.201 12.712.995
SANTANDER 15.074.737 14.314.888 13.392.217 13.504.910 13.598.626
SUCRE 979.848 865.524 969.319 1.181.733 85.447
TOLIMA 17.144.158 14.884.258 11.972.816 11.578.161 10.384.530
VALLE 33.944.590 36.193.806 36.092.194 35.148.049 37.195.318
VAUPES 228 - - - -
VICHADA - - - - 34.383
Total País 337.748.196 320.398.802 319.075.295 310.711.674 312.873.191
Consumo de GLP (Galones) (1)
Fuente: Cálculos propios a partir de datos de la CREG
Gráfico 1.5
Fuente: Construcción propia a partir de datos de la CREG
35
1.6 POLÍTICAS DE LOS PRECIOS DEL GLP DESDE LA DÉCADA DE LOS
OCHENTA La política de precios del GLP antes del decenio de los ochenta no seguía unas líneas claras de diseño tarifario sino más bien razones de tipo político y de control de la inflación. De 1969 a 1977, el precio para el productor ECOPETROL se mantuvo constante en 85 centavos el galón, descompuesto en 58 centavos para la refinería y 27 centavos para el transporte, manejo y tolerancia, para el área de Bogotá. El precio al público se incrementó constantemente para dar mayor margen al distribuidor y para la creación de un fondo de reposición de cilindros de 50 centavos por galón, según resolución del Ministerio de Minas y Energía de octubre 3 de 1975. En el primer semestre de éste año el precio al público era de 2.14 centavos el galón y en octubre de 1976 subió a 3.10 centavos, según información del documento Bases para un Plan Energético Nacional de octubre 1977 del Ministerio de Minas y Energía. Esta situación continuó sin mayores modificaciones hasta comienzos de la década de los ochenta, pero con una fuerte presión hacia el alza en los precios por los choques petroleros de 1974 y 1979-1980. 1.6.1 La década 1983-1993. La política de Precios del GLP sufrió varios cambios durante la década de 1983-1993, identificándose claramente tres etapas: Una primera etapa, antes de 1986, la estructura tarifaría operaba basada en las variaciones del IPC o del incremento de precios de los principales combustibles. El segundo período de 1987 a 1990 ocurre cuando las condiciones macroeconómicas del país son difíciles en cuanto a una fuerte devaluación, lo que da lugar a una relación entre este fenómeno y el precio del combustible, aunque el IPC fue un elemento guía. Durante el tercer periodo 1991-1993 se trató de implementar el criterio de llevar los precios del energético a una relación unitaria vinculada con sus costos de oportunidad, de tal manera que se propiciara un incremento de la oferta a través de una mayor producción interna y de un aumento de las importaciones. Esta política continuó unos años más. La filosofía de la estructura de precios imperante procuraba maximizar los ingresos del productor ECOPETROL, minimizando la participación en los excedentes del distribuidor dentro del precio fijado al consumidor final. El precio del GLP para la distribución en carrotanques y cilindros durante los periodos 1983-1986 y 1992-1993 se incrementó en términos reales. Las
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variaciones fueron homogéneas, pero en el quinquenio 1987-1991 se registraron modificaciones poco uniformes: En 1989 el precio del gas entregado en carrotanque aumentó 16%, diferente al suministrado en cilindros de 40 libras que lo hizo en 29,5%. En cuanto a la relación con el precio de entrega al distribuidor mayorista, la franja destinada a ECOPETROL pasó de cubrir el 90,4% en 1983 a 93,5% en 1993 y los impuestos aumentaron su participación del 2,2% al 2,7% en los mismos años. Respecto al precio al público, los márgenes acumulados de distribución para los mayoristas se redujeron, primordialmente para la distribución por cilindros. La correlación entre el IPC y el precio del GLP existía solo en la teoría pues en la práctica la situación era otra, situación muy diferente con otros combustibles como la gasolina motor, queroseno y diesel, para lo cual se observa una correlación mayor al 90% en la década de 1983-1993. Analizando la serie histórica de precios del GLP, se observa que su correlación con el IPC del año inmediatamente anterior existió en cierto grado hasta el año 1986, sin embargo para el siguiente año de 1987 este punto fue modificado, con lo que evidencian las tendencias de dichos valores. En los años finales de los ochenta y principios de los noventa, se aprecia una estructura tarifaría del GLP que privilegió sustancialmente los precios del productor, en detrimento de los márgenes de los otros agentes de la cadena. Esto se evidencia en la década de 1983-1993, en donde la evolución de los márgenes para los agentes de la cadena presentan importantes diferenciales, puesto que para la mencionada década los márgenes del distribuidor mayorista tan solo se incrementaron en un 25%, mientras que los distribuidores minoristas lo hicieron en un 19%, siendo ostensiblemente superior el crecimiento de los costos incurridos, lo cual se traducía en una inadecuada operación. La operación de distribución resultaba una labor antieconómica dadas las condiciones del mercado y los costos asociados al sector, como depreciación y amortización de inversiones, que tenía que reflejarse en la poca apertura de nuevos mercados versus el costo de oportunidad de las inversiones. Entre 1990 y 1993 la evolución de los costos de distribución se aceleró como se muestra en el Cuadro 1.16
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Cuadro 1.16
Evolución de costos de distribución ($/Galón)
AÑO
DISTRIBUIDOR
MAYORISTA MINORISTA
1990 12,93 38,73
1991 17,29 50,25
1992 21,87 63,57
1993 27,25 78,72 Fuente: ACOGAS. Revista No 7.
En cuanto a los estimativos de costos totales de producción y distribución del GLP, estos superaban cerca del 20% el promedio al público. Este desfase se hacía más evidente en la actividad de distribución donde la diferencia superaba el 50%, en tanto que para el productor no sobrepasaba el 4%. Esta situación, unida a la debilidad de seguimiento al cumplimiento de las políticas de control y supervisión condujo a una informalización de la operación. Hasta 1993 se deduce que para el periodo de referencia no existían criterios coherentes para la determinación de tarifas. La estructura de fijación de precios desvirtuaba los principios justificativos de la sustitución energética, implicados en el plan de masificación de gas de la década de los ochenta y principios del noventa. 1.6.2 La CREG y la política de precios 1995 y 1996 Con la expedición de la ley 142 de Servicios Públicos se creó la CREG y se determinó que la distribución del GLP era un servicio público domiciliario. Entre las primeras actividades de la Comisión de Regulación de Energía CREG se encuentra la resolución 004 expedida el 14 de Marzo de 1995, por la cual se fijan los nuevos precios al público del GLP y se establecen los márgenes para la distribución mayorista y minorista, en las diferentes modalidades de entrega. Los precios al público se incrementaron en un 9% ponderado, respondiendo así a los objetivos y metas del “Pacto Social”, los cuales buscaban la reducción del impacto inercial de los combustibles en la inflación. Por otro lado, los márgenes aumentaron en 1995 en 19% para el distribuidor mayorista y el 21% en promedio para el distribuidor minorista, corrigiendo
38
gran parte el déficit del sector causado a principios de los noventa, por el ya mencionado incremento de los costos. En el Cuadro 1.17 se presenta la estructura tarifaría reglamentada por la Resolución 004 de Marzo de 1995.
Cuadro 1.17
Aumento de márgenes del GLP 1995
Región $ por Galón 1994 $ por Galón 1995 % Aumento
Margen Mayorista 23,80 28,32 18,99%
Margen Minorista
Carrotanque 44,00 51,79 17,70%
C 100 Libras 84,67 101,26 19,59%
C 40 Libras 100,17 124,26 24,05%
C 20 Libras 117,00 144,27 23,31% Fuente: ACOGAS. Revista No 13.
La nueva política de precios buscaba una adecuada asignación de márgenes y una mayor eficiencia empresarial, en pro de superar los limitantes que se venían presentando en la actividad de distribución del GLP. Adicionalmente la resolución establecía a partir de enero de 1996 los precios máximos a los usuarios, los cuales se actualizarían mediante una formula que reflejara las variaciones del precio internacional del GLP y las metas inflacionarias determinadas por el Emisor, así como las variaciones en los costos por fletes por carretera y márgenes por distribución. De esta forma surgió la estructura de precios 1995 del gas propano, tal como se muestra a continuación en el Cuadro 1.18.
Cuadro 1.18 Estructura de precios 1995
Resolución 004 del 14 de Marzo de 1995 – CREG $/Galón
1. Ingreso al productor $ 358,00
2. Transporte y Manejo $ 70,00
3. Márgenes para los fondos de mantenimiento y reposición de cilindros
$ 16,57
4. Impuesto sobre las ventas por el Item 3 $ 2,32
5. Precio de entrega en refinería o Terminal $ 446,89
6. Margen al distribuidor mayorista $ 28,32
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7. Precio de venta en la Planta Almacenadota $ 475,21
8. Margen al distribuidor minorista por venta en: a. Carrotanque b. Cilindro de 45 Kgs (100 Lbs) c. Cilindro de 18 Kgs (40 Lbs) d. Cilindro de 9 Kgs (20 Lbs)
$ 51,79
$101,26 $124,26 $144,27
Fuente: ACOGAS. Revista No 13.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en cumplimiento de sus funciones reglamentó una nueva estructura tarifaría, conforme a la doctrina estipulada en la Ley 142. En 1996, durante un periodo de transición, se emitió la Resolución 073 de 1996, la cual daba continuidad a la metodología que venía aplicando el Ministerio de Minas y Energía y posteriormente en 1997 la CREG emitió las Resoluciones 083 y 084 en abril de 1997. La resolución 083 se concentró en el transporte, el margen de seguridad y los márgenes de mayoristas y distribución, que se debían ajustar con base en las variaciones del IPC, y la 084 que se concentro básicamente en el ingreso al productor, referenciado a los precios internacionales5. 1.6.3 La composición del precio del GLP de 1997 a 2006 En el Cuadro 1.19 y Gráfico 1.6 se presenta la evolución de los componentes del precio del GLP, lo que permite analizar el papel del ingreso al productor y los márgenes de comercialización y distribución. Según el Gráfico 1.6 el ingreso al productor es el componente que más aumentos ha presentado, con las mayores alzas en 1997, 1998 y 1999, superiores a 20 % anual. Nuevos incrementos ocurrieron de 2001 a 2006. El ingreso por transporte para el Gran Comercializador ha tenido mayores variaciones entre aumentos y disminuciones, donde cabe resaltar la gran disminución en el año 2000 de cerca del 18,3%, pero en los años posteriores ha presentado unos incrementos que oscilan entre el 5% y 10% aproximadamente. Ahora, con respecto a los márgenes del Comercializador Mayorista y de Distribución, los incrementos han tenido un comportamiento más uniforme entre los dos. Los mayores aumentos se dieron entre 1995 y 2000; fueron cero en 2001; amentaron en febrero de 2002, 2003 y 2004 y en marzo de 2005 y 2006, por debajo de los producidos para el Gran Comercializador.
5 LA CADENA DEL GAS LICUADO DE PETROLEO EN COLOMBIA – UPME.
40
-20,00%
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
14-Mar-95
Mar-98
Mar-00
Abr-01
Jul-01
Oct-01
Ene-02
Abr-02
Jul-02
Oct-02
Ene-03
Abr-03
Jul-03
Oct-03
Ene-04
Abr-04
Jul-04
Oct-04
Mar-05
Abr-06
ingreso productor
"ingreso x transporte
margen mayorista
margen distribuidor (40 libras)
Años INGRESO
PRODUCTOR
INGRESO
TRANSPORTE
MAERGEN
MAYORISTA
MARGEN
DISTRIBUIDOR
CIL 40 LIBRAS
Mar-95 3,91% 4,29% 14,01% 14,00%
Sep-96 0,00% 0,00% 11,79% 15,98%
Jul-97 16,13% 13,70% 0,00% 0,00%
Mar-98 23,38% 0,00% 16,11% 16,11%
Sep-98 8,82% 15,66% 8,39% 8,42%
Mar-99 20,17% 8,33% 0,00% 0,00%
Mar-00 0,00% -18,27% 0,00% -0,02%
Sep-00 19,51% 8,24% 8,57% 8,56%
Mar-01 5,76% 0,00% 0,00% 0,00%
Abr-01 6,70% 0,00% 0,00% 0,00%
May-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Jun-01 3,62% 0,00% 0,00% 0,00%
Jul-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ago-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Sep-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Oct-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Nov-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Dic-01 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ene-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Feb-02 8,42% 7,61% 7,42% 7,44%
Mar-02 8,43% 0,00% 0,00% 0,00%
Abr-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
May-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Jun-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Jul-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ago-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Sep-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Oct-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Nov-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Dic-02 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ene-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Feb-03 15,28% 6,06% 7,45% 7,43%
Mar-03 8,18% 0,00% 0,00% 0,00%
Abr-03 6,09% 0,05% 0,00% 0,00%
May-03 1,58% 1,57% 0,00% 0,00%
Jun-03 -9,62% -9,60% -0,01% 0,00%
Jul-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ago-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Sep-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Oct-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Nov-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Dic-03 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ene-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Feb-04 -8,63% 5,74% 6,76% 6,22%
Mar-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Abr-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
May-04 10,70% 10,78% 0,00% 0,00%
Jun-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Jul-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ago-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Sep-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Oct-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Nov-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Dic-04 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Mar-05 4,69% 5,78% 4,95% 5,48%
Abr-05 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Mar-06 13,07% 4,59% 4,60% 4,59%
Abr-06 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Ago-06 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Sep-06 5,00% 0,00% 0,00% 0,00%
En resumen, el Gran Comercializador es quien ha tenido los mayores aumentos en proporción a los demás agentes.
GRAFICO 1.6 Evolución de los principales componentes del precio del GLP 1995-2006
Cuadro No 1.19 Variación de los precios del GLP según agentes.
Fuente: Boletín Estadístico de Minas y Energía 1994-2004. UPME. Resoluciones CREG. Cálculos propios.
41
1.7 COMPARACIÓN DE PRECIOS DEL GLP CON OTROS ENERGÉTICOS 1.7.1 Análisis global En el Cuadro 1.20 se presenta una comparación de los precios promedio del GLP y otros energéticos de 1975 a 2005 en millones de BTU y a precios constantes de 1998. Los datos de 1975 a 1997 se obtuvieron del trabajo realizado en 1998 para la UPME Modelos de Demanda, información que se tomó de los modelos que tenía la UPME hasta 1993 y de 1994 a 1997 los suministró en esa oportunidad la Unidad de Información. Los precios de 1998 a 2006 fueron calculados por Juan Vicente Saucedo con base en fuentes de ECOPETROL, MINMINAS y UPME. El precio del GLP se fijaba hasta 1995 por el Ministerio e Minas y Energía. No existía una fórmula específica sino que se trataba de remunerar a ECOPETROL como productor y Gran Comercializador y asegurar a los mayoristas y minoristas unos márgenes para que recuperaran sus costos y obtuvieran un margen de utilidad. Dentro de los ingresos para los distribuidores se incluía una suma para mantenimiento que ellos manejaban, lo que dio lugar a muchos problemas. El precio al productor no tenía referencia internacional sino que se trataba de que la empresa estatal no perdiera. En general los precios eran políticos y trataban de seguir los cambios en los precios de la gasolina. La política de precios cambió en 1995 con la resolución de la CREG que estableció una estructura de precios vinculada al precio internacional en la que se discrimen los costos por diferentes aspectos: productor, transporte, seguridad, comercializador mayorista, distribuidor final, con factores de ajuste en el tiempo. El precio real del GLP de 1970 a 2005 creció a una tasa anual de 3.39 %, aunque su crecimiento ha sido más acelerado de 1997 a 2005, con un valor de 4.92 %. En cuanto al precio del gas natural para uso doméstico su crecimiento de 1975 a 2005 fue de 2.56 %, con un crecimiento alto de 1996 a 2005 de 6.34 %. Los precios del gas natural están muy sujetos a los vaivenes del precio internacional del petróleo ya que sus variaciones tan ligadas al precio del fuel oil. La misma situación se da con los precios de keroseno, el diesel oil y el fuel oil, cuyas variaciones se explican por los vaivenes en el precio del petróleo.
42
DO KJ GLP GNR GNT FO EER EEI
AÑO $/MBTU $/MBTU $/MBTU $/MBTU $/MBTU $/MBTU $/MBTU $/MBTU
1970 3777,51 4536,30 4072,16 0,00 0,00 750,94
1971 4467,81 4536,30 4342,78 0,00 0,00 938,67
1972 4525,34 3979,21 4458,76 0,00 0,00 992,31
1973 3537,82 3611,14 3492,27 0,00 0,00 1162,17
1974 2876,27 4078,69 2835,05 0,00 0,00 1287,32
1975 2876,27 3999,11 2409,79 4350,00 0,00 1403,54
1976 5062,24 5222,72 4716,49 8298,75 0,00 1716,43
1977 5618,32 5829,55 3659,79 8760,00 0,00 2869,66
1978 6136,05 6366,74 5296,39 7428,75 0,00 3271,95
1979 8619,23 8256,87 7809,28 8227,50 0,00 3879,85
1980 10143,66 9490,42 6211,34 9052,50 0,00 3888,79
1981 10949,02 11340,76 8801,55 8868,75 0,00 3996,07
1982 10872,32 11261,17 8414,95 7151,25 0,00 3227,25
1983 11294,17 13549,22 8981,96 7646,25 0,00 4237,44
1984 11284,58 11748,63 8801,55 7616,25 0,00 4898,98
1985 10373,76 10763,77 8621,13 7068,75 0,00 4639,73 24175,59 44456,23
1986 10335,41 10704,08 8891,75 6491,25 0,00 5363,85 24541,61 45122,51
1987 10277,89 10574,76 8518,04 6206,25 0,00 6043,27 24653,13 45306,85
1988 9577,99 9878,40 7976,80 5816,25 0,00 6239,94 24063,60 44213,66
1989 10383,35 10773,72 7280,93 6003,75 0,00 5444,31 24047,90 44180,17
1990 10709,33 11111,95 8092,78 6090,00 0,00 5605,22 22841,93 41958,27
1991 10450,46 10813,51 7899,48 6236,25 0,00 5390,67 22939,80 42127,81
1992 10594,28 10992,57 9445,88 6648,75 0,00 4308,96 23880,24 43865,43
1993 10862,73 11221,38 11224,23 6813,75 0,00 3620,60 25378,79 46619,81
1994 10488,81 10883,15 10850,52 6247,50 0,00 3128,91 26106,07 44719,00
1995 9846,45 9888,34 10463,92 6262,50 0,00 3048,45 24515,58 40643,86
1996 9587,58 8833,85 10077,32 5340,00 0,00 3057,39 24956,47 40252,37
1997 11073,66 9331,25 8917,53 5613,75 0,00 2798,14 25652,78 33861,67
1998 10256,79 0,00 9259,00 6140,02 0,00 0,00 25205,16 27842,91
1999 11534,92 9688,75 8630,00 6703,22 0,00 0,00 24684,83 26026,40
2000 12994,38 14039,26 9068,61 7749,36 6574,18 6104,59 28373,84 28867,30
2001 13013,16 13989,47 10781,94 8455,51 7025,46 5519,23 31859,27 27962,81
2002 13232,55 12371,70 11999,45 8186,78 7490,65 6933,13 33847,27 23564,55
2003 14769,29 14346,81 13684,56 8327,08 7852,52 8999,04 33084,66 32524,27
2004 16386,78 17312,90 13309,03 8964,08 8964,08 7621,82 34909,18 34344,19
2005 18298,71 24811,46 13101,69 9284,38 9284,38 8374,38 34639,92 32747,28
DO:DIESEL IL FO:FUEL OIL
KJ:KEROSENE EER:ENERGIA ELECTRICA RESIDENCIAL
GNR:GAS NATURAL RESIDENCIAL EEI:ENERGIA ELECTRICA INDUSTRIAL
GNT:GAS NATURAL TOTAL IPC:100=1998
Precios Base 1998
Las decisiones de los agentes se basan en los precios relativos. En el Cuadro 1.20 y en las Gráficas 1.6 a 1.8 se encuentran los precios relativos del GLP con respecto a los demás energéticos. Hasta 1981 el precio del GLP en pesos por millón de BTU era inferior al del gas natural residencial. De 1982 en adelante se invierte la tendencia y el GLP se vuelve más caro llegando a ser 89 % más alto en 1996. De 1997 hasta el 2000 el margen disminuye hasta 17 %, sube de nuevo hasta 64 % en 2003 y vuelve a bajar en 2004 y 2005 en que llega al 41 %. El GLP es bastante más barato que la energía eléctrica y un poco más barato que el diesel y el keroseno. Con relación al fuel oil el GLP es más costoso. Estas relaciones de precios explican por qué el GLP no puede competir con el gas natural y el fuel oil pero sí con respecto a la energía eléctrica, el diesel y el keroseno. Falta considerar las tecnologías de conversión pero en lo que hace a usos domésticos el valor de los equipos es muy similar así que los costos del energético son determinantes.
Cuadro 1.20
43
Precios relativos GLP respecto diesel oil y keroseno
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
1,00
1,1019
70
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
GLP/DO GLP/KJ
Precios relativos GLP respecto gas natural
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
1,80
2,00
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
GLP/GN
Precios relativos GLP respecto fuel oil
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
GLP/FO
Gráfico 1.6
Gráfico 1.7
Gráfico 1.8
44
1.8 ANÁLISIS POR DEPARTAMENTOS 1.8.1 Diesel oil El precio relativo del LP con respecto al diesel es favorable en la mayoría de las regiones, excepto en Atlántico, Huila y Valle del Cauca, con diferencias de 2 a 6 % (Cuadro 1.21)
CUADRO 1.21 Comparación precio relativo GLP/ Diesel oil
31 diciembre 2006
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
DIESSEL OIL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/DIESSEL OIL
ANTIOQUIA 33.252,174 35.331,522 0,94
ATLÁNTICO 35.815,217 33.639,203 1,06
BOLÍVAR 33.595,652 33.936,449 0,99
CALDAS 28.569,565 34.146,087 0,84
CUNDINAMARCA 31.002,174 35.054,783 0,88
HUILA 37.306,522 35.524,493 1,05
NORTE DE SANTANDER 31.560,870 35.289,638 0,89
QUINDIO 29.095,652 35.289,638 0,82
RISARALDA 26.517,391 35.724,420 0,74
SANTANDER 31.700,000 35.482,536 0,89
VALLE DEL CAUCA 29.989,130 29.395,507 1,02 Fuente: CREG. Cálculos propios
1.8.2 Energía Eléctrica Claramente el precio de GLP es menos costoso que la energía eléctrica en los sectores industrial y comercial, en proporciones significativas (Cuadros 1.22 y 1.23)
45
INDUSTRIAL
Cuadro 1.22 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 32.489,13 82.649,47 0,39
ATLANTICO 30.576,09 56.858,15 0,54
BOGOTÁ 27.657,61 58.030,48 0,48
BOLIVAR 33.548,91 65.650,64 0,51
BOYACA 32.875,00 98.475,97 0,33
CALDAS 27.956,52 80.011,72 0,35
CAQUETA 41.190,22 118.112,54 0,35
CASANARE 32.521,74 97.303,63 0,33
CAUCA 32.641,30 86.752,64 0,38
CESAR 32.755,43 64.478,31 0,51
CHOCO 30.239,13 89.683,47 0,34
CORDOBA 34.336,96 66.529,89 0,52
CUNDINAMARCA 30.228,26 80.890,97 0,37
HUILA 35.864,13 103.751,47 0,35
LA GUALIRA 35.016,30 64.185,23 0,55
MAGDALENA 31.211,96 59.202,81 0,53
META 30.614,13 65.064,48 0,47
NARIÑO 28.184,78 105.509,96 0,27
NORTE DE SANTANDER 29.635,87 87.924,97 0,34
PUTUMAYO 34.684,78 97.303,63 0,36
QUINDIO 28.168,48 65.064,48 0,43
RISARALDA 26.168,48 83.821,81 0,31
SANTANDER 28.586,96 80.597,89 0,35
SUCRE 30.586,96 71.219,23 0,43
TOLIMA 33.907,61 74.150,06 0,46
VALLE 30.054,35 70.339,98 0,43
SECTOR INDUSTRIAL
Fuente: CREG. Cálculos propios
46
COMERCIAL
Cuadro 1.23 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 32.489,13 89.390,39 0,36
ATLANTICO 30.576,09 60.668,23 0,50
BOGOTÁ 27.657,61 70.046,89 0,39
BOLIVAR 33.548,91 65.943,73 0,51
BOYACA 32.875,00 112.543,96 0,29
CALDAS 27.956,52 92.028,14 0,30
CAQUETA 41.190,22 104.923,80 0,39
CASANARE 32.521,74 114.888,63 0,28
CAUCA 32.641,30 110.492,38 0,30
CESAR 32.755,43 71.805,39 0,46
CHOCO 30.239,13 90.269,64 0,33
CORDOBA 34.336,96 70.046,89 0,49
CUNDINAMARCA 30.228,26 87.631,89 0,34
HUILA 35.864,13 100.820,63 0,36
LA GUALIRA 35.016,30 64.478,31 0,54
MAGDALENA 31.211,96 68.581,48 0,46
META 30.614,13 91.735,05 0,33
NARIÑO 28.184,78 103.165,30 0,27
NORTE DE SANTANDER 29.635,87 87.045,72 0,34
PUTUMAYO 34.684,78 104.630,72 0,33
QUINDIO 28.168,48 75.615,47 0,37
RISARALDA 26.168,48 86.459,55 0,30
SANTANDER 28.586,96 83.528,72 0,34
SUCRE 30.586,96 64.185,23 0,48
TOLIMA 33.907,61 92.907,39 0,36
VALLE 30.054,35 75.322,39 0,40
SECTOR COMERCIAL
Fuente: CREG. Cálculos propios
SECTOR RESIDENCIAL En los Cuadros 1.24 al 1.29 se presentan los precios relativos del GLP con respecto a la energía eléctrica por estrato. Claramente la energía eléctrica no le compite a GLP.
47
ESTRATO 1
Cuadro 1.24 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTO
PRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 33.760,87 99.648,30 0,34
ARAUCA 40.695,00 158.851,11 0,26
ATLANTICO 39.307,97 92.321,22 0,43
BOGOTA D.C. 29.996,38 92.907,39 0,32
BOLIVAR 33.626,81 102.286,05 0,33
BOYACA 34.786,23 146.834,70 0,24
CALDAS 28.978,26 130.128,96 0,22
CAQUETA 43.018,12 47.479,48 0,91
CASANARE 39.380,43 145.076,20 0,27
CAUCA 30.413,04 158.264,95 0,19
CESAR 33.557,97 94.079,72 0,36
CHOCO 35.644,93 99.941,38 0,36
CORDOBA 36.503,62 104.337,63 0,35
CUNDINAMARCA 31.518,12 97.596,72 0,32
HUILA 38.268,12 92.028,14 0,42
LA GUAJIRA 38.105,07 91.148,89 0,42
MAGDALENA 22.579,71 94.372,80 0,24
META 32.489,13 41.910,90 0,78
NARIÑO 29.597,83 125.146,54 0,24
NORTE SANTANDER 32.844,20 103.458,38 0,32
PUTUMAYO 33.134,06 124.560,38 0,27
QUINDIO 29.713,77 119.284,88 0,25
RISARALDA 26.750,00 104.044,55 0,26
SANTANDER 33.775,36 114.302,46 0,30
SUCRE 29.396,74 105.803,05 0,28
TOLIMA 34.992,75 121.043,38 0,29
VALLE 29.945,65 105.509,96 0,28
ESTRATO 1
Fuente: CREG. Cálculos propios
48
ESTRATO 2
Cuadro 1.25 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 33.760,87 87.631,89 0,39
ARAUCA 40.695,00 144.783,12 0,28
ATLANTICO 39.307,97 84.114,89 0,47
BOGOTA D.C. 29.996,38 85.580,30 0,35
BOLIVAR 33.626,81 94.665,89 0,36
BOYACA 34.786,23 139.800,70 0,25
CALDAS 28.978,26 120.457,21 0,24
CAQUETA 43.018,12 58.030,48 0,74
CASANARE 39.380,43 135.697,54 0,29
CAUCA 30.413,04 143.317,70 0,21
CESAR 33.557,97 84.994,14 0,39
CHOCO 35.644,93 91.735,05 0,39
CORDOBA 36.503,62 94.079,72 0,39
CUNDINAMARCA 31.518,12 89.683,47 0,35
HUILA 38.268,12 92.028,14 0,42
LA GUAJIRA 38.105,07 82.942,56 0,46
MAGDALENA 22.579,71 83.235,64 0,27
META 32.489,13 51.582,65 0,63
NARIÑO 29.597,83 125.146,54 0,24
NORTE SANTANDER 32.844,20 94.665,89 0,35
PUTUMAYO 33.134,06 116.647,13 0,28
QUINDIO 29.713,77 109.613,13 0,27
RISARALDA 26.750,00 101.113,72 0,26
SANTANDER 33.775,36 104.044,55 0,32
SUCRE 29.396,74 96.717,47 0,30
TOLIMA 34.992,75 106.096,13 0,33
VALLE 29.945,65 101.992,97 0,29
ESTRATO 2
Fuente: CREG. Cálculos propios
49
ESTRATO 3
Cuadro 1.26 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 33.760,87 72.977,73 0,46
ARAUCA 40.695,00 114.302,46 0,36
ATLANTICO 39.307,97 72.684,64 0,54
BOGOTA D.C. 29.996,38 74.443,14 0,40
BOLIVAR 33.626,81 79.718,64 0,42
BOYACA 34.786,23 109.320,05 0,32
CALDAS 28.978,26 95.838,22 0,30
CAQUETA 43.018,12 85.873,39 0,50
CASANARE 39.380,43 108.147,71 0,36
CAUCA 30.413,04 112.543,96 0,27
CESAR 33.557,97 75.029,31 0,45
CHOCO 35.644,93 80.890,97 0,44
CORDOBA 36.503,62 78.839,39 0,46
CUNDINAMARCA 31.518,12 85.580,30 0,37
HUILA 38.268,12 91.735,05 0,42
LA GUAJIRA 38.105,07 73.270,81 0,52
MAGDALENA 22.579,71 72.977,73 0,31
META 32.489,13 69.167,64 0,47
NARIÑO 29.597,83 104.337,63 0,28
NORTE SANTANDER 32.844,20 84.701,06 0,39
PUTUMAYO 33.134,06 96.131,30 0,34
QUINDIO 29.713,77 93.493,55 0,32
RISARALDA 26.750,00 85.873,39 0,31
SANTANDER 33.775,36 89.976,55 0,38
SUCRE 29.396,74 81.184,06 0,36
TOLIMA 34.992,75 75.615,47 0,46
VALLE 29.945,65 77.080,89 0,39
ESTRATO 3
Fuente: CREG. Cálculos propios
50
ESTRATO 4 Cuadro 1.27
Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica 31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 33.760,87 63.305,98 0,53
ARAUCA 40.695,00 103.751,47 0,39
ATLANTICO 39.307,97 65.943,73 0,60
BOGOTA D.C. 29.996,38 67.995,31 0,44
BOLIVAR 33.626,81 72.391,56 0,46
BOYACA 34.786,23 97.010,55 0,36
CALDAS 28.978,26 84.701,06 0,34
CAQUETA 43.018,12 97.889,80 0,44
CASANARE 39.380,43 97.303,63 0,40
CAUCA 30.413,04 104.044,55 0,29
CESAR 33.557,97 68.288,39 0,49
CHOCO 35.644,93 73.856,98 0,48
CORDOBA 36.503,62 73.856,98 0,49
CUNDINAMARCA 31.518,12 88.511,14 0,36
HUILA 38.268,12 90.855,80 0,42
LA GUAJIRA 38.105,07 67.995,31 0,56
MAGDALENA 22.579,71 66.822,98 0,34
META 32.489,13 78.546,31 0,41
NARIÑO 29.597,83 93.493,55 0,32
NORTE SANTANDER 32.844,20 76.787,81 0,43
PUTUMAYO 33.134,06 91.441,97 0,36
QUINDIO 29.713,77 80.011,72 0,37
RISARALDA 26.750,00 68.581,48 0,39
SANTANDER 33.775,36 78.253,22 0,43
SUCRE 29.396,74 74.150,06 0,40
TOLIMA 34.992,75 82.063,31 0,43
VALLE 29.945,65 64.185,23 0,47
ESTRATO 4
Fuente: CREG. Cálculos propios
ESTRATO 5
Cuadro 1.28 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica
a 31 de diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 33.760,87 73.563,89 0,46
ATLANTICO 39.307,97 76.494,72 0,51
BOGOTA D.C. 29.996,38 80.597,89 0,37
BOLIVAR 33.626,81 83.528,72 0,40
BOYACA 34.786,23 116.647,13 0,30
CALDAS 28.978,26 98.769,05 0,29
CASANARE 39.380,43 117.233,29 0,34
CAUCA 30.413,04 124.560,38 0,24
CESAR 33.557,97 80.011,72 0,42
CORDOBA 36.503,62 88.218,05 0,41
CUNDINAMARCA 31.518,12 117.819,46 0,27
HUILA 38.268,12 127.491,21 0,30
LA GUAJIRA 38.105,07 75.908,56 0,50
MAGDALENA 22.579,71 77.080,89 0,29
META 32.489,13 62.426,73 0,52
NARIÑO 29.597,83 109.906,21 0,27
NORTE SANTANDER 32.844,20 90.855,80 0,36
QUINDIO 29.713,77 93.200,47 0,32
RISARALDA 26.750,00 77.373,97 0,35
SANTANDER 33.775,36 90.269,64 0,37
SUCRE 29.396,74 88.218,05 0,33
TOLIMA 34.992,75 96.717,47 0,36
VALLE 29.945,65 72.684,64 0,41
ESTRATO 5
Fuente: CREG. Cálculos propios
51
ESTRATO 6
Cuadro 1.29 Comparación precio relativo GLP/ Energía eléctrica.
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO
ENERGIA
ELECTRICA
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/ENERGIA
ELECTRICA
ANTIOQUIA 33.760,87 69.460,73 0,49
ATLANTICO 39.307,97 74.443,14 0,53
BOGOTA D.C. 29.996,38 80.304,81 0,37
BOLIVAR 33.626,81 80.304,81 0,42
BOYACA 34.786,23 77.960,14 0,45
CALDAS 28.978,26 96.424,38 0,30
CAUCA 30.413,04 123.388,04 0,25
CESAR 33.557,97 80.011,72 0,42
CORDOBA 36.503,62 87.631,89 0,42
CUNDINAMARCA 31.518,12 109.026,96 0,29
HUILA 38.268,12 127.491,21 0,30
MAGDALENA 22.579,71 75.029,31 0,30
META 32.489,13 61.840,56 0,53
NARIÑO 29.597,83 85.287,22 0,35
NORTE SANTANDER 32.844,20 89.097,30 0,37
QUINDIO 29.713,77 92.907,39 0,32
RISARALDA 26.750,00 75.029,31 0,36
SANTANDER 33.775,36 89.390,39 0,38
SUCRE 29.396,74 88.511,14 0,33
TOLIMA 34.992,75 95.252,05 0,37
VALLE 29.945,65 67.409,14 0,44
ESTRATO 6
Fuente: CREG. Cálculos propios.
1.8.3 Gas natural En gas natural el GLP es casi dos veces más costoso en todos los departamentos y en algunos en mayor proporción (Casanare y Meta), en los sectores industrial y comercial (Cuadros 1.30 y 1.31).
INDUSTRIAL
Cuadro 1.30 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTO
PRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 32.489,13 17.188,16 1,89
ATLANTICO 30.576,09 15.007,79 2,04
CALDAS 27.956,52 16.112,13 1,74
CASANARE 32.521,74 8.523,29 3,82
CESAR 32.755,43 10.590,40 3,09
CORDOBA 34.336,96 16.451,93 2,09
HUILA 35.864,13 22.228,51 1,61
LA GUAJIRA 35.016,30 16.678,47 2,10
MAGDALENA 31.211,96 16.197,08 1,93
META 30.614,13 12.091,18 2,53
RISARALDA 26.168,48 13.591,96 1,93
SANTANDER 28.586,96 18.575,68 1,54
SUCRE 30.586,96 23.276,23 1,31
TOLIMA 33.907,61 15.913,92 2,13
VALLE 30.054,35 15.828,97 1,90
SECTOR INDUSTRIAL
Fuente: CREG. Cálculos propios
52
COMERCIAL
Cuadro 1.31 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 32.489,13 17.216,48 1,89
ATLANTICO 30.576,09 16.763,41 1,82
BOLIVAR 33.548,91 18.802,21 1,78
BOYACA 32.875,00 16.905,00 1,94
CALDAS 27.956,52 16.905,00 1,65
CASANARE 32.521,74 8.749,82 3,72
CESAR 32.755,43 17.074,90 1,92
CORDOBA 34.336,96 18.943,79 1,81
CUNDINAMARCA 30.228,26 17.641,23 1,71
HUILA 35.864,13 23.078,01 1,55
LA GUAJIRA 35.016,30 17.499,65 2,00
MAGDALENA 31.211,96 16.848,36 1,85
META 30.614,13 14.243,24 2,15
NORTE SANTANDER 29.635,87 19.453,49 1,52
RISARALDA 26.168,48 14.214,92 1,84
SANTANDER 28.586,96 19.028,74 1,50
SUCRE 30.586,96 18.773,89 1,63
TOLIMA 33.907,61 17.471,33 1,94
VALLE 30.054,35 16.451,93 1,83
SECTOR COMERCIAL
Fuente: CREG. Cálculos propios
RESIDENCIAL Por estratos el GLP se encuentra en situación muy desfavorable con el GLP, tal como ocurre con los demás sectores. (Cuadros 1.32-1.37)
ESTRATO 1
Cuadro 1.32 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 33.760,87 21.379,02 1,58
ATLANTICO 39.307,97 21.095,85 1,86
BOLIVAR 33.626,81 21.747,13 1,55
BOYACA 34.786,23 19.708,34 1,77
CALDAS 28.978,26 13.988,39 2,07
CASANARE 39.380,43 17.273,11 2,28
CESAR 33.557,97 22.030,30 1,52
CORDOBA 36.503,62 21.860,40 1,67
CUNDINAMARCA 31.518,12 23.219,60 1,36
HUILA 38.268,12 26.249,47 1,46
LA GUAJIRA 38.105,07 20.331,30 1,87
MAGDALENA 22.579,71 21.237,43 1,06
META 32.489,13 16.366,98 1,99
NORTE SANTANDER 32.844,20 22.200,20 1,48
RISARALDA 26.750,00 12.714,14 2,10
SANTANDER 33.775,36 20.812,69 1,62
SUCRE 29.396,74 21.860,40 1,34
TOLIMA 34.992,75 20.246,35 1,73
VALLE 29.945,65 16.197,08 1,85
ESTRATO 1
Fuente: CREG. Cálculos propios
53
ESTRATO 2
Cuadro 1.33 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural.
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 33.760,87 20.925,95 1,61
ATLANTICO 39.307,97 20.756,05 1,89
BOLIVAR 33.626,81 21.322,38 1,58
BOYACA 34.786,23 20.189,72 1,72
CALDAS 28.978,26 13.705,22 2,11
CASANARE 39.380,43 15.857,28 2,48
CESAR 33.557,97 21.407,33 1,57
CORDOBA 36.503,62 21.520,60 1,70
CUNDINAMARCA 31.518,12 22.568,31 1,40
HUILA 38.268,12 26.334,42 1,45
LA GUAJIRA 38.105,07 20.218,04 1,88
MAGDALENA 22.579,71 20.614,47 1,10
META 32.489,13 17.244,80 1,88
NORTE SANTANDER 32.844,20 22.200,20 1,48
RISARALDA 26.750,00 12.968,99 2,06
SANTANDER 33.775,36 20.529,52 1,65
SUCRE 29.396,74 21.492,28 1,37
TOLIMA 34.992,75 19.991,51 1,75
VALLE 29.945,65 15.913,92 1,88
ESTRATO 2
Fuente: CREG. Cálculos propios
ESTRATO 3
Cuadro 1.34 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 33.760,87 17.273,11 1,95
ATLANTICO 39.307,97 16.763,41 2,34
BOLIVAR 33.626,81 18.802,21 1,79
BOYACA 34.786,23 14.526,41 2,39
CALDAS 28.978,26 11.326,63 2,56
CASANARE 39.380,43 9.854,17 4,00
CESAR 33.557,97 17.301,43 1,94
CORDOBA 36.503,62 18.802,21 1,94
CUNDINAMARCA 31.518,12 15.857,28 1,99
HUILA 38.268,12 23.814,24 1,61
LA GUAJIRA 38.105,07 17.612,91 2,16
MAGDALENA 22.579,71 16.820,05 1,34
META 32.489,13 15.460,85 2,10
NORTE SANTANDER 32.844,20 19.311,91 1,70
RISARALDA 26.750,00 9.117,94 2,93
SANTANDER 33.775,36 19.000,42 1,78
SUCRE 29.396,74 18.773,89 1,57
TOLIMA 34.992,75 13.705,22 2,55
VALLE 29.945,65 15.149,37 1,98
ESTRATO 3
Fuente: CREG. Cálculos propios
54
ESTRATO 4
Cuadro 1.35 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural.
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 33.760,87 17.131,53 1,97
ATLANTICO 39.307,97 16.791,73 2,34
BOLIVAR 33.626,81 18.773,89 1,79
BOYACA 34.786,23 18.490,73 1,88
CALDAS 28.978,26 11.213,37 2,58
CASANARE 39.380,43 9.995,75 3,94
CESAR 33.557,97 16.961,63 1,98
CORDOBA 36.503,62 18.745,58 1,95
CUNDINAMARCA 31.518,12 22.115,25 1,43
HUILA 38.268,12 23.984,14 1,60
LA GUAJIRA 38.105,07 17.612,91 2,16
MAGDALENA 22.579,71 16.791,73 1,34
META 32.489,13 15.744,02 2,06
NORTE SANTANDER 32.844,20 19.481,81 1,69
RISARALDA 26.750,00 9.117,94 2,93
SANTANDER 33.775,36 19.028,74 1,77
SUCRE 29.396,74 18.745,58 1,57
TOLIMA 34.992,75 13.308,79 2,63
VALLE 29.945,65 16.168,77 1,85
ESTRATO 4
Fuente: CREG. Cálculos propios
ESTRATO 5
Cuadro 1.36 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural
31 diciembre 2006.
DEPARTAMENTOPRECIO GLP
$/MBTU
PRECIO GAS
NATURAL
$/MBTU
PRECIO
RELATIVO
GLP/GAS
NATURAL
ANTIOQUIA 33.760,87 17.046,58 1,98
ATLANTICO 39.307,97 16.791,73 2,34
BOLIVAR 33.626,81 18.745,58 1,79
CALDAS 28.978,26 11.185,05 2,59
CASANARE 39.380,43 10.024,07 3,93
CESAR 33.557,97 16.820,05 2,00
CORDOBA 36.503,62 18.773,89 1,94
CUNDINAMARCA 31.518,12 17.499,65 1,80
HUILA 38.268,12 24.125,73 1,59
LA GUAJIRA 38.105,07 17.612,91 2,16
MAGDALENA 22.579,71 16.763,41 1,35
META 32.489,13 15.998,87 2,03
NORTE SANTANDER 32.844,20 19.538,44 1,68
RISARALDA 26.750,00 9.117,94 2,93
SANTANDER 33.775,36 18.717,26 1,80
SUCRE 29.396,74 18.773,89 1,57
TOLIMA 34.992,75 13.280,48 2,63
VALLE 29.945,65 16.536,88 1,81
ESTRATO 5
Fuente: CREG. Cálculos propios
55
ESTRATO 6
Cuadro 1.37 Comparación precio relativo GLP/ Gas natural.
31 de diciembre de 2006.
D E P A R T A M E N T OP R E C IO G L P
$ /M B T U
P R E C IO G A S
N A T U R A L
$ /M B T U
P R E C IO
R E L A T IV O
G L P /G A S
N A T U R A L
A N T IO Q U IA 3 3 .7 6 0 ,8 7 1 6 .9 8 9 ,9 5 1 ,9 9
A T L A N T IC O 3 9 .3 0 7 ,9 7 1 6 .7 9 1 ,7 3 2 ,3 4
B O L IV A R 3 3 .6 2 6 ,8 1 1 8 .7 1 7 ,2 6 1 ,8 0
C A L D A S 2 8 .9 7 8 ,2 6 1 1 .1 8 5 ,0 5 2 ,5 9
C E S A R 3 3 .5 5 7 ,9 7 1 6 .7 9 1 ,7 3 2 ,0 0
C O R D O B A 3 6 .5 0 3 ,6 2 1 8 .7 1 7 ,2 6 1 ,9 5
H U IL A 3 8 .2 6 8 ,1 2 2 4 .1 5 4 ,0 4 1 ,5 8
M A G D A L E N A 2 2 .5 7 9 ,7 1 1 6 .7 9 1 ,7 3 1 ,3 4
M E T A 3 2 .4 8 9 ,1 3 1 5 .9 9 8 ,8 7 2 ,0 3
R IS A R A L D A 2 6 .7 5 0 ,0 0 9 .1 1 7 ,9 4 2 ,9 3
S A N T A N D E R 3 3 .7 7 5 ,3 6 1 8 .8 5 8 ,8 4 1 ,7 9
S U C R E 2 9 .3 9 6 ,7 4 1 8 .7 7 3 ,8 9 1 ,5 7
T O L IM A 3 4 .9 9 2 ,7 5 1 3 .1 6 7 ,2 1 2 ,6 6
V A L L E 2 9 .9 4 5 ,6 5 1 6 .8 2 0 ,0 5 1 ,7 8
E S T R A T O 6
Fuente: CREG. Cálculos propios
1.9 PROYECCIÓN PRECIOS DEL GN, GLP, ENERGÍA ELÉCTRICA Y
A.C.P.M.
1.9.1 Objetivo
En los numerales anteriores se efectuó un análisis de la competitividad del GLP frente a otros energéticos. La pregunta es si esos resultados se mantendrán en el futuro. En esta sección se realizará una proyección de los precios del gas natural –GN-, el gas licuado del petróleo –GLP-, la energía eléctrica –EE- y el aceite combustible para motores – ACPM-, para el período 2007-2030 para ver si se mantienen las tendencias pasadas..
1.9.2 Metodología
Para obtener las proyecciones de los precios se partió del análisis de los precios actuales y sus principales componentes, en especial los que tienen referencia con precios internacionales como el petróleo, el gas natural, el GLP y el diesel oil. Estas componentes se proyectaron utilizando los
56
estimados de la Energy Information Agency – EIA del Deparment of Energy –DOE-de los Estados Unidos. Se asume una tasa de cambio promedio creciendo al 6% hasta el año 2012 y al 4% de este año en adelante, una tasa de inflación del dólar 2% para todo el horizonte de análisis y un crecimiento del IPC de 4%.
a. Gas natural
El precio del gas natural en Colombia es calculado por medio de la fórmula establecida en la Resolución CREG No. 119 de 2005, para el gas producido en La Guajira. Se asume que el comportamiento de este gas es indicativo para todo el país. El gas del interior tiene precio libre, pero su techo es puesto por el de Guajira por cuanto este puede ser colocado en la totalidad del país.
PMR t-1 Precio máximo regulado del semestre anterior
INDICE t-1 Promedio aritmético del índice diario en el semestre anterior
INDICE t-2 Promedio aritmético del índice diario en el semestre precedente al anterior
INDICE New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price,
según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados
Unidos (Energy Information Administration – www.eia.doe.gov). La principal incertidumbre en la definición del precio a futuro está en el Fuel Oil New York Harbor low sulfur, para lo cual se usa una proyección de EIA con ajustes de esta consultoría.
b. Gas Licuado Propano La fórmula definida para remunerar a las empresas que producen y/o importan GLP (Grandes Comercializadores) determina el Ingreso Máximo por Producto del Gran Comercializador (G), y la regulación correspondiente a este ingreso está definida en las resoluciones CREG 084 de 1997, CREG 144 de 1997, CREG 035 de 1998, CREG 052 de 2000 y CREG 011 de 2001.
57
De acuerdo con las anteriores resoluciones este se calcula de la siguiente manera:
Donde:
: Ingreso máximo por producto del gran comercializador para el año t aplicable después del cálculo
de la fórmula ($/galón).
: Tasa de cambio representativa del mercado del dólar americano frente al peso colombiano del 15
de febrero del año en el cual se aplicará la fórmula, reportada por la Superintendencia Bancaria de Colombia.
: Número de galones por barril.
: Número de meses sobre los cuales se promedia el precio
: Contenido promedio de butanos y gases más pesados (C4+) en el GLP nacional, según definición de la CREG. Fijado en 0.447 (Resolución CREG 011 de 2001)
: Sumatoria de los 36 meses inmediatamente anteriores al mes que antecede al mes de aplicación de la fórmula. (Artículo 1 Resolución CREG 035 de 1998)
: Promedio mensual del precio internacional del propano por barril, según Indicador Precio Costa del
Golfo, fuente Platt’s US Marketscan (US$/Bl), en el mes i.
: Promedio mensual del precio internacional del butano por barril, según Indicador Precio Costa del
Golfo, fuente Platt’s US Marketscan (US$/Bl), en el mes i.
: Número de barriles importados por los grandes comercializadores de GLP en el mes i (barriles).
: Promedio mensual del valor del transporte por barril del GLP importado, entre el lugar de compra
del GLP y Cartagena en el mes i (US$/Bl), según facturas de transporte de los grandes comercializadores de GLP.
: Número de barriles de GLP producidos en el país por los grandes comercializadores en el mes i
(barriles).
: Número de barriles exportados por los grandes comercializadores de GLP en el mes i (barriles).
: Promedio mensual del valor del transporte por barril del GLP exportado, entre Cartagena y el lugar
de venta del GLP en el mes i (US$/Bl), según facturas de transporte de los grandes comercializadores de GLP.
Dentro de esta fórmula la componente Ingreso al Productor tiene una participación del 74%, lo que hace que proyectando esta componente se explique ampliamente la proyección del precio al usuario final. En esta fórmula la mayor incertidumbre se presenta en los precios del propano y del butano a futuro.
c. Energía eléctrica
58
En este item los sectores a analizar son el industrial, comercial y residencial en donde tiene cabida el GLP. Para los tres sectores la tarifa esta compuesta por una componente hidráulica y una térmica. En cuanto a la componente hídrica se estima que su comportamiento está dado por el crecimiento del IPC, mientras que el comportamiento del componente térmico dependerá sustancialmente por el comportamiento del precio del gas natural.
d. A.C.P.M. La estructura de precios del ACPM esta dada por el Marco Regulatorio mediante Resoluciones del Minminas en especial la 82439 del 23 de diciembre de 1998: IP(t) = [(PrFOB + FL + SE +IM)*TRM]+ A + TI
Donde: IP(t): Ingreso al productor en el período t. PrFOB: Promedio de los 30 días anteriores al del cálculo del Diesel No. 2 Platt´s (US$/Galón). IM: Valor de inspecciones de calidad vigente (US$/Galón). TRM: Tasa de cambio del día anterior al cálculo. A: Tarifa arancelaria de importaciones de ACPM. TI: Impuesto al timbre. SE: Costo de Seguros marítimos. A partir de la estructura de precios vigentes para este combustible se observa que el ingreso al productor es del 74% de dicho precio, por lo tanto, explicando esta componente se explica en general el precio al usuario final.
59
1.9.3 Principales resultados En el Cuadro 1.38 se presenta la proyección de precios en unidades originales.
CUADRO 1.38
GAS NATURALGAS LICUADO
PROPANO
ENERGÍA
ELÉCTRICA
ENERGÍA
ELÉCTRICA
ENERGÍA
ELÉCTRICAA.C.P.M
AÑOPrecio Máximo
Regulado
Ingreso al
Gran
productor - G
INDUSTRIAL RESIDENCIAL COMERCIAL
US$/MBTU $/Gl Col$/KWh Col$/KWh Col$/KWh Col$/Gl
2006 2.6900
2007 2.4513 1,399.79 280.41 282.49 302.23 3,151.65
2008 2.5699 1,730.59 290.14 292.30 275.48 3,546.25
2009 2.5539 2,008.98 300.22 302.47 286.50 3,990.26
2010 2.4840 2,243.26 310.37 312.71 297.96 4,489.86
2011 2.3850 2,454.04 320.52 322.96 309.88 5,022.89
2012 2.4352 2,653.31 331.58 334.11 322.28 5,619.19
2013 2.5233 2,814.63 343.64 346.27 335.17 6,167.68
2014 2.6103 2,985.76 356.61 359.35 348.57 6,769.70
2015 2.6986 3,167.30 370.48 373.32 362.52 7,268.91
2016 2.7683 3,359.87 385.18 388.14 377.02 7,804.94
2017 2.8199 3,564.15 400.68 403.76 392.10 8,380.49
2018 2.8745 3,780.85 417.04 420.24 407.78 8,998.48
2019 2.9275 4,010.73 434.32 437.65 424.09 9,662.04
2020 2.9844 4,254.58 452.64 456.10 441.06 10,374.54
2021 3.0434 4,513.26 472.12 475.72 458.70 11,139.57
2022 3.1034 4,787.66 492.94 496.68 477.05 11,961.03
2023 3.1621 5,078.75 515.31 519.21 496.13 12,843.05
2024 3.2222 5,387.54 539.57 543.62 515.98 13,790.12
2025 3.2834 5,715.10 566.14 570.36 536.61 14,807.03
2026 3.3494 6,062.58 595.71 600.09 558.08 15,898.93
2027 3.4112 6,431.19 629.12 633.68 580.40 17,071.34
2028 3.4760 6,822.20 667.72 672.46 603.62 18,330.21
2029 3.5442 7,236.99 713.54 718.47 627.76 19,681.91
2030 3.6120 7,677.00 769.54 774.67 652.87 21,133.29
PROYECCIÓN PRECIOS EN UNIDADES PRIMARIAS
Cuadro 1.37. Proyección precios del GN, GLP, EE y ACPM en unidades primarias.
60
En Cuadro 1.39 se presenta la proyección de precios de los combustibles en US$/MBTU.
Cuadro 1.39
GAS NATURALGAS LICUADO
PROPANO
ENERGÍA
ELÉCTRICA
ENERGÍA
ELÉCTRICA
ENERGÍA
ELÉCTRICAA.C.P.M
AÑOPrecio Máximo
Regulado
Ingreso al
Gran
productor - G
INDUSTRIAL RESIDENCIAL COMERCIAL
US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU
2006 2.6900
2007 2.4513 8.0080 43.26 43.58 46.62 12.02
2008 2.5699 9.3400 42.22 42.54 45.52 12.76
2009 2.5539 10.2287 41.22 41.53 44.46 13.54
2010 2.4840 10.7751 40.20 40.50 43.38 14.38
2011 2.3850 11.1203 39.16 39.46 42.28 15.17
2012 2.4352 11.3427 38.22 38.51 41.28 16.01
2013 2.5233 11.5696 38.09 38.38 41.15 16.90
2014 2.6103 11.8010 38.00 38.30 41.06 17.84
2015 2.6986 12.0370 37.96 38.26 41.02 18.42
2016 2.7683 12.2777 37.95 38.24 41.01 19.01
2017 2.8199 12.5233 37.96 38.25 41.02 19.63
2018 2.8745 12.7738 37.99 38.28 41.05 20.27
2019 2.9275 13.0292 38.04 38.34 41.10 20.93
2020 2.9844 13.2898 38.12 38.42 41.18 21.60
2021 3.0434 13.5556 38.23 38.53 41.29 22.31
2022 3.1034 13.8267 38.39 38.68 41.45 23.03
2023 3.1621 14.1033 38.58 38.88 41.64 23.78
2024 3.2222 14.3853 38.85 39.14 41.91 24.55
2025 3.2834 14.6730 39.19 39.48 42.25 25.34
2026 3.3494 14.9665 39.65 39.94 42.71 26.17
2027 3.4112 15.2658 40.27 40.56 43.33 27.02
2028 3.4760 15.5711 41.09 41.39 44.15 27.89
2029 3.5442 15.8826 42.22 42.52 45.28 28.80
2030 3.6120 16.2002 43.79 44.08 46.85 29.73
PROYECCIÓN PRECIOS
Cuadro 1.38. Proyección precios del GN, GLP, EE y ACPM en US$/MBTU
En la Gráfica 1.9 se presentan las curvas de proyección de precios del GN, GLP, Energía Eléctrica y ACPM para el período 2007-2030.
61
Gráfica 1.9
PROYECCIÓN PRECIOS DE GN, GLP, EE Y ACPM
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
US$/MBTU
GAS NATURAL Precio Máximo Regulado
GAS LICUADO PROPANO Ingreso al Gran productor - G
ENERGÍA ELÉCTRICA INDUSTRIAL
ENERGÍA ELÉCTRICA RESIDENCIAL
ENERGÍA ELÉCTRICA COMERCIAL
A.C.P.M
Gráfica 1.9 Proyección precios de GN, GLP, Energía eléctrica y ACPM en valores corrientes.
1.10 CONCLUSIONES
1. La producción de GLP aumentó continuamente de 1946 a 1976 hasta llegar a 10,680 BPD, manteniéndose constante hasta 1993 por limitaciones en la capacidad instalada. En 1994 se produjo un salto a 16,996 BPD para llegar a un máximo de 27,925 BPD en 2003, seguido en los siguientes años por reducciones a 22,154 BPD en 2006.
2. La oferta ha provenido en su mayor parte del proceso de refinación,
siendo superior a 70 % desde 1982.
3. La infraestructura de transporte por propanoductos y poliductos de 803.7 kilómetros no ha sufrido modificaciones desde el decenio de los ochenta.
4. La distribución mayorista y minorista se caracteriza por la existencia
de un número elevado de empresas, 31 y 110 respectivamente, muy por encima de lo que muestra la experiencia internacional.
62
5. El consumo final de GLP, excluyendo el de las refinerías, creció a una tasa anual de 6.1 % de 1980 a 2001 y cayó de 2002 a 2006 a 3 % anual, por primer vez desde que se inició la utilización del GLP en 1946.
6. Paralelamente, la participación del GLP en el consumo final de
energía cayó de un máximo de 4 % entre 2000 y 2002 a 3 % en 2006.
7. El consumo de GLP se ha concentrado tradicionalmente en el sector residencial, con porcentajes superiores a 90 % hasta 1992. De este año en adelante se aumenta el so en los sectores industrial y comercial, de tal forma que en 206 el consumo residencial baja a 83.2 %, cifra todavía alta.
8. Un hecho importante a destacar es la inexistencia de consumo del
GLP en los otros sectores como minería y agricultura, de alto potencial para este combustible.
9. La composición del consumo por regiones ha sufrido cambios
profundos por departamento como consecuencia de la penetración del gas natural en todo el país. A 2005 el consumo del GLP se concentraba en Valle, Antioquia, Antiguo Caldas y Cundinamarca, pero se espera que a medida que se extiendan las redes de gas Natural en estas regiones, la demanda de GLP tenderá a desaparecer.
10. La política de precios experimentó cambios fuertes con la creación de
la CREG en 1994. En 1995, con la resolución 044 de marzo, se estableció una fórmula tarifaria en que se vincula el precio interno del GLP a variaciones en el precio internacional.
11. De 1997 a 2006 el ingreso al productor (ECOPETROL) es el
componente que más aumentos ha presentado, con las mayores alzas en 1997,1998 Y 1999, superiores a 20 %. En relación con los demás agentes de la cadena, el Gran Comercializador ha tenido mayores incrementos que los Comercializadores Mayoristas y Minoristas.
12. La política de precios de 1997 a 2006 se ha concentrado en igualar el
ingreso al productor al costo de oportunidad del GLP (Exportación/Importación).
13. Desde el punto de vista global el GLP es más barato que la energía
eléctrica, el diesel oil, el queroseno y la gasolina en unidades equivalentes, pero más caro que el gas natural, el fuel oil y el carbón.
63
14. Esta relación de precios nacional se repite cuando la comparación se hace por departamentos, por sectores y estratos. El GLP definitivamente es más caro que el gas natural por sectores y estratos y más barato que la energía eléctrica por sectores y estratos.
15. La proyección de precios hasta el 2030 del gas natural, el GLP, la
energía eléctrica y el diesel reafirman lasa conclusiones anteriores sobre los precios relativos..
16. La situación pasada, presente y futura de los precios relativos en
Colombia es la misma que se produce en el resto del mundo y que ha llevado al desplazamiento del GLP en los mercados donde existe gas natural.
17. De acuerdo con los supuestos asumidos, el gas natural seguirá siendo
el combustible más favorable en los sectores industrial, comercial y residencial en los usos que éste permite. Le siguen en su orden el GLP, el Diesel y la energía eléctrica.
18. Esta consultoría no prevé que la relación presentada entre los precios
de los combustibles pueda cambiar en el horizonte analizado y, por lo tanto, los análisis de precios relativos y financieros realizados con la estructura de precios de 2006 se mantienen.
64
2. EVALUACIÓN DEL PROCESO DE SUSTITUCIÓN ENERGÉTICA
2.1 EL CONCEPTO DE SUSTITUCIÓN La demanda de un energético depende del precio del mismo, de los precios de los sustitutos, del ingreso de los agentes y de otras variables relevantes. En este concepto están implícitos varios supuestos: disponibilidad del energético y oferta de sustitutos. En lo que tiene que ver con la canasta energética esto no siempre ha sido así, ya que el GLP estuvo restringido y la oferta de gas natural se desarrolló en el decenio de los ochenta. El consumo del GLP creció ante la ausencia del gas natural y no avanzó más porque su producción era insuficiente. Ante esta realidad, los hogares utilizaban para cocción y calentamiento de agua energía eléctrica, cocinol, keroseno y aún gasolina. Al incrementarse la oferta del GLP en el decenio de los noventa el consumo creció en los hogares, el comercio y la industria, pero a medida que el gas natural comenzó a ser disponible en la Costa Atlántica y en el interior, específicamente, el GLP comenzó a perder mercados ya que la relación de precios no le favorecía con el gas. Por lo tanto, a medida que pasa el tiempo las conexiones de gas van a sustituir el consumo del GLP en los hogares que todavía lo usan, en un proceso que es inevitable por comodidad, continuidad y precios. En los municipios que no cuentan con gas natural en la actualidad y en aquellos que será imposible llevarles este combustible por razones económicas, el GLP es un energético adecuado para los hogares y para procesos calóricos porque los precios relativos lo favorecen con respecto a la energía eléctrica, el diesel oil y el keroseno, aunque con respecto al carbón la situación puede ser diferente. Modelar la sustitución o la demanda del GLP es complejo. En el pasado se han hecho varios intentos. En el estudio de la UPME para el período 1970-1992 la demanda del GLP se hacía depender del precio del GLP-PGLP y de la población nacional-POB. En el estudio contratado por la UPME en 1999 se encontró que la especificación de la UPME para el período 1970-1997 no
65
era apropiada. Después de varios intentos se logró la siguiente mejor especificación, introduciendo la demanda rezagada un año: LnDGLP = -1.4089-0.05068lnPGLP + 1.5127lnPOB – 0.5819lnDGLP (1) Todas las variables son significantes, pero el efecto precio es mínimo, explicable porque en valores constantes no hubo prácticamente variación y el consumo dependía .de la disponibilidad del combustible. En realidad, era muy difícil encontrar una función de demanda cuando no existían condiciones de competencia. Por otra parte, a partir de los noventas, la presencia del gas natural ha venido desplazando paulatinamente al GLP como se ha analizado por dos razones: la oferta del nuevo energético y un precio inferior en unidades energéticas comparables. Modelar este fenómeno a través de un modelo econométrico es una tarea difícil. Se hicieron varias pruebas, incluyendo como variables explicativas el precio, el PIB nacional y el número de instalaciones domiciliarias de gas natural, sin obtenerse una especificación correcta que explicara e comportamiento de la demanda del GLP. Hay que utilizar otros procedimientos, como tasas de penetración de gas natural a medida que se vinculan los municipios a este energético, lo que va acompañado paralelamente por la reducción de las compras del GLP; crecimiento de los hogares y de la economía en los municipios que no disponen o dispondrán de gas natural y planes de penetración en las zonas rurales y en los sectores productivos En el Gráfico 2.1 se presenta simultáneamente la evolución nacional del consumo del GLP y gas natural de 1980 a 2006, en el cual se puede apreciar como mientras el GLP crece más lentamente y comienza a declinar desde 2002, el gas natural crece continua y aceleradamente, lo que da una visión global de la evolución de estos dos energéticos antes de entrar en análisis más detallado.
66
Gráfico 2.1 Cifras en TCAL
COMPARATIVO SUSTITUCIÓN GLP - GN
0,0
5000,0
10000,0
15000,0
20000,0
25000,0
30000,0
35000,01980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
AÑO
TC
AL
GLP GN
2.2 EVOLUCIÓN DE LOS SUSTITUTOS DEL GLP Son varios los sustitutos del GLP: Gas natural, diesel oil, energía eléctrica, carbón, leña, fuel oil y desechos, pero el más relevante es el primero, por su penetración en el sector residencial. 2.2.1 Gas natural El consumo de gas natural es reciente en el país. Su uso comenzó en el decenio de los setenta en el sector de generación eléctrica y se aceleró en los sectores industrial, residencial y comercial en la Costa Atlántica en el decenio de los ochenta con el descubrimiento de los yacimientos de la Guajira en 1972, en el interior del país en la década de los noventa con la inauguración del gasoducto Chuchupa-Barrancabermeja en 1996 y los descubrimientos de gas de Apiay y Huila. Su uso era muy conocido anteriormente en la zona de Barrancabermeja-Bucaramanga por los yacimientos de Payoa y Provincia. Por regiones el consumo de gas natural se inició en las zonas de Barrancabermeja-Bucaramanga, Huila y la Costa Atlántica. En el Interior, en el centro, especialmente en Bogotá, la utilización del gas natural solo
67
comenzó a darse en 1989, limitado al sur de la ciudad, por la poca disponibilidad del gas proveniente del Meta. El gas natural, a diferencia del GLP, se utiliza para la generación de energía eléctrica, que es el consumo más grande. El racionamiento de los años 1992 y 1993 y el cambio tecnológico en las turbinas de gas, teniendo en cuenta los descubrimientos de gas en Colombia, impulsaron el uso de este energético en proyectos de generación a base de turbinas de gas de tecnología simple y de ciclo combinado y en la producción de calor y vapor en todos los sectores. El consumo anual de gas natural depende de los ciclos hidrológicos que influyen en que se genere con termoeléctricas o hidroeléctricas. La evolución desde 1980 es la de un consumo creciente que se aceleró en el primer quinquenio del siglo XXI, al pasar de un crecimiento anual de 6.0 % de 1980-1985 a 11.73 % de 2001 a 2005. La penetración del gas natural en las instalaciones domiciliarias ha sido extraordinaria, con un crecimiento promedio anual de 17.90 % de 1990 a 2006. Se pasó de 299,602 instalaciones en 1990 a 4, 175,425 en 2006, con tasas de 25.63 % de 1990 a 1995, 18.4 % de 1995 a 2000 y de 11.41 % de 2000 a 2006. Paralelamente al incremento de las conexiones domiciliarias se tiene el número de municipios que se conectan al servicio de gas natural a través de gasoductos troncales y ramales. Antes de 1980 el número de municipios con conexiones de gas era inferior a diez. En 1989 se tuvieron 29, localizados en la Costa Atlántica y Santanderes, número que saltó a 82 en 1995, a 171 en 1999, a 403 en 2005 y a 407 en abril de 2006.
68
Cuadro No 2.1 Evolución número de usuarios de gas natural domiciliario
AÑO
NUMERO DE USUARIOS
GAS NATURAL
DOMICILIARIO
VARIACIÓN
ANUAL
1975 1.736
1979 3.476 100,23%
1980 8.194 135,73%
1981 21.412 161,31%
1982 31.481 47,03%
1983 43.519 38,24%
1984 59.371 36,43%
1985 80.787 36,07%
1986 125.462 55,30%
1987 140.670 12,12%
1988 184.537 31,18%
1989 228.365 23,75%
1990 299.602 31,19%
1991 416.214 38,92%
1992 524.433 26,00%
1993 647.357 23,44%
1994 789.869 22,01%
1995 937.613 18,70%
1996 1.130.525 20,57%
1997 1.390.708 23,01%
1998 1.618.585 16,39%
1999 1.898.908 17,32%
2000 2.182.928 14,96%
2001 2.479.595 13,59%
2002 2.840.895 14,57%
2003 3.164.441 11,39%
2004 3.563.574 12,61%
2005 3.821.905 7,25%
2006 4.175.425 9,25% Fuentes: Cálculos propios (1975-1986) ECOPETROL y ACOGAS (1987-1996) MINISTERIO DE MINAS y ENERGIA (1997-2005).
No hay la menor duda que la penetración del gas natural ha afectado al sector del GLP ya que muchos hogares que utilizaban este energético se trasladaron a gas natural así como los que utilizaban energía eléctrica, en razón a su disponibilidad y sus ventajas económicas. Se exceptúan los hogares en edificios con tanques estacionarios del GLP, en la que el cambio de gas natural no es económico El impacto se ha sentido con fuerza al llegar el gas natural al interior del país en los primeros seis años del siglo XXI, especialmente en Bogotá, Cundinamarca, Boyacá, Valle del Cauca y Antioquia. Al mismo tiempo que esto ha ocurrido el consumo domiciliario del GLP ha disminuido, lo cual se confirma al analizar el consumo de este energético en el período 2000-2006, de acuerdo con la información de la Superintendencia de Servicios Públicos para todos los municipios del país. En efecto, al comparar municipios con gas natural, se detecta como a medida que ha aumentado el número de
69
instalaciones domiciliarias disminuye el consumo del GLP. Bogotá es un ejemplo claro e importante porque a finales de 2005 concentraba el 33 % de las conexiones residenciales. El proceso de sustitución es simple. A medida que se presentó disponibilidad del GLP se sustituyó energía eléctrica para cocción en los hogares, pero al aparecer el gas natural este desplaza a la energía eléctrica y al GLP en los usos de calor y vapor. Donde no entra el gas natural, el GLP es el combustible apropiado para los hogares por razones de precio en comparación con la energía eléctrica. En los Cuadros 2.2 y 2.3 se muestran datos del consumo de gas natural por sectores en unidades originales y teracalorías. Al comienzo la utilización de gas natural, excluyendo su uso en generación térmica y ECOPETROL, se concentraba en la industria. Hasta 1981 el consumo residencial representaba menos del 1 % del total, participación que aumento progresivamente hasta un 37 % en 2001, para disminuir posteriormente por la utilización del gas natural para el transporte, que ha crecido de 0.05 % en 1987 a 11 % en 2006. Pero en términos absolutos en todos los sectores el consumo ha aumentado.
Cuadro 2.2
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989
Residencial 24 42 105 132 190 276 411 532 724 825
Comercial y publico 4 7 19 23 34 49 73 94 128 146
Industrial 6.336 7.087 7.532 7.247 7.897 8.202 8.839 8.624 9.075 9.228
Transporte - - - - - - - 27 29 71
Agropecuario yminero - - - - - - - - - -
Construcciones - - - - - - - - - -
No identificado 0 1 1 - 75 - - - - -
CONSUMO FINAL 6.364 7.137 7.657 7.402 8.195 8.527 9.322 9.277 9.956 10.269
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Residencial 1.065 1.427 1.809 2.011 2.307 2.548 2.923 3.628 4.562 5.439
Comercial y publico 188 252 319 355 407 450 516 640 805 960
Industrial 9.617 9.648 9.451 9.361 10.221 10.649 11.014 10.635 10.936 11.018
Transporte 150 231 319 374 392 433 496 522 542 566
Agropecuario yminero - - - - - - - - - -
Construcciones - - - - - - - - - -
No identificado - - - 316 - - - 111 - -
CONSUMO FINAL 11.021 11.559 11.899 12.416 13.327 14.079 14.949 15.536 16.845 17.983
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Residencial 5.893 8.864 6.824 6.754 8.245 8.864 9.094
Comercial y publico 1.040 1.564 1.204 1.192 1.455 1.564 1.605
Industrial 11.414 12.722 17.190 18.533 18.057 19.869 18.880
Transporte 659 769 935 1.211 1.794 2.787 3.686
Agropecuario yminero - - - - - - -
Construcciones - - - - - - -
No identificado - - - - - - -
CONSUMO FINAL 19.005 23.920 26.153 27.690 29.551 33.085 33.265
Consumo de GN por usos KBLS
Fuente: Balances Energéticos Nacionales. 1980-2006. MME y UPME
70
Cuadro 2.3
1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989
Residencial 22 40 100 125 181 262 390 505 688 784
Comercial y publico 4 7 18 22 32 46 69 89 121 138
Industrial 6.020 6.733 7.156 6.885 7.502 7.792 8.397 8.193 8.621 8.767
Transporte - - - - - - - 26 28 67
Agropecuario yminero - - - - - - - - - -
Construcciones - - - - - - - - - -
No identificado 0 1 1 - 71 - - - - -
CONSUMO FINAL 6.046 6.780 7.274 7.032 7.785 8.100 8.856 8.813 9.459 9.756
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Residencial 1.012 1.356 1.719 1.910 2.192 2.421 2.777 3.447 4.334 5.167
Comercial y publico 179 239 303 337 387 427 490 608 765 912
Industrial 9.137 9.166 8.979 8.893 9.710 10.116 10.463 10.103 10.389 10.467
Transporte 143 220 303 355 372 411 471 496 515 538
Agropecuario yminero - - - - - - - - - -
Construcciones - - - - - - - - - -
No identificado - - - 300 - - - 105 - -
CONSUMO FINAL 10.470 10.981 11.304 11.795 12.661 13.375 14.202 14.759 16.003 17.084
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Residencial 5.598 8.421 6.483 6.416 7.833 8.421 8.639
Comercial y publico 988 1.486 1.144 1.132 1.382 1.486 1.525
Industrial 10.843 12.086 16.330 17.606 17.154 18.876 17.936
Transporte 626 731 888 1.150 1.704 2.648 3.502
Agropecuario yminero - - - - - - -
Construcciones - - - - - - -
No identificado - - - - - - -
CONSUMO FINAL 18.055 22.724 24.846 26.305 28.073 31.431 31.602
Consumo de GN por usos TCAL
Fuente: Balances Energéticos Nacionales. 1980-2006. MME y UPME
En el Cuadro 2.4 se compara el consumo de gas natural por sectores dentro del total del consumo de energía efectiva nacional. Se observa como las participaciones han aumentado progresivamente pero especialmente después de 1995. En el total del consumo final, el gas natural se mantuvo entre 4% y 6% de 1980 a hasta 1997, iniciándose de 1998 un incremento continuo hasta llegar a13, 6 % en 20065. Por sectores la situación es la siguiente: en los hogares el gas natural aumentó de 0,05 % a 17.4 % (cayo de 23.1 % en 2005) de 1980 a 2006; la industria paso de 16,03% a 29.7 %; el comercio y público de 0,12 % a 13.7 % y el transporte de cero a 4.4 %.
71
Cuadro 2.4
% GN/ Total Consumo final
energía efectiva 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991
Agropecuario y minero 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Comercial y publico 0,12% 0,19% 0,42% 0,47% 0,64% 0,72% 0,98% 1,55% 2,10% 1,94% 2,51% 3,15%
Construcciones 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Industrial 16,03% 18,01% 19,63% 17,70% 18,52% 18,45% 19,51% 17,96% 19,51% 18,64% 17,96% 17,06%
No identificado 0,01% 0,03% 0,02% 0,00% 2,43% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Residencial 0,05% 0,09% 0,21% 0,26% 0,35% 0,54% 0,79% 0,99% 1,34% 1,47% 1,84% 2,41%
Transporte 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,04% 0,05% 0,11% 0,22% 0,32%
Consumo final 4,05% 4,54% 4,75% 4,49% 4,89% 4,92% 4,96% 4,70% 4,98% 4,96% 5,16% 5,30%
Participación del consumo por usos del GN en el total de consumo de energía efectiva - TCAL
% GN/ Total Consumo final
energía efectiva 1992 1993 1994 1995 1996 1997 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Agropecuario y minero 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Comercial y publico 3,69% 4,11% 4,35% 4,55% 4,86% 5,73% 13,08% 7,76% 7,78% 10,64% 11,09% 13,62%
Construcciones 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Industrial 16,24% 14,76% 14,81% 14,94% 14,88% 13,89% 18,42% 24,78% 24,59% 26,42% 27,90% 29,70%
No identificado 0,00% 1,59% 0,00% 0,00% 0,00% 0,64% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%
Residencial 3,10% 3,38% 3,93% 4,17% 4,64% 7,87% 17,60% 18,40% 17,42% 22,05% 23,07% 17,41%
Transporte 0,45% 0,52% 0,55% 0,52% 0,58% 0,59% 1,09% 1,31% 1,66% 2,19% 3,42% 4,38%
Consumo final 5,16% 5,08% 5,23% 5,27% 5,41% 5,91% 9,92% 11,72% 11,92% 12,69% 13,82% 13,64%
Participación del consumo por usos del GN en el total de consumo de energía efectiva - TCAL
Fuente: Cálculos propios con base a Balances Energéticos UPME.
En el Cuadro 2.5 se muestra los consumos finales del gas natural entre 1980 y 2006 y las variaciones promedio porcentuales en períodos quinquenales. Se observa un incremento en todos los períodos, especialmente entre 2000 y 2006 donde dicho consumo aumenta en promedio anual 9,72%.
72
Cuadro No. 2.5
AÑO KLBVARIACIÓN
ANUAL
1980 6364,3
1981 7137,1 12,14%
1982 7657,1 7,29%
1983 7401,6 -3,34%
1984 8195,0 10,72%
1985 8526,4 4,04%
1986 9322,2 9,33%
1987 9276,8 -0,49%
1988 9956,5 7,33%
1989 10269,1 3,14%
1990 11020,5 7,32%
1991 11558,6 4,88%
1992 11899,3 2,95%
1993 12325,9 3,58%
1994 13327,3 8,12%
1995 14079,2 5,64%
1996 14949,0 6,18%
1997 15536,0 3,93%
1998 16845,0 8,43%
1999 17983,0 6,76%
2000 19005,0 5,68%
2001 23920,2 25,86%
2002 26153,4 9,34%
2003 27689,9 5,87%
2004 30214,0 9,12%
2005 33085,1 9,50%
2006 33265,3 0,54%
CONSUMO FINAL DE GN
Fuente: UIME. Balances Energéticos 1975-1996 BALEN 1997-2002 MME. 2003-2006
2.2.2 Diesel, carbón, keroseno y fuel oil Los otros competidores como el diesel, el carbón, el keroseno y el fuel oil se concentran en la producción de calor y vapor en los sectores industrial, comercial, minero, agropecuario, construcción y público. El fuel oil ha sido objeto de sustitución desde hace varias décadas para tener excedentes para la exportación. Su uso se concentra en la industria de maquinaria y equipo, para la producción de vapor, seguido por el transporte marítimo y el comercio. De un total de 4.575.000 barriles consumidos en 1980 se pasó a 679,000 barriles en 2006, tendencia que no parece cambiar (Cuadro 2.6)
CONSUMO FINAL DE GN
AÑOS PROMEDIO VARIACION
ANUAL
1980-1985 6,17%
1985-1990 5,11%
1990-1995 5,42%
1995-2000 6,10%
2000-2006 9,42%
73
Cuadro 2.6
AÑO KLBVARIACIÓN
ANUAL
1980 4575,0
1981 3723,0 -18,62%
1982 3869,0 3,92%
1983 3321,0 -14,16%
1984 1940,0 -41,58%
1985 1351,0 -30,36%
1986 840,0 -37,82%
1987 1059,0 26,07%
1988 872,0 -17,66%
1989 580,0 -33,49%
1990 612,0 5,52%
1991 1275,0 108,33%
1992 1528,0 19,84%
1993 839,0 -45,09%
1994 517,0 -38,38%
1995 1441,0 178,72%
1996 778,0 -46,01%
1997 1537,0 97,56%
1998 1182,0 -23,10%
1999 719,0 -39,17%
2000 2329,0 223,92%
2001 2704,0 16,10%
2002 1089,0 -59,73%
2003 492,0 -54,82%
2004 709,0 44,11%
2005 741,0 4,51%
2006 679,0 -8,37%
CONSUMO FINAL DE FO
Fuente: UIME. Balances Energéticos 1975-1996 BALEN 1997-2002 MME. 2003-2006
El diesel oil ha venido mostrando un crecimiento en el consumo interno acelerado, mostrando un crecimiento promedio anual entre 2000 y 2006 de 6.35%, crecimiento concentrado en el transporte (Cuadro 2.7). En 2006 el 76.0 % del diesel se consumió en transporte, 10.3 % en la agricultura, 10.0 % en a y el resto 4.6 * en construcción y comercio. El keroseno es otro competidor del GLP. Se utiliza en cocción de alimentos y en la industria. En el balance energético el keroseno incluye el jet fuel, de ahí su alta participación en transporte. Al igual que el fuel oil, el crecimiento promedio anual de su consumo final ha tenido tasas negativas entre 1980 y 2006, con la peor situación entre 1995 y 2000, ya que al tener un crecimiento promedio anual de 5.60% entre 1990 y 1995, se pasa a un decrecimiento promedio anual de 1.52%. (Cuadro No 2.8). En términos absolutos el consumo de keroseno se ha mantenido entre 4700 y 6700 barriles
CONSUMO FINAL DE FO
AÑOS PROMEDIO VARIACION
ANUAL
1980-1985 -20,16%
1985-1990 -14,62%
1990-1995 38,16%
1995-2000 65,32%
2000-2006 23,68%
74
AÑO KLBVARIACIÓN
ANUAL
1980 9113,4
1981 9344,0 2,53%
1982 9746,0 4,30%
1983 10110,0 3,73%
1984 10431,0 3,18%
1985 11023,0 5,68%
1986 10768,0 -2,31%
1987 11678,0 8,45%
1988 12297,0 5,30%
1989 13057,0 6,18%
1990 13169,0 0,86%
1991 13201,0 0,24%
1992 15287,0 15,80%
1993 16281,0 6,50%
1994 17385,0 6,78%
1995 18891,0 8,66%
1996 21283,0 12,66%
1997 21601,0 1,49%
1998 21909,0 1,43%
1999 19557,0 -10,74%
2000 21841,0 11,68%
2001 21869,0 0,13%
2002 21879,0 0,05%
2003 24426,0 11,64%
2004 27398,0 12,17%
2005 31763,0 15,93%
2006 29502,0 -7,12%
CONSUMO FINAL DE DO
Cuadro No 2.7 Fuente: UIME. Balances Energéticos 1975-1996 BALEN 1997-2002 MME. 2003-2006
CONSUMO FINAL DE DO
AÑOS PROMEDIO VARIACION
ANUAL
1980-1985 3,88%
1985-1990 4,03%
1990-1995 6,47%
1995-2000 4,20%
2000-2006 6,35%
75
Cuadro 2.8
AÑO KLBVARIACIÓN
ANUAL
1980 5971,0
1981 6311,0 5,69%
1982 6336,0 0,40%
1983 5929,0 -6,42%
1984 5147,0 -13,19%
1985 5280,0 2,58%
1986 4759,0 -9,87%
1987 4957,0 4,16%
1988 4920,0 -0,75%
1989 4861,0 -1,20%
1990 5207,0 7,12%
1991 5232,0 0,48%
1992 5813,0 11,10%
1993 5818,0 0,09%
1994 6413,0 10,23%
1995 6706,0 4,57%
1996 6565,0 -2,10%
1997 6863,0 4,54%
1998 6481,0 -5,57%
1999 6388,0 -1,43%
2000 5806,0 -9,11%
2001 5867,0 1,05%
2002 5825,0 -0,72%
2003 5421,0 -6,94%
2004 5457,0 0,66%
2005 5825,0 6,74%
2006 5968,0 2,45%
CONSUMO FINAL DE KJ
Fuente: UIME. Balances Energéticos 1975-1996 BALEN 1997-2002 MME. 2003-2006
2.2.3 Penetración del Gas natural y sustitución del GLP El Cuadro 2.9 presenta la evolución de las instalaciones de gas natural por regiones y el consumo del GLP y en el gráfico 2.2 se hace una comparación entre el total de instalaciones domiciliarias y el consumo del GLP. La dinámica es consistente con todo lo que se ha venido comentado sobre la introducción de gas natural por regiones, unas que comenzaron primero que otras, que lleva a comportamientos distintos sobre el incremento de gas natural y la disminución concomitante del GLP. Aunque Bogotá comenzó tarde, en el decenio de los noventa, en 2006 por lo menos el 40% de los usuarios están localizados en la capital, explicable por su peso poblacional. Aunque en el departamento de Antioquia el número de instalaciones con gas natural es más bien bajo, que se refleja en que 30% utilizan energía eléctrica
CONSUMO FINAL DE KJ
AÑOS PROMEDIO VARIACION
ANUAL
1980-1985 -2,19%
1985-1990 0,34%
1990-1995 5,60%
1995-2000 -1,52%
2000-2006 -0,84%
76
para cocción y 43 % con GLP, las expectativas futuras no so claras para el GLP puesto que 271.889 hogares se encuentran anillados al sistema de gas natural, en espera de ser conectados al servicio.
Cuadro 2.9
REGIONES DIC.31/98 DIC.31/99 DIC.31/00 DIC.31/01 DIC.31/02 DIC.31/03 DIC.31/04 DIC.31/05 DIC.31/06
GUAJIRA 28.691 31.521 35.076 37.298 40.329 42.211 45.486 48.284 52.367
ATLANTICO-MAGDALENA 313.113 347.626 370.981 389.381 403.051 414.113 441.364 453.024 484.918
BOLÍVAR-CÓRDOBA-SUCRE 254.146 265.482 277.852 293.632 306.617 322.295 350.055 365.160 392.322
CESAR 32.785 36.830 41.618 53.671 59.318 64.347 71.682 79.847 88.015
SANTANDER 218.828 22.461 229.558 223.075 227.578 232.792 246.968 245.802 253.284
HUILA-TOLIMA 72.689 93.603 129.713 148.093 170.787 184.632 200.863 216.243 237.066
NORTE DE SANTANDER 9.545 10.367 10.367 10.367 10.367 53.644 65.839 65.875 65.875
META-CASANARE 68.268 70.829 79.202 85.946 96.040 102.483 110.333 114.011 121.386
CUNDINAMARCA-BOYACÁ 577.657 705.060 815.830 928.943 1.068.178 1.167.947 1.314.552 1.403.670 1.502.739
VALLE DEL CAUCA 24.970 67.385 130.883 193.183 274.161 335.353 404.343 458.129 513.488
EJE-CAFETERO 17.893 37.414 44.057 74.682 106.903 133.923 159.179 178.880 205.266
ANTIOQUIA - 6.970 17.791 41.324 77.566 110.701 152.910 192.980 258.699
CONSUMO DE GLP 346.356 353.976 363.833 368.071 343.132 331.044 311.052 312.858 315.840
Cundinamarca: Incuye Bogotá
Fuente: Ecopetrol; Minminas- DirecciónGeneral de Gas
Elaboró UPME- Subdivisión de Información Minero Energética
NUMERO DE INSTALACIONES DE GAS NATURAL POR REGIONES 1998-2006
Gráfico 2.2 PENETRACION DEL GAS NATURAL Y CONSUMO DEL GLP
1.618.5851.695.548
2.182.928
2.479.595
2.840.895
3.164.441
3.563.574
3.821.905
4.175.425
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
4.000.000
4.500.000
DIC
.31/9
8
DIC
.31/9
9
DIC
.31/0
0
DIC
.31/0
1
DIC
.31/0
2
DIC
.31/0
3
DIC
.31/0
4
DIC
.31/0
5
DIC
.31/0
6
280.000
290.000
300.000
310.000
320.000
330.000
340.000
350.000
360.000
370.000
380.000
Suscripciones de GN Consumo de GLP (en miles de galones)
Fuente: CREG
77
La dinámica de las instalaciones de gas natural y el decreciente consumo del GLP conduce a prospectar una disminución en el consumo del GLP por cada nuevo usuario de gas natural, considerando variaciones normales de precios entre estos energéticos que mantengan os precios relativos favorables al gas natural. En el cuadro 2.10 se muestra la pérdida de galones del GLP por cada instalación de gas natural domiciliario por regiones entre los años 2001 y 2006.
Cuadro 2.10
REGIONES
PÉRDIDA DEL CONSUMO DE
GALONES
DE GLP POR CADA I
NSTALACIÓN DE GAS NATURAL
DOMICILIARIO ENTRE 2001 Y 2006
GUAJIRA -1,29
ATLANTICO-MAGDALENA -0,18
BOLÍVAR-CÓRDOBA-SUCRE -0,22
CESAR -0,55
SANTANDER -0,89
HUILA-TOLIMA -0,19
NORTE DE SANTANDER -0,54
META-CASANARE -0,57
CUNDINAMARCA-BOYACÁ -0,03
VALLE DEL CAUCA -0,06
EJE-CAFETERO -0,16
ANTIOQUIA -0,12
TOTAL NACIONAL -0,01 Cundinamarca incluye Bogotá Fuente: ECOPETROL; MINMINAS- Dirección General de Gas.
Cálculos Propios.
Se observa que a nivel nacional en promedio por cada nueva instalación se deja de consumir 0.01 galones del GLP por año. A nivel regional, La Guajira es la que más pérdida ha tenido (-1.29 galones por año). Ahora, las regiones que han tenido menos pérdida de consumo de galones de GLP son Cundinamarca-Boyacá, Valle del Cauca y Antioquia, en donde la penetración del gas natural ha sido más lenta que en las otras regiones. A nivel nacional las cifras no son alentadoras para el GLP, ya que aún quedan más de 900,000 hogares que se encuentran anillados pero aún no cuentan con conexión al servicio de gas natural. Si el número de conexiones continua creciendo a la misma tasa de crecimiento de los últimos años, en 4 años más un millón de nuevos hogares podrán tener el servicio de gas natural, cuya mayoría pasarían a utilizar este combustible (Ver Anexo 1).
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Para el año 2006 el mercado del gas natural continuó la tendencia y logró una fuerte penetración, lo que restringe aún más el potencial de uso del GLP, por las razones de costo, subsidios y disponibilidad de oferta. El Gráfico 2.3 muestra que en los departamentos sin cobertura del gas natural existe una tendencia creciente en el consumo del GLP. Sin embargo dicho incremento no es significativo ya que tan solo representa un aumento en el consumo de menos del 0,7% del consumo total del GLP.
Gráfico 2.3
Consumo Nacional de GLP en zonas sin Cobertura de
Gas Natural
26.000
28.000
30.000
32.000
34.000
2.001 2002 2.003 2004 2.005
Año
Mile
s d
e G
alo
ne
s
Consumo del GLP
Departamental (Miles de
Galones)
Fuente: CREG
2.3 CONCLUSIONES
1. A partir del decenio de los noventa, el gas natural ha venido desplazando paulatinamente al GLP: a) porque comenzó a estar disponible y b) porque es menos costoso utilizarlo.
2. A diferencia de Europa Estados Unidos, el consumo masivo es
reciente en Colombia: en el decenio de .los ochenta en la Costa atlántica y desde 1989 en el centreo del país.
3. El número de nuevas instalaciones domiciliarias de GN ha sido
extraordinario: de 1736 en 1975ª 4,175,425 a finales de 2006, con tasa de crecimiento anual de 28.5 %, la más alta conocida en el mundo en las últimas décadas.
4. A medida que han entrado nuevos municipios a la red nacional de
gasoductos, los incrementos anuales han bajado. En esta forma, en 2005 y 2006 las tasas estuvieron por debajo de 10 %, situación que
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continuará en el futuro ya que se está llegando a una fase de saturación puesto que el número de nuevos municipios que se conectarán a la red será cada vez más reducido.
5. El proceso que se ha dado de sustitución es simple. El GLP ha
desplazado a la energía eléctrica en los usos de calor y posteriormente con la entrada del gas natural este elimina al GLP.
6. El sector residencial es un reflejo de lo anterior. Hasta 1981 el
consumo de GN explicaba menos del 1 % del consumo total, participación que subió a 17.4 % en 2006; el de la industria pasó de 16 % a 29 % y el de comercio de 0.12 % a 13.7 % mientras que las participaciones del GLP han disminuido.
7. En 2006 el 6.5 % del keroseno se utilizaba en la cocción de alimentos
en el sector residencial y el 9.8 % en la industria, con alta proporción en los subsectores de químicos y piedras, vidrios y cerámica.
8. El diesel oil, otro competidor del GLP, se consumió 10.3 % en
agricultura (tractores, secado, procesamiento agrícola y riego) , 10.1 % en la industria y 4.6 % en construcción y comercio
9. El fuel oil aún se utiliza en la industria, en pequeñas cantidades en
bebidas, alimentos, textiles, papel e imprenta y químicos.
80
3.
ANÁLISIS REGULATORIO DE LA CADENA
DEL GLP
3.1 INTRODUCCIÓN Y ALCANCE DEL ANÁLISIS En este capítulo se presenta el análisis de la regulación económica del servicio domiciliario del GLP expedida por la CREG y su incidencia sobre la prestación del servicio, desarrollado alrededor de dos grandes campos:
Las normas orientadas a regular la estructura y comportamiento de la industria del GLP (definición y separación de actividades y asignación de responsabilidades a los diferentes agentes) y el tipo de competencia permitida;
Las normas orientadas a la regulación de los precios y tarifas; La regulación vigente fue expedida en su momento bajo una perspectiva de transición y, en ese sentido, ha sido objeto en el pasado de análisis y evaluación en estudios realizados por iniciativa de la CREG, los cuales han servido de base y han aportado información para diversos proyectos de modificación regulatoria que aún no se han concretado. Es decir, existe de tiempo atrás consenso respecto a que la regulación vigente no es la más adecuada y que debe encontrarse un esquema que acerque el desarrollo del sector a los objetivos buscados, objetivos que también se deben explicitar y precisar. En este sentido, el análisis que aquí se presenta discute los problemas de la regulación actual y adelanta posibles alternativas de solución, a lo cual contribuye la amplia experiencia acumulada en la aplicación del modelo de regulación vigente. El supuesto básico sobre el cual se estructuran los principios legales que soportan la regulación es que la competencia es el mejor instrumento para lograr la prestación del servicio en forma eficiente y asegurar la cobertura. En este sentido, cuando la competencia es posible, se busca promoverla, controlando aquellas fallas de mercado que puedan generar resultados no deseables para los usuarios. De lo contrario, se regula el monopolio, buscando un desempeño eficiente y previniendo el abuso de su posición dominante.
81
El análisis de la regulación existente debe hacerse examinando su consistencia conceptual respecto al tipo de actividad que se regula (actividad potencialmente competitiva o monopolio natural y el tamaño de mercado) y a los objetivos buscados, como también, examinando los resultados obtenidos con el fin de identificar el grado de eficacia de la regulación en aspectos como: calidad del servicio (cantidad y calidad del combustible), precio, seguridad (condiciones de suministro y uso del combustible), confiabilidad y otros servicios agregados como información, capacitación, URE, promoción de la sustitución, servicio al cliente (PQR, frecuencia y forma de atención de pedidos), inversión, innovación. Adicionalmente, se pueden tener en cuenta objetivos de política energética y ambiental como la sustitución del consumo de leña en zonas rurales. Consecuentemente, las recomendaciones están también relacionadas con la valoración de estos resultados y pueden implicar cambios de mayor o menor alcance. De otro lado, el logro de los objetivos buscados está íntimamente relacionado con el tipo de incentivos y señales que se dan en la regulación y con la viabilidad y eficacia de los instrumentos de supervisión y control. En el análisis que sigue, se abordará el examen de la regulación actual bajo el enfoque antes señalado, concentrando el énfasis en aquellos aspectos que resultan más relevantes en función de su impacto en los resultados. 3.2 ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN DE LA ESTRUCTURA INDUSTRIAL
Y OPERATIVA 3.2.1 Estructura industrial, integración vertical y horizontal Con relación a la organización de la industria se han expedido las resoluciones que se incluyen en la tabla siguiente. También se incluye la Ley 689 de 2001 que introdujo disposiciones en materia de responsabilidades en la calidad y seguridad de la prestación del servicio al usuario final y del margen de seguridad para el mantenimiento y reposición de cilindros. RESOLUCIÓN CREG O LEY
ALCANCE
074 de 1996 Define y reglamenta las actividades principales y complementarias de la industria de GLP
096 de 1996 Precisa aspectos de la Resolución 074 relacionados con la administración de los recursos provenientes del margen de seguridad, los recursos que venían manejando los fondos de mantenimiento; y sobre los límites de las pólizas
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RESOLUCIÓN CREG O LEY
ALCANCE
146 de 1997 Modifica la Resolución 074 en el uso que se puede dar a los recursos de la Fiducia y permite a los distribuidores de GLP por redes solicitar a la Fiducia y el reintegro del margen de seguridad
009 de 2000 Somete a consideración una nueva regulación de la organización de la industria, obligaciones, responsabilidades, continuidad del suministro, transporte, PQR, entre otros.
Ley 689 de 2001
Establece el margen de seguridad destinado exclusivamente a mantenimiento y reposición de cilindros (art. 23)
086 de 2000 Somete nuevamente a consideración una nueva regulación de la organización de la industria, tomando en cuenta observaciones a la Resolución 009.
131 de 2001 Modifica art. 29 de la Resolución 074, modificado por la Resolución 146/97 - ajusta el margen de seguridad a la Ley 689 y deroga el art. 47 de la Resolución 074 de la póliza global. Igualmente cambia la distribución de los recursos recaudados por el margen de seguridad. Se derogan los parágrafos 2º, 3o. y 4o. del Artículo 2o. de la Resolución 048 de 2000
132 de 2001 Niega solicitud de revocatoria del esquema de Fiducia de la Resolución 074 y del programa de reposición de cilindros de la Resolución 048 de 2000
146 de 2001 Abre proceso de consulta para regulación de la administración de los recursos del margen de seguridad
071 de 2002 Modifica disposiciones de la Resolución 074 sobre el margen de seguridad para adecuar a la ley 689
077 de 2003 Establece el mecanismo para distribuir anualmente los recursos del margen de seguridad
109 de 2003 Somete nuevamente a consideración una propuesta de regulación del sector
110 de 2003 Niega solicitud de revocatoria del art. 8 de la Resolución 010 de 2002 sobre participación en el Comité Fiduciario
022 de 2005 Propuesta sobre regulación de expendios
069 de 2005 Somete nuevamente a consideración una propuesta de regulación para el sector denominada regulación de largo plazo
116 de 2005 Modifica la Resolución 074 en obligaciones de los distribuidores, interventoría y Comité Fiduciario respecto a la fiducia,
091 de 2006 Somete a consulta la modificación de los artículos 4º y 6º de la Resolución 077 de 2003 en lo referente a los recursos de capacitación a usuarios provenientes del Margen de Seguridad
La regulación inicial sobre la estructura de la industria fue adoptada mediante Resolución CREG 074 de 1996 y se mantiene actualmente, con algunas modificaciones, todas ellas relacionadas con la administración y asignación de los recursos del margen de seguridad destinados al mantenimiento y reposición de cilindros. A partir de 2000, la CREG ha expedido cuatro resoluciones de consulta orientadas a establecer un nuevo marco regulatorio (sombreadas en azul en la tabla anterior), incluyendo una adicional para los
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expendios. La última resolución fue la 069 de 2005, sin que hasta la fecha se haya tomado una decisión al respecto. Por tratarse de un sector que venía de una considerable informalidad y del cual no se tenía mayor conocimiento sobre sus costos y forma de operación real, las normas iniciales se expidieron con carácter transitorio mientras se realizaban estudios y se conocía más a fondo las características del sector6. Sin embargo, como se puede observar por los diferentes intentos de la CREG de avanzar en este campo, la complejidad que enfrenta el sector del GLP no ha permitido llegar a una decisión al respecto. La Resolución 074 recogió la estructura de la industria como se presentaba en 1996 y sigue existiendo actualmente, con modificaciones importantes en el esquema de mantenimiento y reposición de cilindros. Se definieron tres segmentos de actividades con sus respectivas empresas así: Gran Comercializador, el que produce o importa GLP para el suministro al por mayor a comercializadores mayoristas; comercializador mayorista, la empresa que almacena, maneja y suministra GLP a granel a distribuidores; y el distribuidor: la empresa que maneja, envasa y suministra GLP en fase líquida a usuarios, a través de cilindros y tanques estacionarios, o a través de una red local en fase gaseosa7. La Gráfica No 3.1 ilustra la estructura industrial actualmente regulada.
6 Los estudios se llevaron a cabo y con base en ellos la CREG ha soportado los diferentes
proyectos de resolución en las cuales se proponen cambios al actual esquema. El primer estudio denominado de Fase I se elaboró por la firma Econometría durante 1997. El estudio de Fase II se elaboró por EPLE y Main Consulting durante 1999 y 2000 y estuvo orientado a dar recomendaciones sobre cambios estructurales en la regulación del sector. En dicho estudio se hizo un análisis del marco vigente en esa época (el mismo actual) y se comparó con la regulación y estructura de Estados Unidos, Brasil, Argentina y México. También se han realizado estudios relacionados con la administración, producción, reposición y mantenimiento de cilindros. 7 Adicionalmente se definieron actividades complementarias y las facilidades de apoyo
esenciales para cada segmento así: Transporte, actividad complementaria que se realiza por poliductos, propanoductos, vehículos-tanque y planchones en el caso de transporte fluvial, para el suministro de GLP al por mayor a granel, y llega hasta las plantas almacenadoras de los comercializadores mayoristas; Planta almacenadora, infraestructura física mediante la cual un comercializador mayorista puede recibir GLP, directamente por tubería bajo el sistema de trasiego o por otro sistema para garantizar el suministro por parte de los grandes comercializadores, con el fin de almacenarlo y suministrarlo a granel a los distribuidores de GLP; Planta envasadora, infraestructura física provista de instalaciones y equipos mediante la cual un distribuidor envasa GLP en cilindros; Depósito de cilindros de GLP: centro de acopio de un distribuidor, destinado al almacenamiento de cilindros portátiles de GLP para su distribución a través de expendios o vehículos a domicilio; y, Expendios de cilindros: la instalación perteneciente a un distribuidor, cuyo fin es la venta directa de cilindros portátiles con una capacidad máxima de 40 libras (18 kilogramos) de GLP a usuarios, en zonas urbanas de difícil acceso o rurales.
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La estructura del sector es del tipo un único productor (ECOPETROL) y varios comercializadores y distribuidores los cuales pueden competir entre sí. El GLP es suministrado a los comercializadores mayoristas por ECOPETROL, constituyéndose en un segmento monopólico de hecho, y regulado como tal. La CREG, mediante propuesta contenida en el Documento 040 de 2005 y en la resolución de consulta 069 del mismo año, presenta modificaciones relacionadas con las actividades de comercialización y almacenamiento y la imposición de restricciones a la integración vertical, a la vez que anuncia una futura expedición de normas sobre concentración de mercado.
Gráfica No 3.1
A continuación se presentan las observaciones sobre las limitaciones de la regulación actual de cada segmento de la cadena de servicio y se irá haciendo referencia a las propuestas modificatorias de la CREG, señalando sus ventajas y desventajas
Planta Almacenadora
Planta
Envasadora
Esquema de mantenimiento y reposición de cilindros
Transporte poliducto u otro
GRAN COMERCIALIZADOR (Produce y/o importa)
COMERCIALIZADOR MAYORISTA
(Almacena, maneja y
suministra)
DISTRIBUIDOR (Envasa y suministra a usuarios en cilindros o
carrotanques)
ACTIVIDADES PRINCIPALES ACTIVIDADES
COMPLEMENTARIAS Y
FACILIDADES DE APOYO
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3.2.2 Comercialización 3.2.2.1 Estructura y comportamiento Como ya se anotó, en la regulación actual la comercialización está definida en dos niveles: la Gran Comercialización y la Comercialización Mayorista. A nivel de usuario final se encuentra la actividad de distribución sin que se distinga entre la actividad de comercialización minorista y la distribución propiamente dichas. La CREG ha propuesto redefinir este segmento del mercado, dándole un alcance más amplio en el sentido de incluir la actividad de producción y/o importación directa o por terceros y la venta a otros comercializadores y a usuarios no regulados, sin exigencias particulares en materia de almacenamiento, lo cual pareciera conveniente bajo la óptica de darle una mayor proyección a la competencia mayorista. La siguiente es la definición propuesta por la CREG:
“Comercializador de GLP: Empresa de servicios públicos, salvo lo dispuesto en el Artículo 15.2 de la Ley 142 de 1994, cuya actividad es la comercialización de GLP, producido y/o importado directamente o por terceros, a distribuidores de GLP, otros comercializadores y usuarios no regulados.”
Como ya se anotó, en la propuesta CREG desaparece la definición de Gran Comercializador que rige actualmente:
Gran Comercializador: la empresa de servicios públicos, salvo la excepción prevista en el artículo 15.2 de la ley 142 de 1994, que produce o importa GLP para el suministro al por mayor a comercializadores mayoristas. Si en un terminal de entrega de un gran comercializador no hubiere sino un solo comercializador mayorista, aquél podrá suministrar GLP a distribuidores directamente. (resaltado fuera de texto)
Bajo este modelo propuesto de un “comercializador de GLP”, se pretende que ECOPETROL sea un jugador más del mercado de comercialización, lo cual no es posible dadas las ventajas que éste tiene y las condiciones del mercado que se comentan más adelante. La realidad es que, independientemente de las definiciones que se introduzcan para tratar de idear una nueva estructura de la industria, siempre se tendrá (al menos durante varios años mientras las condiciones del mercado no cambien) al “gran comercializador – productor” en la cima de la pirámide de la organización industrial del GLP. El logro de cierto nivel de competencia en la comercialización mayorista está limitado, en primer lugar, por las condiciones prácticas que presenta la situación holgada de producción nacional de GLP en cabeza de un solo
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productor frente a la demanda doméstica, en segundo lugar, por el control de la infraestructura de importación y de transporte por ductos por parte del productor nacional; y en tercer lugar, por la propuesta de fórmula tarifaria que se comenta más adelante. En una situación en la cual se cuenta con un monopolio en la producción en un mercado con excedentes exportables, el cual tiene a su vez un precio regulado, es de esperar que sus ventas se sigan dando al precio máximo y que la labor de intermediación entre dicho productor y el distribuidor continúe siendo básicamente una función de almacenamiento con gestión nula de comercialización (los incentivos para impulsar la comercialización del GLP y ampliar mercados está principalmente en la actividad de distribución como se explica en la sección siguiente). Ahora bien, si se desintegra la actividad de almacenamiento como se presenta en la propuesta de la CREG, sería mejor para el distribuidor adquirir el GLP directamente de ECOPETROL y contratar el almacenamiento. Para ello, no se requiere de intermediación alguna. La CREG ha propuesto separar de la actividad de comercializador la gestión de la facilidad de apoyo “Planta Almacenadora” (bajo la denominación de la regulación actual) para crear una nueva actividad denominada “Almacenamiento” con un nuevo agente, el “Almacenador” y desregular, después de una transición8, las tarifas por dicho servicio por considerarlo potencialmente competitivo9. La comercialización mayorista cuenta con 12 comercializadoras y 16 comercializadoras-distribuidoras (para un total de 28 comercializadoras mayoristas)10, localizadas en su mayoría en las terminales de transporte de ECOPETROL lo cual implica que, aunque en principio se trata de una actividad competitiva, existan barreras físicas a la entrada que la convierten en un oligopolio. Ahora bien, si es cierto, como lo señala la CREG y la SSPD, que dichas comercializadoras mayoristas se encuentran integradas a empresas distribuidoras de un mismo grupo empresarial, en la práctica se configuraría una cierta repartición de mercados11. El Cuadro 3.1 muestra la
8 La Resolución CREG 013 de 2007 sometió a consulta la metodología de remuneración
para dicha transición. 9 Documento CREG – 040 – 2005, página 41.
10 Datos de la SSPD. La clasificación regulatoria de la resolución CREG-074 de 1996 no
contempla la definición de comercializador – distribuidor. En la página de Internet de la CREG figuran solamente 25 empresas. 11
Con relación a los comercializadores mayorista afirma la SSPD en el documento “INFORMALIDAD EN LA DISTRIBUCION DE GLP - ACCIONES ADELANTADAS – 2006”, pág. 5: “Es importante anotar que la participación de mercado de estas compañías no corresponde a una gestión comercial independiente de cada una de ellas en búsqueda de
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LOCALIZACIÓN NÚMERO
Facatativa y Mosquera 7
Yumbo 5
Cartagena 3
Cartago 1
Manizalez 4
Barrancabermeja 3
Bucaramanga 3
Pereira 2
Puerto Salgar 4
Apiay 2
TOTAL 34
FUENTE: CREG, página de Internet, estadísticas,
comercializador mayorista terminal- empresa
COMERCIALIZADORES MAYORISTAS POR
TERMINAL - 2005
localización de las plantas almacenadoras de los comercializadores mayoristas según Terminal en el año 2005: 12
Cuadro 3.1 En general, se observa que en los diferentes terminales existe más de una empresa y que se podría dar la competencia en la comercialización mayorista si efectivamente existiera un campo real para dicha actividad como si existe en el sector eléctrico, en el cual, concurren al mercado múltiples generadores y comercializadores. La diferenciación de la actividad de almacenamiento de la comercialización mayorista, aunque sin limitar su integración con la comercialización, es conveniente a la luz de facilitar el acceso de los distribuidores a las facilidades, especialmente a aquellas que se encuentran en los terminales de abastecimiento de ECOPETROL donde no es factible construir nuevas instalaciones. En general, se puede concluir que no se justifica un cambio de la estructura de comercialización actual que diferencia entre el Gran Comercializador y el Comercializador Mayorista, independientemente de que a éste último se le permita realizar actividades de importación y exportación y se identifique el servicio de almacenamiento.
generar o captar nuevos distribuidores minoristas como clientes para sus servicios, sino mas bien a la participación de mercado de los distribuidores minoristas a quienes abastecen, los cuales son a su vez los propietarios de las compañías almacenadoras, con lo cual se podría afirmar que los distribuidores de GLP compran el producto en su almacenadora, constituyéndose esta en la principal barrera de mercado para el ingreso de nuevos agentes en esta actividad.” 12
Según lista de empresas de la página de Internet de la CREG.
88
En cuanto al comportamiento de las relaciones entre los agentes se refiere, una falla de la regulación actual es su debilidad en exigencias contractuales para la formalización de las relaciones entre los diferentes agentes de la cadena (tanto entre los agentes de los diferentes segmentos como dentro del segmento mismo como ocurre en la actividad de distribución respecto al transporte de cilindros), lo cual ha contribuido a que se diluyan las responsabilidades en materia de calidad y seguridad en la prestación del servicio. Al respecto se debe reconocer que la propuesta de la CREG busca subsanar esta deficiencia exigiendo a los diferentes agentes la celebración de contratos escritos de suministro, transporte y condiciones uniformes, lo cual es una medida apropiada.13 Es importante señalar al respecto que el artículo 21 de la Ley 68914, modificatoria de la Ley 142 de 1994, estableció que es responsabilidad de las empresas productoras, distribuidoras, comercializadoras y transportadoras la calidad y seguridad del servicio al consumidor final, lo cual constituye un sólido fundamento legal para definir el alcance de aplicación de las reglas que imponga la CREG en esta materia a los diferentes agentes. Sin embargo, llama la atención que los proyectos de resolución incluidos en las resoluciones 069 y 072 de 2005, mediante las cuales se somete a discusión el marco regulatorio de largo plazo para el servicio público domiciliario de GLP y la metodología para la regulación del precio máximo de suministro, respectivamente, no se considere al agente productor de GLP dentro de las definiciones, lo cual daría lugar a entender que el productor no se encuentra sujeto a la regulación y está por fuera de su alcance, situación contradictoria con las disposiciones de la Ley 689 de 2001. Adicionalmente, el dejar por fuera del ámbito regulatorio a ECOPETROL como productor también resulta contradictorio con el análisis efectuado por la CREG en el documento 046 de 200515, en el cual se señala la posición dominante que tiene ECOPETROL en la producción y transporte de GLP para el abastecimiento de la demanda nacional, situación que hace necesaria una regulación apropiada que prevenga abusos de posición dominante. De otro lado, el excluir del ámbito regulatorio la actividad de producción deja de lado la posibilidad de aplicar el artículo 23 de la Ley 142 de 1994 mediante el cual la CREG puede prohibir que se suministre al exterior gas
13
Resolución CREG – 069 – 2005, Capítulo V. 14
Ley 689 de 20021: “Artículo 21. Responsabilidades. Las empresas productoras, distribuidoras, comercializadoras y transportadoras del GLP serán responsables por la calidad y seguridad del servicio al consumidor final.” 15
Documento soporte de la resolución CREG – 072 – 2005.
89
combustible GLP “cuando haya usuarios en Colombia a quienes exista la posibilidad física y financiera de atender, pero cuya demanda no hubiese sido satisfecha a las tarifas que resulten de las fórmulas aprobadas por las comisiones”.16 Este punto resulta aún más relevante al tomar en cuenta que ECOPETROL no tiene la obligación de asegurar el abastecimiento de los combustibles líquidos desde la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Integración vertical y horizontal Actualmente no existen límites a la integración horizontal ni vertical de las actividades. En la propuesta de la CREG (documento 040 de 2005 y Resolución 069 del mismo año) se establece la desintegración de las actividades y la colocación de límites a la vinculación económica entre empresas que desarrollan actividades diferentes. El artículo 5º. del proyecto de resolución, define así las reglas respectivas a la integración vertical:
“ARTÍCULO 5º. Separación de Actividades y Concentración del Mercado. A partir de la vigencia de esta Resolución, las empresas que realicen una actividad de la cadena de prestación del Servicio Público Domiciliario de GLP no podrán desarrollar de manera integrada las demás actividades de la cadena de prestación del servicio. Por otra parte, ninguna empresa que realice una actividad de la cadena puede poseer de manera directa, ni a través de sus empresas subordinadas o controlantes, más del 25% del capital social de otra empresa que realice otra actividad de la cadena. Parágrafo 1º. Las empresas que a la fecha de entrada en vigencia de esta Resolución no cumplan con las condiciones establecidas en este artículo, de manera inmediata deben ajustar sus procedimientos para llevar contabilidad separada para cada una de las actividades que se desarrollen integradamente. Parágrafo 2º. En Resolución aparte, la CREG establecerá las condiciones y límites de concentración del mercado.”
Como se puede observar en la propuesta, las empresas que actualmente están integradas continuarían estándolo pero llevando contabilidades separadas para cada actividad. Si, como lo anota la CREG, en el sector de GLP existe un fuerte grado de integración vertical (entre comercialización
16
La Ley 812 de 2003 excluyó al gas natural de la competencia de la CREG en este aspecto. De otro lado, el artículo 14.28. de la Ley 142 sobre Servicio público domiciliario de gas combustible, contenida en la Ley 689 de 2001 que dice así: ”Es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. También se aplicará esta Ley a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red.” (resaltado fuera de texto)
90
mayorista y distribución), la medida solamente tendría un efecto marginal y hacia futuro. Sin perjuicio de la observación anterior, los límites a la integración vertical no son convenientes dada la situación del mercado de GLP, caracterizado por un desplazamiento de mercados densos hacia mercados geográficos periféricos de mayor costo y mayores riesgos, aspecto que se analiza en el numeral 2.3.4. 3.2.3 Transporte por ductos La regulación de la actividad de transporte, la cual se encuentra integrada actualmente a la de Gran Comercializador, no se encuentra desarrollada para facilitar que los agentes que deseen dedicarse a la importación del producto cuente con la libertad de acceso a la infraestructura existente. Lo que actualmente está regulado por parte del Ministerio de Minas y Energía a través del Decreto 4299 de 2005, el cual incluye el transporte fluvial y por poliductos, excluye al GLP. En la propuesta regulatoria incluida en la resolución CREG – 069 – 2005 (artículo 4º.), se define el transporte por ductos como una actividad separada, con libre acceso, lo cual es necesario para ir creando las condiciones hacia una competencia en este segmento. Los mismos principios anteriores se fijan para la infraestructura de importación, aspecto que debe estudiarse desde el punto de vista legal en cuanto a si este tipo de definiciones puede corresponder a la competencia de las autoridades portuarias y del Ministerio de Transporte. La CREG ha venido trabajando en la reglamentación de esta actividad buscando precisar su alcance y agentes. Para ello, en el documento 040 de 200517, se define el Sistema de Transporte como el conjunto de ductos adecuados para el transporte de GLP y la Actividad de Transporte como la movilización de grandes cantidades de producto a granel a través del Sistema de Transporte. Igualmente se define Transportador de GLP como la empresa de servicio público domiciliario que realiza la actividad de transporte de GLP, con las responsabilidades del, inherentes a una actividad regulada por la Ley 142 de 1994 en aspectos como el libre acceso, confiabilidad, custodia, restricciones de transporte, información y transparencia. Estas definiciones enfrentan el problema práctico de que el transporte de GLP se realiza por algunos ductos de uso exclusivo de GLP (propanoductos)
17
El documento 040 de 2005 es el soporte del proyecto de resolución publicado mediante resolución CREG 069 de 2005.
91
pero otra parte importante se realiza a través de poliductos por la misma empresa que distribuye combustibles líquidos derivados del petróleo. Ante esta situación podría pensarse en la separación formal de la actividad de transporte por propanoductos de la actividad de transporte que realiza ECOPETROL y asignar dichos activos, por ejemplo, a una empresa transportadora de gas natural18 o a una empresa independiente que se constituya con el objeto exclusivo de transporte de GLP. De esta manera, la regulación de esta actividad como la visualiza la CREG, al estilo de la que existe para el gas natural, sería viable. Para el caso del transporte por poliductos, se trata de un servicio que presta la actividad de transporte de combustibles derivados del petróleo regulada por el MME, caso en el cual, se le debería aplicar la misma regulación cuando el GLP pasa por esos ductos. De esta manera, el GLP pagaría la tarifa que calcule el MME tomando en cuenta todos los combustibles que transitan por los poliductos al igual que el transportador deberá garantizar el libre acceso, independientemente del tipo de combustible transportado.19 3.2.4 Distribución 3.2.4.1 Competencia en la distribución Esta actividad comprende el almacenamiento, envasado, y la distribución de cilindros al usuario final a través de vehículos y expendios. También incluye la distribución en carrotanques para los usuarios con tanques estacionarios y la distribución por redes. Se permite que el envasado sea realizado por comercializadores mayoristas y que el transporte se pueda contratar con terceros, siendo responsable el distribuidor por los perjuicios que se causen. En este contexto, los activos principales relacionados con la distribución son las plantas envasadoras, la flota de vehículos y el parque de cilindros de respaldo que se requiere según la rotación de cilindros del mercado atendido y de las labores de mantenimiento y reposición que se deban aplicar a los cilindros recibidos de los usuarios.
18
Siendo que el GLP no compite por costos frente al gas natural no debería existir conflicto de interés para un transportador manejar el transporte de ambos productos. 19
Decreto 4299 de 2005: ARTÍCULO 19. TRANSPORTE POR POLIDUCTO. La actividad de transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo por poliducto, se regirá por el reglamento de transporte que para el efecto expida el Ministerio de Minas y Energía.
92
La actividad de distribución de GLP es potencialmente competitiva y de hecho lo es. En qué medida se da dicha competencia es algo que no es suficientemente claro, especialmente cuando se miran mercados locales. Sin embargo, las características relacionadas con el tamaño moderado de las economías de escala en los procesos de distribución (envasado20, transporte de cilindros y granel, expendios, y capital de trabajo bajo el actual esquema de parque universal) y el tipo de distribución flexible, esto es, no atada a redes con infraestructuras fijas (excepto en el caso de la distribución del GLP por redes), claramente indican que se trata de una actividad con un importante potencial de competencia, desde luego, limitado por las características de los mercados atendidos como densidad, dispersión, y nivel de los consumos de los usuarios. El Cuadro 3.2 ilustra el domicilio de las empresas distribuidoras21. Se destaca la presencia de 32 en el área de la Sabana de Bogotá.
Cuadro 3.2 Domicilio de empresas distribuidoras
LOCALIZACIÓN Número de Empresas
Sabana Bogotá 32
Norte Santander 7
Santander 7
Bolívar 6
Nariño 6
Valle 6
Cundinamarca 5
Valle Aburrá 5
Antioquia 3
Caldas 3
Cauca 3
Córdoba 3
San Andrés 3
Boyacá 2
Caquetá 2
Cesar 2
Chocó 2
20
Según el estudio de Econometría de enero de 1998, el costo del envasado representaba alrededor del 1.5% del precio al usuario final y en 2001 las distribuidoras tenían 180 plantas de envasado. 21
Según lista de empresas de la página de Internet de la CREG.
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LOCALIZACIÓN Número de Empresas
Magdalena 2
Meta 2
Putumayo 2
Risaralda 2
Arauca 1
Huila 1
Sucre 1
Tolima 1
No es claro, con la información disponible, si la ciudad o departamento de domicilio de cada empresa es representativa de su área de influencia o si esta se extiende a otros departamentos. En principio, la presencia de un número importante de empresas distribuidoras en departamentos como Nariño, Santander, Santander del Norte, Valle, San Andrés, etc., debería indicar que sí existe competencia, salvo que dichas empresas correspondan a un mismo grupo económico. Lo anterior contrasta con el caso de Huila y Tolima donde solamente se encuentra registrada una empresa. La percepción de que existe un grado importante de competencia es compartida por la SSPD, ECOPETROL y sectores de la industria.22 Para la CREG la competencia no parece muy evidente23 y considera que más que entre empresas24, la competencia se da entre “fleteros” 25/26, por lo que ha propuesto el establecimiento de límites a la integración vertical y horizontal en el sector con el fin de crear condiciones más favorables a la competencia.27
22
Según entrevistas del consultor. 23
Incluso, la CREG ha decidido contratar un estudio para evaluar en qué medida la distribución de GLP podría considerarse como monopolio natural o como una actividad potencialmente competitiva y cuál debería ser, en consecuencia, la regulación recomendable (términos de referencia publicados en el portal de Internet de la CREG, código AB-P001-R02 de septiembre de 2006, versión 00). 24
En los términos de referencia código AB-P001-R02, se afirma lo siguiente: “Si bien se ha hablado sobre la existencia de mucha competencia en esta actividad y de la presencia de un número importante de empresas, no existe una gran variación en la propiedad de las mismas... De hecho hoy existen importantes grupos empresariales dueños de varias de las empresas con mayor presencia en el mercado.” 25
Se llama comúnmente “fletero” a la actividad realizada por un tercero que no es empresa de servicio público consistente en ofrecer cilindros a los usuarios a través del “campaneo” durante su recorrido, sin que medie un contrato entre éste y el distribuidor que lo surte. 26
Ver términos de referencia publicados en el portal de Internet de la CREG, código AB-P001-R02 de septiembre de 2006, versión 00, Pág. 2. 27
Documento CREG – 040 de 2005.
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Sin embargo, no es claro que la situación del sector amerite este tipo de medidas si se tiene en cuenta que se trata de un energético que se encuentra compitiendo frente al gas natural con costos superiores y que, en tal condición, está siendo desplazado hacia mercados menos densos y más distantes que implican a su vez, mayores costos de distribución. Esta circunstancia pone de relieve la pregunta de hasta dónde es conveniente una desintegración vertical cuando la dinámica y desplazamiento de los mercados puede implicar que los mayores riesgos y costos, asociados a atender mercados más distantes y dispersos, puedan manejarse en mejor forma en la medida que se permita la integración de las actividades. Tampoco es clara la necesidad de imponer límites a la integración horizontal cuando la evidencia estaría indicando que existe un grado de competencia importante y que el GLP debe competir además contra sustitutos como la electricidad, el gas natural y la misma leña en el caso del sector rural. Desde luego, no se puede desconocer que pueden existir condiciones históricas de la estructura industrial, y condiciones operativas, que juegan en contra de una competencia efectiva entre empresas, entre las cuales se mencionan las siguientes: a- La integración vertical entre comercializadoras mayoristas y empresas
de distribución la cual puede conducir a discriminación28 en contra de aquellas empresas distribuidoras que no pertenecen al grupo económico y que son competencia en el área de influencia de la planta almacenadora29.
b- La herencia del pasado correspondiente a la asignación de cupos dejó
muy consolidada una situación de repartición de mercados lo cual, unido a lo anterior, resulta muy difícil de cambiar con base solamente en incentivos regulatorios.
c- Existen barreras naturales a la entrada de nuevos comercializadores
mayoristas con infraestructura de almacenamiento propia en los
28
Al respecto afirma la SSPD en el documento “INFORMALIDAD EN LA DISTRIBUCION DE GLP ACCIONES ADELANTADAS – 2006”, pg. 5: “Es importante anotar que la participación de mercado de estas compañías no corresponde a una gestión comercial independiente de cada una de ellas en búsqueda de generar o captar nuevos distribuidores minoristas como clientes para sus servicios, sino mas bien a la participación de mercado de los distribuidores minoristas a quienes abastecen, los cuales son a su vez los propietarios de las compañías almacenadoras, con lo cual se podría afirmar que los distribuidores de GLP compran el producto en su almacenadora, constituyéndose esta en la principal barrera de mercado para el ingreso de nuevos agentes en esta actividad.” 29
Lo cual es más viable cuando el comercializador mayorista también cuenta con planta de envase lo cual es permitido por la Resolución 074 de 1996.
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terminales de ECOPETROL. d- Donde se da la competencia esta podría denominarse de “bajo nivel”,
entre “fleteros” que no representan a una empresa distribuidora en particular y cuya calidad del servicio no es apropiada. Se trata más bien de una competencia en zonas urbanas periféricas donde el mercado no tiene un distribuidor consolidado.
e- El desplazamiento del GLP por parte del gas natural hacia zonas
menos densas y más remotas reduce las economías de densidad (lo cual incrementa los costos de distribución y comercialización) y en consecuencia el potencial de competencia.
f- El esquema de parque universal ha impedido la identificación de la
calidad del servicio de la empresa distribuidora por parte del usuario y por ende, la diferenciación del servicio como elemento y atributo esencial de competitividad entre empresas.
g- Existe una gran dificultad en el ejercicio del control por parte de la
SSPD y de las autoridades locales. Sobre las afirmaciones a-, b- y d, no se conoce evidencia concreta al respecto. Sin embargo, más que la falta de competencia entre empresas, la cual sí existe según las evidencias mencionadas y que es relevante para la definición del régimen tarifario que se trata más adelante, el mayor problema del sector se encuentra en la mala calidad del servicio originado en las siguientes causas:
Empresas distribuidoras y/o comercializadoras que realizan el envase, venden los cilindros a transportadores sin que medie un contrato y un vínculo de responsabilidad como lo exige la regulación. Estos transportadores distribuyen y comercializan el producto, aún a terceros para su posterior comercialización (por ejemplo a expendios y puntos de venta), en condiciones que no se ajustan a la regulación.
La inapropiada diferenciación del producto o servicio al usuario final y las consecuencias que ello genera, aspecto relacionado con el esquema de parque universal, elemento clave que forma parte de la organización de la industria sobre el cual se profundiza en la sección siguiente.
En la carencia de un sistema de seguridad apropiado que evite el
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llenado de cilindros por fuera de las plantas envasadoras.
Ausencia de un esquema de información y capacitación apropiada del usuario para que exija el producto con los requisitos de calidad regulados.
En efecto, en el segmento de la distribución existen dos problemas centrales que se han identificado a lo largo de la experiencia de la regulación vigente. El primero y principal, tiene que ver con la calidad del servicio (cantidad y calidad de producto versus precio por cilindro) y el segundo, el estado del parque universal de cilindros que afecta la seguridad de los usuarios. Sobre el primero, existe un amplio consenso entre autoridades de regulación y control y la industria y se trata de un problema grave30 y persistente, aún anterior a la vigencia de la regulación actual. Sobre el segundo no ocurre el mismo consenso. Ambos problemas se encuentran interrelacionados. A continuación se aborda el esquema actual de parque universal mantenido por la regulación vigente, tomando en consideración diversos documentos que al respecto ha originado la CREG, los estudios contratados por la Comisión, la SSPD, y la industria. 3.2.4.2 Análisis del esquema de parque universal de cilindros Elemento clave que forma parte de la prestación del servicio de GLP es el cilindro como medio en el cual se suministra y se utiliza el producto31. A diferencia del servicio de electricidad, de gas por redes de tubería y de acueducto, en los cuales el energético o agua se transporta desde la fuente hasta el destino mediante una infraestructura física interconectada, el servicio público de GLP en cilindros conlleva el transporte del producto mediante un medio o recipiente portátil, que sirve también como medio de almacenamiento y suministro mientras es consumido por el usuario. Una característica básica y determinante de diseño de la actividad de distribución de GLP en Colombia es la existencia de un “parque universal de cilindros” consistente en que el medio que contiene el “commodity” (GLP) que consume el usuario del cilindro, es propiedad de éste usuario, rota y se sustituye por otro de similares características y teóricamente de similar estado, y se mantiene y repone mediante un fondo administrado centralizadamente que se alimenta de recursos destinados a este propósito. 30
El documento CREG – 040 – 2005, pág. 47, señala: “... Se ha concluido de manera contundente que el servicio presenta una situación grave de informalidad, entendiéndose esta como la prestación del servicio en condiciones de inseguridad y de mala calidad”. 31
Tanto el producto de gas contenido en el cilindro como el cilindro mismo, constituyen una unidad de servicio vendido al usuario cuya calidad resultante toma en cuenta la calidad del cilindro más su contenido.
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Estos recursos son pagados por los mismos usuarios en la tarifa como un “margen de seguridad”.32 El esquema de fondos de mantenimiento y reposición del parque universal de cilindros existente antes de 1996 tuvo un cambio importante en la regulación expedida en 1997, al establecerse una fiducia que es contratada por el Ministerio de Minas y Energía, Los recursos que provienen del margen de seguridad incluido en la tarifa son retenidos por el Gran Comercializador y girados a la fiducia. Actualmente, la reposición y mantenimiento es contratada por las empresas distribuidoras con talleres certificados. Las reglas incluyen las responsabilidades y funciones de cada parte involucrada (fiducia, talleres, distribuidores y el Comité de Administración).33 Este mecanismo de mantenimiento y reposición ha estado en permanente cambio y ajuste regulatorio como se puede observar en la tabla antes referida que incluye las resoluciones respectivas. Los cambios se han
32
De esta manera, un usuario que adquiere su cilindro, empieza a pagar en forma anticipada por su mantenimiento y reposición. 33
La resolución CREG – 012 de 2002 adecuó la regulación para la administración de los recursos del margen de seguridad, de acuerdo con lo establecido en la Ley 689 de 2001. Dicha resolución mantuvo el esquema de fiducia que ya venía establecido desde 1997 e introdujo el funcionamiento del Comité Fiduciario integrado por cinco miembros: dos delegados del Ministerio de Minas y Energía (uno de ellos de la UPME), uno de la SSPD y dos representantes de los distribuidores. Por otro lado, la resolución CREG – 019 de 2002, expidió la regulación para el mantenimiento y reposición de los cilindros y tanques estacionarios. En los considerandos de dicha resolución se afirma lo siguientes con relación a los objetivos buscados con las normas: “Que con base en el análisis realizado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas encontró necesario ajustar el esquema de reposición y mantenimiento, buscando los siguientes objetivos: a) Garantizar condiciones adecuadas de operación y seguridad del parque de cilindros y tanques estacionarios, asegurando que los trabajos cumplan con la reglamentación técnica vigente, sin importar quién sea el prestador de estos servicios. b) Definir de una manera más precisa las obligaciones de las empresas distribuidoras con respecto a la ejecución del mantenimiento y reposición de los cilindros y tanques estacionarios y con el cumplimiento de los programas que establezca la regulación. c) Garantizar el monto y la disponibilidad de los recursos del Margen de Seguridad, para que los distribuidores puedan cumplir con estas responsabilidades. d) Contar con sistemas de control para verificar la correcta utilización de los recursos del Margen de Seguridad, mediante la comprobación física de la realización de los trabajos de reposición y mantenimiento de cilindros y tanques estacionarios. e) Contar con un sistema de información efectivo, mediante el cual se recolecte toda la información relevante a los trabajos de reposición y mantenimiento, de tal forma que sirva para planear, hacer seguimiento y diagnosticar la evolución del programa de reposición y mantenimiento y, así mismo, brindar transparencia al esquema.”
A diferencia de las normas anteriores, se permitió que los distribuidores contrataran directamente los trabajos de reposición y mantenimiento con talleres especializados debidamente certificados para esos productos de acuerdo con normas de la SIC, actividades que deben ser constatadas por la entidad Fiduciaria que administre los recursos del margen de seguridad.
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originado en ajustes necesarios para adecuar las reglas a las circunstancias del negocio y a los requerimientos de la Ley 689 de 2001. Unido a lo anterior, también ha habido cambios en la regulación del tamaño y tipo de los cilindros por los cuales se deben reponer los anteriores tamaños de 40 y 100 libras. Según diagnóstico realizado por la SSPD, la situación de mal estado del parque de cilindros es grave lo cual indica que el nuevo esquema de mantenimiento y reposición no ha logrado los objetivos esperados de asegurar un parque de cilindros en buen estado y seguros. A diferencia de los otros servicios de redes físicas de distribución de electricidad, gas natural, acueducto y telecomunicaciones, en los cuales las redes son construidas, desarrolladas y gestionadas por la empresa distribuidora-comercializadora, con señales regulatorias orientadas a incentivar su expansión y operación eficiente, bajo el esquema de parque universal este tipo de incentivos no puede ser instrumentado en forma eficaz por las siguientes razones:
La decisión de “expandir” el servicio a nuevos mercados no cubiertos, la cual está relacionada con inversiones en infraestructura de apoyo como almacenamiento, envase y transporte e inversión en mercadeo y publicidad, bajo el actual esquema no se da y termina dependiendo del usuario que desea usar el GLP y que debe comprar el cilindro si existe la posibilidad de suministro, y no de la empresa, como ocurre en mercados competitivos basados en marcas.
Relacionado con todo lo anterior, la inversión en promoción y comercialización del servicio para ampliar mercados por parte de una empresa distribuidora se ve desincentivada ante un riesgo importante de “free riders” que pueden ir detrás de quien hace esa inversión, ofreciendo su producto a menor precio (no por razones de mayor eficiencia34).
El uso y gestión de los cilindros en su distribución y utilización es desarrollada por múltiples agentes (distribuidores, Fiducia, talleres, envasadores), con diversos incentivos, intereses y responsabilidades respecto a dichos activos, que se van dando en múltiples momentos a lo
34
Debe tenerse en cuenta que los usuarios principales de GLP son de estratos 1, 2 y 3, los cuales son más sensibles a la variable precios debido a su baja capacidad de pago, y que son también los menos informados y capacitados para apreciar la calidad y seguridad del servicio. Según resultado de la encuesta sobre nivel de satisfacción de los usuarios de la SSPD de 2006, el 90% de los usuarios no ha recibido capacitación ni información: “Nivel de Satisfacción de los Usuarios NSU de Servicios Públicos Domiciliarios SERVICIO GAS PROPANO EN CILINDRO Junio de 2006”, pág. 57, portal de Internet.
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largo de la vida útil del recipiente. En consecuencia, las responsabilidades se diluyen y no existe un incentivo fuerte sobre un agente en particular para inducir eficiencia económica en este campo.
Unido todo, los incentivos a atraer capital privado para invertir en nueva infraestructura, en comercialización e innovación son muy débiles. El crecimiento del consumo constituye más el resultado de la inercia empresarial y de la actividad subsidiada del Estado en programas como “gas para el campo”.
Por otro lado, desde el punto de vista de requerimientos de calidad y su control, existe un claro consenso en que el esquema de parque universal facilita la prestación del servicio en condiciones de calidad y seguridad inapropiadas a la vez que dificulta enormemente el control y la penalización. Es decir, en la medida que la calidad del servicio (incluyendo la seguridad y confiabilidad), no sea trazable y verificable en forma razonablemente económica, y no existan incentivos para su diferenciación en la prestación del servicio, los beneficios de la competencia estarán siempre en duda y la calidad misma comprometida. La pregunta que surge entonces es si existe manera de lograr los objetivos buscados a través de la competencia manteniendo un esquema de parque universal o si, definitivamente, la evidencia y los análisis de pros y contras conducen a la necesidad de una reformulación del esquema operativo e institucional hacia uno basado en marcas registradas y propiedad del cilindro en cabeza del distribuidor. Los elementos esenciales de un esquema de marcas registradas se resumen así:
Los cilindros llevan en su cuerpo una marca registrada, indeleble en alto relieve, que identifica a la empresa prestadora del servicio.
Los prestadores del servicio que colocan su marca en el cilindro son los responsables de la calidad y seguridad de los cilindros marcados con su distintivo; lo cual es consistente con el requerimiento de la Ley 690 de 2001.
Los prestadores del servicio no pueden envasar ni distribuir cilindros de otras marcas para controlar la responsabilidad sobre la calidad y seguridad.
Otros elementos que pueden variar según el diseño del esquema son los siguientes:
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La propiedad del cilindro puede ser del distribuidor o del usuario. En cada caso se generan incentivos diferentes como se indica adelante.
Los usuarios pueden cambiar de proveedor en cualquier momento o tener contratos de condiciones uniformes con períodos mínimos de permanencia.
los prestadores del servicio deben recoger los cilindros que le entregue el usuario aunque no sean de su marca y conducirlos a un centro de canje o el cilindro solamente puede ser recogido por el distribuidor respectivo en caso de propiedad en cabeza de la empresa.
En efecto, el sector del GLP y sus autoridades se han debatido por ocho años en el estudio, análisis y discusión sobre la conveniencia de migrar hacia un esquema de marcas y mantener el esquema actual. Los documentos al respecto abundan. La revisión de ellos conduce a la conclusión de que existía un consenso entre autoridades e industria respecto a la conveniencia del esquema de marcas hasta antes de 2005 cuando la CREG lanza su nueva propuesta regulatoria. La diferencia principal entre la CREG y la industria radicaba en la forma en que sería implementado y si se debería mantener o no la propiedad de los cilindros en cabeza de los usuarios. Al respecto la CREG afirmaba lo siguiente:
“Sin embargo, dadas las ventajas que implica el esquema de marca desde el punto de vista de hacer posible la competencia por la vía de la calidad del servicio y de impulsar la formalización de la industria, la CREG considera que la implementación de esta alternativa podría darse si el prestador del servicio es el propietario de la totalidad del parque de cilindros.” 35
El documento CREG – 021 de 2003 señalaba las siguientes ventajas y desventajas del esquema con sus variantes de diseño, las cuales se comentan a continuación. Las ventajas con número 5, 6 y 7 han sido agregadas por el consultor.
35
Documento CREG 021 – 2003, pág. 75.
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ESQUEMA DE MARCAS
(Documento CREG – 021 – 2003)
VENTAJAS
DESVENTAJAS
1. El usuario puede identificar la
empresa responsable del estado del cilindro y del producto.
2. La SSPD puede identificar la empresa responsable de la calidad y seguridad de los cilindros portátiles.
3. La competencia por la calidad del servicio puede hacerse efectiva.
4. Incentiva a los agentes a mejorar el servicio y a invertir en el mantenimiento y reposición.
5. Incentiva la entrada de nuevos agentes con marca propia la cual les permite manejar su riesgo y medir sus expectativas de expansión de mercado en función del servicio y la innovación.
6. Como subproducto, se produce una formalización del sector al desincentivarse la competencia no ajustada a las normas.
7. Reduce la carga regulatoria y los costos de transacción que se dan en un esquema centralizado.
1. Si se requiere intercambiabilidad (centros de canje) se presta para maniobras como:
envasar cilindros ajenos para aumentar ventas sin necesidad de inversión y mantenimiento.
retener envases ajenos para afectar ventas de la competencia.
cambiar válvulas buenas de cilindros ajenos por válvulas propias defectuosas.
2. Lo anterior impone nuevas necesidades de control, por ejemplo, establecer límites a la integración horizontal y vertical.
3. Las prácticas restrictivas pueden llevar a la desaparición de empresas pequeñas lo cual no ocurre en el esquema de parque universal en el cual no se pueden obtener ventajas con estas prácticas.
4. El parque universal garantiza la existencia de una red de distribución eficiente en tamaño.
Sobre las ventajas se debe resaltar que constituyen cualitativamente una justificación poderosa hacia el esquema de marcas pues en resumen, señalan que permite una competencia efectiva y formal, basada en la calidad del servicio, a la vez que incentiva la inversión en mantenimiento, reposición, expansión e innovación. En este ambiente, las empresas que sobrevivan deben ser aquellas que sean realmente eficientes y asuman los riesgos del mercado. Sobre las desventajas, lo primero que se debe anotar es que están relacionadas básicamente con potenciales prácticas no competitivas que se podrían originar si se implanta el esquema de marcas con centros de canje de cilindros. Sin embargo, el sistema de centros de canje no es del todo indispensable si se piensa en la alternativa del esquema de marcas con
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propiedad de los cilindros por parte de las empresas distribuidoras, con contratos de condiciones uniformes que incluyan cierta permanencia mínima y el retorno del cilindro directamente al distribuidor por parte del usuario. En este caso, las desventajas relacionadas con potenciales prácticas anticompetitivas desaparecen. Sin embargo, y sin perjuicio de la implantación de centros de canje, la realización de maniobras anticompetitivas no es fácil en el esquema de marcas. En primer lugar, para que tengan efecto, se deben desarrollar en forma sistemática por parte de quien realiza las maniobras, lo cual le significa un riesgo considerable de ser detectado; y en segundo lugar, los distribuidores llevarían un control estricto de sus cilindros repartidos y podrían verificar con cierta facilidad qué distribuidor lo reemplazó al usuario y el comportamiento que dicho distribuidor ha seguido con el cilindro. Precisamente, el esquema de marcas facilita la autorregulación y autocontrol de la misma industria, lo cual resulta muy difícil con el actual esquema. Este incentivo de autorregulación y autocontrol es aún mayor si los cilindros son propiedad de las empresas debido al esfuerzo económico y riesgo que dicha inversión representa para cada una. Lo segundo, en relación con las desventajas, no es evidente que el parque universal garantiza la existencia de una red de distribución de tamaño eficiente y que el esquema de marcas implique lo contrario. Por un lado, el esquema de parque universal ha probado que no asegura la disposición del parque de cilindros en buenas condiciones. La SSPD ha comprobado que se observa un deterioro prematuro de los cilindros36. No existiendo incentivos adecuados a un mantenimiento y reposición eficiente del parque de cilindros tampoco se puede afirmar que la red de distribución es eficiente en su tamaño. Por otro lado, en un esquema de marcas, con cilindros de propiedad de las empresas, la racionalidad de los agentes y el mercado mismo deberán conducir al dimensionamiento adecuado de la distribución, vista integralmente con todos sus componentes de almacenamiento, envase, parque de cilindros, transporte y expendios. Este es un principio que subyace en cualquier mercado competitivo. En 2005, la CREG presentó en el documento 040 de propuesta regulatoria de largo plazo, un nuevo análisis del tema de marcación de cilindros que la conduce a la conclusión de que la solución es un esquema de sellos de seguridad indeleble que identifique al distribuidor en todas sus etapas, desde el envasado hasta el usuario, y que no se justifica adoptar el esquema de marca registrada. 37
36
SSPD, “Informalidad en la distribución de GLP - Acciones adelantadas – 2006”, pg. 5 37
Documento CREG – 040 – 2005, páginas 50 a 61.
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En dicho documento se presenta un análisis jurídico para diferenciar un esquema de marca y “derechos marcarios” de uno de “identificación del producto” para protección del usuario en cuanto su manipulación entraña cierto riesgos (“sellos de responsabilidad o seguridad impuestos por el Estado”). Esta diferenciación le permite a la CREG abrir el espacio para una nueva propuesta de solución, manteniendo el esquema de parque universal. Con el fin de definir si los beneficios del esquema de marca registrada justifican su adopción, la CREG procede a dos análisis de este esquema: un “análisis de expectativas” y un “análisis económico”. A continuación se hacen las siguientes observaciones sobre dichos análisis. “Análisis de expectativas” La CREG identifica tres expectativas que ha originado el esquema de marcas: i) Solución generalizada al problema del estado de los cilindros, ii) facilita y viabiliza el control y vigilancia y iii), ayuda a formalizar la industria. i) Solución generalizada al problema del estado de los cilindros. El documento insiste en que el esquema de marcas puede crear incentivos para maniobras de competencia desleal ya anotadas, que una vez hecha la reposición del parque de cilindros no se garantiza que los distribuidores de manera individual inviertan los recursos en forma adecuada en el mantenimiento y reposición y que el uso indiscriminado por parte de terceros de cilindros marcados sin control de las empresas, no hay garantía de que la reposición sea oportuna. Se cita los casos de Perú y México donde “se ha perdido el control del parque y uso exclusivo de los cilindros”, y el caso de Brasil donde se ha implementado un esquema de metas de seguimiento de los cilindros para asegurar su reposición. En contraposición, la CREG destaca el esquema actual en el cual se garantiza la disponibilidad de los recursos, la calidad de los cilindros que entran al parque por reposición, se incentiva la competencia de la industria de cilindros, se libera a los distribuidores de una fuerte carga de inversión y se mantiene seguimiento permanente del parque de cilindros existentes. Al respecto, se reitera el análisis expuesto anteriormente sobre las ventajas y desventajas señaladas en el documento CREG – 021 de 2003. En el fondo, se trata de una discusión sobre la naturaleza y efectividad de los incentivos colocados en la regulación, en lo cual, juegan la percepción y concepciones que tengan los analistas, las evidencias de la experiencia y las
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particularidades que dicha evidencia aporta con relación al diseño concreto de determinada solución. Lo primero que se debe precisar, es el alcance del esquema que se desea evaluar y si dicho esquema corresponde a la experiencia aportada como evidencia. En segundo lugar, se debe evaluar la fuerza que los distintos incentivos pueden tener desde un punto de vista teórico y práctico. Pareciera que la CREG evalúa un esquema de marcas con propiedad del cilindro en cabeza del usuario y con centros de canje. Como ya se ha señalado, el tipo de incentivos generados bajo un esquema de parque universal es distinto al de un esquema en que la propiedad del cilindro es de la empresa, sin centros de canje y con obligación por parte del usuario de retornar el recipiente. En un esquema como este último, la empresa tiene un fuerte incentivo a cuidar su inversión y por tanto, deberá velar por su adecuado mantenimiento, reposición, y control. Ahora bien, las ventajas que señala el documento CREG al esquema actual no se pueden desconocer en cuanto facilita la entrada de nuevos distribuidores. Sin embargo, la ventaja relacionada con la liberación al distribuidor de una fuerte carga de inversión puede verse más bien como una desventaja que origina incentivos adversos a una apropiada inversión en reposición, expansión y desarrollo de la industria. El hecho es que los resultados hasta el presente muestran un parque de cilindros nuevos con deterioro prematuro, según indica la SSPD. ii) Facilita y viabiliza el control y vigilancia. De nuevo, asume la CREG que el esquema de marcas requiere de centros de canje y que el control y vigilancia es prácticamente imposible debido al gran número de empresas y a que muchas de ellas operan en zonas apartadas y extensas. Por el contrario, se señala que con el parque universal se simplifican las medidas de control, el cual se puede focalizar en metas de reposición y “no hay que hacer control en campo, el cual sí se requiere para verificar el uso exclusivo del cilindro”. Al respecto, se deben observar tres aspectos de importancia que indican que estos argumentos no son sólidos: En primer lugar, la SSPD ha afirmado que, a pesar de sus esfuerzos, el parque de cilindros presenta un deterioro evidente y prematuro38 lo cual resulta inconsistente con la percepción de la
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SSPD, “INFORMALIDAD EN LA DISTRIBUCION DE GLP ACCIONES ADELANTADAS – 2006”, págs. 12 y 13.: “No obstante los esfuerzos adelantados por la Superintendecia, el deterioro actual de los cilindros es evidente. El mal estado del parque de cilindros y la necesidad de que este servicio se preste utilizando un parque cuyas condiciones de operación garanticen plenamente la seguridad de los usuarios, del personal que lo maniobra y de la comunidad en general, demanda soluciones estructurales de fondo y no puede
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CREG de que el esquema actual asegura el buen estado de los cilindros; en segundo lugar, se ignora el incentivo al autocontrol entre empresas lo cual alivia en buena medida las tareas de control; y en tercer lugar, ningún esquema que se proponga es perfecto (se debe buscar el que produzca los mejores resultados en función de los incentivos involucrados, los beneficios y los costos). En este análisis, el documento CREG parte del supuesto fuerte de que “si se considera que existe un parque de cilindros en buenas condiciones, el cilindro es el último elemento de selección por parte del usuario para efectos de medir la calidad del servicio que está recibiendo. Por lo tanto en un esquema de parque universa es posible garantizar la calidad del servicio y producto entregado sin incurrir en el costo de implementar un esquema de marcas.” El problema está en que el esquema de parque universal no ha demostrado que provee una “parque de cilindros en buenas condiciones” ni que es eficiente. iii) Ayuda a formalizar la industria. Afirma la CREG que “la plena identificación del prestador del servicio es un beneficio del cilindro, siempre y cuando se garantice el uso exclusivo de éste” y si ello no es garantizado, “el hecho de marcar el cilindro no impedirá la ejecución de prácticas como el culebreo”. Señala la CREG que se requiere una garantía de inviolabilidad del contenido del cilindro y la trazabilidad de todos los cilindros y “si esto no se asegura no es recomendable adoptar un esquema de marcación, como lo muestra la experiencia internacional en otros países.” Como se ha anotado antes, un esquema de marcas unido a la propiedad de los cilindros por parte de las empresas, genera fuertes incentivos a que éstas hagan un seguimiento cuidadoso de su inversión, ya no solamente en cilindros sino también en posicionamiento en el mercado. En este sentido, el esquema de marcación de cilindros que se recomiende y adopte no se puede evaluar en abstracto ni aislado del conjunto de medidas que formarían parte
limitarse a adelantar un complejo programa de destrucción de cilindros en mal estado y su reemplazo por nuevos, sin evaluar las causas que originan su prematuro deterioro, como condición necesaria para establecer las medidas tendientes a garantizar que esto no continúe ocurriendo. Aun si se logrará cumplir con éxito el programa de reposición, originalmente programado a 8 años, en ese momento estaríamos enfrentados a la misma situación actual de deterioro prematuro de los cilindros si no se modifican las condiciones operativas que lo propician, sumadas a las de informalidad del sector. Condiciones que reducen la vida útil de este activo muy por debajo de los promedios en otros países. Mientras que en Colombia la vida útil estimada de un cilindro es de 8 años, en países como Uruguay y Brasil este es cercano a los 20 años.”
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del mismo esquema, tales como permanencia del usuario por un tiempo mínimo y la obligación de devolver el recipiente al mismo distribuidor. “Análisis económico” La CREG evaluó las implicaciones de costo que podría tener el esquema de marcación de cilindros con centros de canje y concluyó que impone un mayor costo al mercado debido principalmente a que se requiere un mayor número de cilindros frente a los que requeriría un monopolio. Según el documento de la CREG, el mayor número de cilindros se origina en el “número adicional de cilindros a reconocer en el mercado de marcas, por concepto de pérdida y/o ganancia de usuarios asociados a la dinámica norma de los mercados...En un mercado con marcas, el cambio en la participación del mercado de una o varias empresas genera una cantidad de cilindros que no pueden realizarse, y por ende, se pierden....El mayor número de cilindros corresponde a los cilindros que por el cambio de participación en el mercado se tienen que reconocer.” (resaltado fuera de texto) Adicionalmente, se señala que se requiere un número adicional de cilindros que deben ser almacenados por el distribuidor mientras acumula un número suficiente para que justifique un viaje eficiente al centro de canje. Finalmente, se considera que las variaciones momentáneas en la participación del mercado también origina una necesidad adicional de pequeñas cantidades de cilindros que no pueden ser intercambiados ya que una empresa posee los cilindros pero la otra no. Para el efecto, el documento CREG presenta simulaciones con las cuales se concluye que “los sobre-costos de la implementación de un esquema de marcas son inevitables”, que “el mercado pagaría por tantas redes de cilindros como empresas haya en un mercado relevante para que fuese disputable”, pues “de otra forma ninguna empresa podría emprender una estrategia de crecimiento sin afectar inmediatamente su suficiencia financiera al incurrir en costos no recuperables.” Y agrega que: “la existencia de un parque universal garantiza que las eficiencias que podría alcanzar un monopolio pueden replicarse perfectamente en un mercado en competencia, sin que los usuarios renuncien a las ventajas de esta última.” La evaluación de la CREG corresponde a la vieja discusión de si es más eficiente un monopolio que el mercado (o, que es mejor un esquema de
107
planeación centralizada que uno de mercado39). En el caso de los cilindros, la CREG considera que es más eficiente un parque universal que corresponde a un enfoque administrado, que uno de mercado. Este análisis tiene varios problemas de orden conceptual y práctico, que precisamente hacen que no sea válido en los segmentos de la economía en los cuales los agentes incurren en grandes inversiones y corren el riesgo de perderla o no (no los usuarios), de acuerdo con el grado de éxito que alcancen en el juego de la competencia. A continuación se amplía al respecto. a- Dimensionamiento y administración del parque de cilindros en forma
centralizada versus el dimensionamiento por el mercado mismo. En el esquema centralizado los usuarios pagan por el parque de cilindros que dimensiona o estima la autoridad con base en supuestos de rotación, de cilindros de soporte por parte de las empresas distribuidoras, cilindros por usuario, vida útil de los cilindros, etc. Se trata siempre de cálculos con información muy imperfecta. En un esquema de mercado, el mercado mismo encuentra su nivel óptimo de cilindros en función del tamaño y densidad de dichos mercados. La CREG supone que los competidores siguen en forma ineficiente atendiendo mercados dispersos con varias empresas. Se deja de lado que precisamente el mercado debe buscar su equilibrio y resolver en qué medida ciertos mercados locales no pueden ser atendidos solamente por un distribuidor, por unos pocos o por muchos, pues independientemente del tema de los cilindros, los costos de transporte podrían dificultar la presencia de más un una empresa. Adicionalmente, se debe tener en cuenta que actualmente el mercado paga por un parque de cilindros en función de un margen de seguridad calculado por el regulador (que cumple las funciones de planificación centralizada) según las variables ya mencionadas y del costo estimado de reposición y mantenimiento. En un parque con marcas y cilindros de propiedad de las empresas distribuidoras, el distribuidor buscará ser más eficiente en su inversión, operación y mantenimiento para ofrecer mejores precios. Por ejemplo, como se menciona por la SSPD en pie de página anterior, la vida útil en varios países es considerablemente superior a la regulada en Colombia, lo cual de por sí hace pensar en que existe un espacio considerable para ganancia de eficiencias en el uso de los recipientes. Finalmente, el mercado termina pagando por un parque de cilindros definido por los agentes en forma eficiente y racional según las señales del mercado mismo.
39
Tema desarrollado ampliamente por el Premio Nobel de Economía Friedrich Hayek en su escrito “The Use of Knowledge in Society”
108
b- La evaluación debe hacerse frente a los costos y eficiencia del
esquema actual La discusión sobre la necesidad de evaluar un esquema alternativo de marcas ha surgido precisamente porque el actual esquema de parque universal ha mostrado ser ineficiente, requiere demasiada intervención y aún está muy lejos de mostrar resultados satisfactorios, según se desprende de los informes de las autoridades, ya citados en el presente documento. En efecto, desde el punto de vista del sobredimensionamiento del parque de cilindros, el esquema de parque universal no lo evita ni asegura que el dimensionamiento obtenido sea el apropiado. El Documento CREG – 111 de diciembre de 2005 indica que los cilindros repuestos hasta esa fecha en su gran mayoría no se encuentran al servicio de los usuarios y el programa “ha perdido su efectividad”. Igualmente, en el documento CREG – 014 de 2006 relativo al ajuste del margen de seguridad para el programa de mantenimiento y reposición de cilindros expone claramente el gran crecimiento que ha tenido el valor de dicho margen desde que se expidió la resolución 083 de 1997 (“cercano al 300%”) y la dificultad en la estimación del parque de cilindros. Como resultado, el margen de seguridad se ha venido ajustando al alza, unido a factores de costos relacionados con el precio del acero a nivel internacional. Si al anterior señalamiento se une el de la SSPD referente al deterioro prematuro de los cilindros, se puede afirmar que más que el programa de reposición haya perdido su efectividad lo que sucede es que aún no la ha demostrado. Esta falta de efectividad también representa costos significativos que deben ser tenidos en cuenta para efectos de una decisión respecto a la alternativa de marcas. c- La decisión de inversión y el riesgo asociado a ésta es asumido por
el empresario, lo cual crea los incentivos apropiados En secciones anteriores se ha discutido el tipo de incentivos que se dan a través de un esquema de marcas con propiedad del cilindro por parte de la empresa entre los cuales se encuentran: i) el mejoramiento de la calidad del servicio facilitado por una mejor identificación del prestador por parte del usuario, ii) la expansión e innovación en la medida que dicha inversión puede ser diferenciada y valorada en el mercado, y iii) en la operación, mantenimiento, reposición y dimensionamiento del parque de cilindros en la
109
medida que el empresario busca proteger su inversión y producto diferenciado y hacerla más eficiente. Estos beneficios no pueden perderse de vista en una evaluación comparativa de las alternativas que se encuentran sobre el tapete. Propuesta del Plan Nacional de Desarrollo 2006 - 2010 El proyecto de ley de Plan Nacional de Desarrollo incluye el siguiente artículo relacionado con el esquema operativo del parque de cilindros:
“ARTÍCULO 44. Servicio Domiciliario de Gas Licuado. Dentro del término de un (18) meses siguientes a la expedición de este esta Ley, la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG – establecerá el mecanismo apropiado para garantizar la reposición y mantenimiento de los cilindros de gas licuado de petróleo utilizados para el servicio público domiciliario. Así mismo, durante este período la CREG establecerá un esquema de responsabilidad que haga posible identificar el prestador del servicio público domiciliario de gas licuado de petróleo, para que éste garantice la calidad y seguridad del combustible distribuido. El margen de seguridad de que trata el artículo 23 de la Ley 689 de 2001 se eliminará a partir del 1° de enero de 2009.”
La norma propuesta no es clara sobre qué tipo de “esquema de responsabilidad” debe adoptar la CREG y bien podría ser uno similar al que propone ésta manteniendo el actual esquema de parque universal. Sin embargo, la exigencia de que el margen de seguridad debe desaparecer permite interpretar que se trata de un esquema de cilindro con propiedad por parte de la empresa distribuidora para lo cual, se tendrían dos años de transición. En todo caso, es fundamental que se precise el verdadero alcance de la norma propuesta, dado que su intención pareciera ser la de resolver por la vía de ley la prolongada indefinición en la que se encuentra este tema. 3.2.4.3 Medidas adicionales independientes del esquema de cilindros Es evidente que un esquema de marcas no es la panacea para los problemas de la distribución de GLP. En este sentido, las propuestas de la CREG encaminadas a precisar las responsabilidades de los agentes y que estas se materialicen en contratos que formalicen las relaciones entre estos, y a fijar mecanismos que aseguren la inviolabilidad del contenido de los cilindros, son indispensables. Adicionalmente, requisitos de carácter técnico, de diseño y operativo de las instalaciones de almacenamiento, plantas de envase, expendios y puntos de
110
venta regulados por el Ministerio de Minas y Energía deben contribuir a la formalización del sector y a la mejora en la calidad del servicio. En materia de responsabilidades, la propuesta de la CREG busca afinar las responsabilidades del distribuidor, aspecto que se considera débilmente definido en la regulación actual y que también se expone como una de las causas de los problemas que se enfrentan en la calidad de la prestación del servicio a los usuarios finales. La nueva definición propuesta es la siguiente:
“Distribución de GLP: Actividad que comprende las sub-actividades de flete, envasado de cilindros o llenado de carrotanques y comercialización a usuario final, en cilindros portátiles o en tanques estacionarios.”
Como resultado de la falta de precisión de responsabilidades y mecanismos contractuales para su concreción, la CREG hace referencia a la actividad denominada “Fletero” que conduce al “culebreo”40 y a la mala calidad del servicio, actividad originada en la entrega de cilindros por parte del distribuidor a terceros para su posterior comercialización, sin que medie un contrato, lo cual lleva a que en la práctica el usuario esté atendido por alguien que está por fuera de la regulación y el control, y a que las mismas empresas desconozcan cuáles son sus usuarios finales. 41 La SSPD señala que debido al parque universal muchas empresas entran y salen lo cual contribuye a la informalidad del sector42. Sin embargo, un análisis de la dinámica de constitución de estas empresas no parece indicar que ello sea así. El Cuadro 3.3 construido con información de la CREG muestra la creación de empresas distribuidoras ESP desde 1994.
40
Se llama comúnmente “culebreo” al trasvase ilegal de contenido de GLP entre cilindros facilitado por la inoperancia del sello termoencogible como mecanismo de protección del contenido. 41
Ver términos de referencia publicados en el portal de Internet de la CREG, código AB-P001-R02 de septiembre de 2006, Pág. 1. 42
SSPD, INFORMALIDAD EN LA DISTRIBUCION DE GLP - ACCIONES ADELANTADAS (Págs. 9 y 10): 2006 “La situación descrita anteriormente ha facilitado la entrada y salida de empresas al mercado, lo que ha llevado a que el mercado actual de distribución este constituido por empresas de diverso tipo y estructura organizacional, desde empresas sólidamente constituidas, pasando por empresas medianamente organizadas y llegando hasta un gran número de pequeños establecimientos que son más el resultado de estrategias de autoempleo que la materialización de un proyecto empresarial, muchas de las cuales a través de practicas ilegales e incumplimiento de las normas técnicas y de seguridad, hacen rentables actividades totalmente informales, aprovechando la dificultades propias a las que se enfrenta los organismos de vigilancia y control y haciendo uso de la facilidad de entrada que le brinda el esquema de cilindro universal. Bajo este contexto, la prestación del servicio mediante el uso de un parque universal de cilindros identificados a través de estos sellos termoencogibles, se constituye en el principal generador de informalidad de la actividad de distribución, por las siguientes razones: ...”
111
Cuadro 3.3
Año Creación
como ESPNo. Empresas % Acumulado
1994 2 1.8% 1.8%
1996 62 56.9% 58.7%
1997 10 9.2% 67.9%
1998 10 9.2% 77.1%
1999 5 4.6% 81.7%
2000 6 5.5% 87.2%
2001 1 0.9% 88.1%
2002 2 1.8% 89.9%
2003 2 1.8% 91.7%
2004 4 3.7% 95.4%
2005 3 2.8% 98.2%
2006 2 1.8% 100.0%
109 100.0%
Dinámica de Constitución de Distribuidoras ESP
Fuente: CREG
De el Cuadro anterior se desprende que después de los primeros años posteriores a la Ley 142 de 1994 en los cuales los distribuidores debieron ajustarse y constituirse como ESP, existe cierta estabilidad en la creación de empresas con un número anual moderado de dos empresas en promedio. Lo anterior indicaría que el fenómeno del “fletero” estaría propiciado principalmente por empresas ya establecidas y no por nuevas, facilitado por la facilidad de transvase y la dificultad de control inherente al esquema de parque universal. 3.2.4.4 Consideraciones de política energética y ambiental – Áreas de Servicio Exclusivo Un aspecto que no se ha considerado en las discusiones que se han dado sobre el tipo de esquema de cilindros que se debería adoptar es si un determinado esquema facilita en mayor o menor medida las políticas de sustitución del consumo de leña por el GLP en las zonas rurales. En principio, podría pensarse que un esquema de marcas facilitaría la adquisición de compromisos precisos de suministro y atención a las zonas rurales a las cuales se dirijan los subsidios de este tipo de programas, por parte de las empresas distribuidoras que ofrezcan mejores condiciones para llegar a las comunidades seleccionadas. Lo anterior podría dar una mayor efectividad al programa y facilitar su continuidad en el tiempo. Esta última alternativa podría tener la ventaja de facilitar la penetración del GLP a las zonas rurales con ciertos compromisos de servicio y cobertura por
112
parte del concesionario. Por ejemplo, la implantación de redes de distribución con base en expendios y puntos de venta podría facilitarse. De otro lado, también se ha sugerido la alternativa de establecer áreas exclusivas de servicio haciendo uso del artículo 40 de la Ley 142 de 199443. Sin embargo, dicha artículo aplica al gas domiciliario por redes y se debe revisar si jurídicamente aplicaría al caso del GLP distribuido en cilindros. De ser viable, esta sería una opción apropiada para buscar la penetración del GLP en determinadas regiones del país donde aún no existe presencia de empresas distribuidoras. 3.2.4.5 Vigilancia y control Para que cualquier solución regulatoria sea efectiva se requiere igualmente de un instrumento de vigilancia y control igualmente viable y efectivo. Uno de los problemas del esquema del parque universal ha sido la dificultad de trazar las responsabilidades en la distribución y aplicar las sanciones correspondientes. A lo anterior se une la necesidad de una labor efectiva por parte de las autoridades locales y del Ministerio de Transporte. Es indudable que ante la existencia de un esquema de marcas, la labor de todas estas autoridades se facilitaría al tiempo que se darían mayores incentivos a ejercer las funciones de vigilancia en un escenario donde las responsabilidades son claramente identificables. 3.3 ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN TARIFARIA DEL GLP La siguiente tabla presenta las resoluciones expedidas relacionadas con el régimen tarifario del sector. Varias de ellas están orientadas a la regulación de los precios de los cilindros y el valor del margen de seguridad. Otras
43
ARTICULO 4O. .- Áreas de Servicio exclusivo. Por motivos de interés social y con el propósito de que la cobertura de los servicios públicos de acueducto y alcantarillado, saneamiento ambiental, distribución domiciliaria de gas combustible por red y distribución domiciliaria de energía eléctrica, se pueda extender a las personas de menores ingresos, la entidad o entidades territoriales competentes, podrán establecer mediante invitación pública, áreas de servicio exclusivas, en las cuales podrá acordarse que ninguna otra empresa de servicios públicos pueda ofrecer los mismos servicios en la misma área durante un tiempo determinado. Los contratos que se suscriban deberán en todo caso precisar el espacio geográfico en el cual se prestará el servicio, los niveles de calidad que debe asegurar el contratista y las obligaciones del mismo respecto del servicio. También podrán pactarse nuevos aportes públicos para extender el servicio.
113
(sombreadas en azul), son proyectos de resolución sometidos a consideración de los agentes.
RESOLUCIÓN
CREG
ALCANCE
111 de 1996 Somete a consideración la fórmula tarifaria general para el consumidor y para cada una de las actividades reguladas
117 de 1996 Define que a la entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994 no existían contribuciones ni subsidios y por tanto es cero el factor aplicado en adelante por ambos conceptos
083 de 1997 Establece las fórmulas tarifarías con una vigencia de cinco años, excepto para Gran Comercializador
084 de 1997 Establece la fórmula tarifaria para Gran Comercializador y de ingreso máximo por ductos
144 de 1997 Resuelve recurso de ECOPETROL contra la 084 y hace algunas precisiones en la fórmula de ingreso al Gran Comercializador
035 de 1998 Adecua fechas de aplicación de las fórmulas para entrada en vigencia de las resoluciones 83 y 84
048 de 2000 Establece el margen de seguridad, la fórmula de actualización y la distribución de los recursos según destino (mantenimiento, reposición, comisión, pólizas, capacitación) para dos años, y la reposición de cilindros de 20 por 30 lbs, y de 100 por 80.
052 de 2000 Corrige componente estampilla en la fórmula 010 de 2001 Corrige factor de conversión de la 083 de 1997 011 de 2001 Fija valor de alfa de la fórmula de Res. 144, artículo 1, de 1997 044 de 2001 Establece las fórmulas para el margen de distribución en cilindros
de 80 y 30 lb y el precio al público 106 de 2001 Resuelve negativamente varios recursos de revocatoria directa de
la Res. 009 de 2002 Establece factores de capacidad de los cilindros, revisables de
acuerdo con información de los Grandes Comercializadores 010 de 2002 Establece esquema de administración del margen de seguridad a
través de una fiducia y la conformación del Comité Fiduciario 019 de 2002 Regula la reposición y mantenimiento de cilindros y tanques
estacionarios
066 de 2002 Somete a consideración fórmula tarifaria para las diferentes actividades
071 de 2002 Metas individuales de mantenimiento y reposición, fija el margen por galón y asigna recursos y permite continuar con los antiguos cilindros
072 de 2002 Indicadores de gestión y calificación por niveles de riesgo 090 de 2002 Modifica la 010 de esquema de administración de recursos del
margen 005 de 2003 Factores de capacidad de los cilindros 017 de 2003 Modifica la transición en cilindros de la 019-2002
114
RESOLUCIÓN
CREG
ALCANCE
020 de 2003 Precios de mantenimiento y reposición de cilindros 021 de 2003 Modifica metas de reposición y mantenimiento 069 de 2003 Modifica modelo de reposición y mantenimiento de cilindros
incluyendo los de 20, 40 y 100 lb.
056 de 2004 Somete a consideración ajustes a metodología para estimar precios máximos de reposición y mantenimiento
057 de 2004 Metas de reposición y mantenimiento 095 de 2004 Modifica asignación del margen de seguridad de la 077 de 2003
072 de 2005 Somete a consideración la metodología para la regulación del precio máximo de suministro de GLP y la fórmula para calcular el ingreso del productor - comercializador y se dictan otras disposiciones.
099 de 2005 Proyecto de resolución sobre odorización del GLP por redes 016 de 2006 Establece índice de odorización 018 de 2006 Somete a consideración nuevo valor del margen de seguridad 025 de 2006 Modifica algunas normas sobre cilindros - deroga el Artículo 4 de la
Resolución CREG 048 de 2000 y se modifica el Artículo 8 de la Resolución CREG 071 de 2002, en lo referente a la reposición de los cilindros de 100 libras
045 de 2006 Actualiza valor del margen de seguridad
047 de 2006 Somete a consideración nueva metodología para precio de referencia de reposición de cilindros
048 de 2006 Fija metas de reposición y mantenimiento de cilindros 063 de 2006 Fija precios de referencia para los cilindros a reponer 007 de 2007 Fija factores de capacidad en galones de los cilindros 012 de 2007 Somete a consulta los criterios generales para remunerar el
transporte de GLP por ductos 013 de 2007 Somete a consulta la metodología para remunerar el
almacenamiento de los comercializadores mayoristas durante la etapa de transición hacia la desregulación
015 de 2007 Fija metas para el programa de reposición de cilindros 030 de 2007 Somete a consulta fórmula para remunerar transporte de GLP a
San Andrés Islas No se incluyen varias resoluciones relacionadas con la aprobación de cargos de distribución de GLP por redes a los cuales aplica la resolución CREG 057-1996, art. 107, y lo establecido en el art. 12 de la 083 de 1997.
Las Resoluciones 083 y 084 (con posteriores modificaciones) adoptaron las fórmulas tarifaria que regirían en adelante para los diferentes segmentos de la cadena (gran comercializador, comercialización y distribución). Estas fórmulas entraron a regir en 1998. A continuación se presenta el análisis de la fórmula general y de cada segmento, mostrando la evolución y cambios regulatorios a través del tiempo.
115
3.3.1 Fórmula tarifaria general La fórmula general para fijar el precio del GLP al público corresponde a la adición de costos y márgenes máximos regulados de los segmentos de la cadena (Gran Comercializador, Comercializador y Distribuidor), diferenciando también, los componentes de transporte del Gran Comercializador y el margen de seguridad destinado al mantenimiento y reposición de cilindros:
M G E Z N D
M Tarifas al público de los gases licuados del petróleo GLP ($ por galón).
G Ingreso máximo por producto del gran comercializador ($/galón).
E Ingreso máximo del gran comercializador por transporte ($/galón).
Z Margen para seguridad ($/galón).
N Margen del comercializador mayorista ($/galón).
D Margen del distribuidor ($ por galón).
A continuación se examina cada uno de los componentes anteriores. 3.3.2 Fórmula tarifaria para el Gran Comercializador La fórmula consiste en un promedio de 36 meses del precio internacional de los gases principales que componen la mezcla de GLP (propano y butano) en la Costa del Golfo de Estados Unidos, afectado por los costos del transporte del GLP que se importe hasta Cartagena y que se exporte según sitio de destino, promediado estos costos por toda la cantidad de GLP producido a nivel nacional más el importado: 44
36
1
142 36
i i i ii i
i ii
TRM QI TI QE TEG PP PB
QN QI
G = Ingreso máximo por producto del gran comercializador aplicable después del cálculo de la fórmula ($/galón).
TRM= Tasa de cambio representativa del mercado del dólar americano frente al peso colombiano del 15 de febrero del año en el cual se aplicará la fórmula, reportada por el Banco de la República.
42= Número de galones por barril.
36= Número de meses.
= Contenido promedio de butanos y gases más pesados (C4+) en el GLP nacional, según definición de la CREG
44
De acuerdo con la resolución CREG – 144 de 1997 y CREG – 035 de 1998.
116
i 1
36
= Sumatoria de los 36 meses inmediatamente anteriores al mes que antecede al mes de aplicación de la fórmula..
PPi = Promedio mensual del precio internacional del propano por barril, según Indicador Precio Costa del Golfo, fuente Platt’s US Marketscan (US$/Bl),
en el mes i .
PBi = Promedio mensual del precio internacional del butano por barril, según Indicador Precio Costa del Golfo, fuente Platt’s US Marketscan (US$/Bl),
en el mes i .
QIi = Número de barriles importados por los grandes comercializadores de
GLP en el mes i (barriles).
TIi = Promedio mensual del valor del transporte por barril del GLP importado,
entre el lugar de compra del GLP y Cartagena en el mes i (US$/Bl), según facturas de transporte de los grandes comercializadores de GLP.
QNi = Número de barriles de GLP producidos en el país por los grandes
comercializadores en el mes i (barriles).
QEi = Número de barriles exportados por los grandes comercializadores de
GLP en el mes i (barriles).
TEi = Promedio mensual del valor del transporte por barril del GLP exportado,
entre Cartagena y el lugar de venta del GLP en el mes i (US$/Bl), según facturas de transporte de los grandes comercializadores de GLP.
Considerando la condición del GLP como bien transable en mercados internacionales, la CREG adoptó como precio de referencia un indicador internacional de precio referenciado a la Costa del Golfo (Mont Belvieu, fuente Platt’s US Marketscan (US$/Bl). Observando la fórmula, se encuentra que en una situación de importación plena (cero producción nacional) se aplicaría un criterio de paridad importación, mientras que en un caso de cero importación y cero exportación (producción nacional igual a demanda interna), el precio resultaría igual al de Costa del Golfo. Bajo una situación de excedentes de la producción nacional, la fórmula descuenta del precio internacional de referencia los costos de transporte en que se incurre para exportar, intentando acercarse a un criterio de paridad exportación en función de la cantidad exportada. De esta manera, la fórmula actual le permite al Gran Comercializador recuperar los costos en que incurre cuando se presentan situaciones de déficit. Sin embargo, no refleja en forma precisa el costo de oportunidad del GLP producido a nivel nacional frente a la alternativa distinta de consumo interno como energético. Uno de los problemas con esta fórmula es que el mecanismo de estabilización del precio toma un horizonte de referencia demasiado amplio (36 meses), que dificulta enormemente la competencia por parte de cualquier otro agente que quisiera ingresar como gran comercializador, debido a los
117
riesgos financieros que implica el traslado tardío a la demanda de la señal de precios, a la vez que constituye una señal de precios muy distorsionada a los usuarios. A lo anterior se agrega que el precio se mantiene vigente por un año, calculado con la tasa de cambio (TRM) del mes anterior a la actualización anual. Los precios del GLP en el mercado internacional son estacionales con grandes variaciones entre verano e invierno en los Estados Unidos y en Europa. Estas dificultades han sido detectadas por la CREG y en su propuesta regulatoria de 2005 incluye alternativas de solución que se abordan adelante. De acuerdo con las evaluaciones de la CREG, en la resolución 066 de 2002 se señala que la fórmula no ha incentivado la entrada de nuevos agentes, aspecto que se examina a continuación. ECOPETROL ha contado en los últimos años con producción suficiente para atender la demanda nacional, con algunos pequeños excedentes para exportación. Sin embargo, no se debe perder de vista que ECOPETROL ya no tiene bajo su responsabilidad la seguridad del abastecimiento de combustibles45 y además, con la potencial vinculación de capital privado, tenderá cada vez más a comportarse como cualquier otro agente económico que busca maximizar su rentabilidad. En este sentido, el GLP que éste produzca buscará aquellos mercados con el mayor costo de oportunidad. Lo anterior, unido a la incertidumbre sobre el nivel de producción petrolera, hace posible que se presenten en el futuro escenarios de déficit en la disponibilidad de producción nacional de GLP para el servicio domiciliario, y la consecuente necesidad de crear condiciones favorables para permitir la importación del producto por parte de comercializadores diferentes a ECOPETROL, las cuales están relacionadas con los precios que se permitan trasladar a los usuarios y el acceso a la infraestructura de importación, transporte y almacenamiento. Sin embargo, a la luz de los análisis que hace la CREG del balance de oferta y demanda de GLP, se observan escenarios inciertos de excedentes y faltantes de la producción nacional. Por un lado, ECOPETROL ha manifestado que existen mercados para algunas cantidades de dicha producción que representan un costo de oportunidad mayor para ECOPETROL frente al GLP para consumo domiciliario, tales como la producción de alquilatos y propilenos. Por otro lado, la continuidad en la penetración del gas natural con expansión de cobertura a varios municipios46
45
Como se desprende del Decreto 1760 de 2003 mediante el cual se modifica la estructura orgánica de ECOPETROL y se crea la Agencia Nacional de Hidrocarburos. 46
En el documento CREG – 046 – 2005 “Propuesta Regulatoria para Remuneración al Comercializador de GLP y su traslado al usuario final” se indica que a junio de ese año en
118
hace prever una continuación de la tendencia a disminuir en la demanda de GLP domiciliario. En este sentido, en el caso en que los mercados para el GLP nacional con costo de oportunidad superior al del consumo residencial demanden cantidades que induzcan a la necesidad de importar, estas cantidades de GLP son inciertas e inestables47, y por ello, no es claro que ante tales expectativas exista motivación suficiente por parte de otros agentes económicos para incurrir en las inversiones necesarias para convertirse en gran comercializador. Es decir, más que incentivos adicionales en la fórmula tarifaria, podría tratarse de que las débiles expectativas del mercado, unidas a las barreras de entrada por las limitaciones en la infraestructura de importación y el control de poliductos y propanoductos por parte de ECOPETROL, no configuran una situación lo suficientemente favorable para entrar en el negocio de gran comercializador48. Por el contrario, bajo estas circunstancias ECOPETROL tiene ventajas naturales muy grandes para seguir satisfaciendo las necesidades de importación que se presenten.49 Propuesta actual de la CREG La propuesta de la CREG contenida en el documento 046 de 2005 y en la resolución de consulta 072 del mismo año incluye los elementos de ajuste a los problemas antes enunciados y presenta una fórmula estructurada únicamente bajo el principio de paridad exportación, ligada a los contratos de futuros de propano en NYMEX para un horizonte de seis meses, revisable cada semestre en enero y en julio. Dicha fórmula toma el precio de referencia NYMEX, ponderado a seis meses, y le resta el costo de transporte entre el sitio de producción y Cartagena y los costos de embarque en puerto colombiano. En este esquema, la figura del Gran Comercializador desaparece y los comercializadores quedan habilitados en el futuro para importar o exportar el producto si lo desean. Desde luego, se requeriría un ajuste en la fórmula para vincularla al criterio de paridad importación si se presentan las circunstancias de déficit tal como lo deja advertido la Comisión. Igualmente, anuncia la Comisión que la regulación del precio se revisaría también en el
las solicitudes tarifarias recibidas se incluían 49 municipios nuevos para infraestructura de distribución de gas natural. A lo anterior se añade el caso de ciudades anilladas como EPM donde todavía existe un importante potencial de conexión por parte de usuarios. 47
Además que la calidad del GLP producido en Barrancabermeja no cumple estándares internacionales. Ver al respecto documento CREG – 046 de 2005, página 36. 48
Al respecto ver documento CREG – 046 de junio de 2005 49
Además de aquellas que se desprenden de su posición como petrolera conocedora del negocio de los combustibles y conocida con amplia trayectoria en ese medio.
119
caso en el cual las condiciones de entrada de otros agentes en el mercado para la importación estén dadas, siendo una de ellas el aseguramiento del libre acceso al sistema de transporte y de facilidades portuarias. En síntesis, la propuesta de la CREG luce apropiada para las circunstancias que enfrenta el país en materia de balance de oferta – demanda de GLP, y de control del sistema de transporte por parte de ECOPETROL. 3.3.3 Fórmula tarifaria para el transporte por ductos El costo del transporte del GLP por ductos en que incurre el gran comercializador se remunera actualmente mediante un cargo estampilla que se paga a ECOPETROL. Esta estampilla implica un importante subsidio cruzado entre mercados cercanos a los centros de producción y los mercados alejados. La propuesta de la CREG para la remuneración del transporte de GLP por ductos, expuesta en la Resolución 012 de 2007, incorpora en la determinación de los cargos máximos una señal de distancia, la cual, dependiendo que qué tan fuerte o débil se defina, tendrá igualmente impactos mayores o menores sobre la competitividad del GLP en los mercados alejados de las fuentes de producción. En términos generales, la propuesta de la CREG define una base de remuneración para el transporte por ductos en función de las inversiones en la infraestructura utilizada, los costos y gastos de AOM. Para la definición de los cargos se utilizará un factor de utilización de 0.75 para los ductos existentes y de 0.5 para los nuevos, en caso de que la utilización real se encuentre por debajo de estos valores. El modelo de transportador propuesto es por contrato (“contract carriage”), mediante el cual el servicio se garantiza a quienes tengan contrato con el transportador con períodos de entrega predefinidos. Este tipo de modelo implica igualmente que la expansión de la infraestructura solamente se da en la medida que el transportador cuente con cierta garantía de recuperación de la inversión en que incurra. La Resolución 012 está orientada a regular el transporte del GLP por ductos en general, lo cual presenta un potencial problema de competencias frente a la facultad del Ministerio de Minas y Energía para regular el transporte de combustibles líquidos derivados del petróleo por poliductos.
120
Una alternativa para evitar posibles conflictos de competencia, a la vez que se obtiene una regulación más racional por la utilización de poliductos que permiten transportar diferentes productos pero en los cuales se tiene una baja participación del GLP, es que el MME defina las tarifas de estos poliductos tomando en cuenta el total de volumen de líquidos transportados incluyendo el GLP (el cual representa un bajo volumen), y que el cargo que pague el GLP corresponda a las condiciones que se apliquen a los otros combustibles. Finalmente, en el proyecto de resolución 069 de 2005 se propone que los cargos por uso de la infraestructura de importación sean acordados libremente entre las partes, aspecto que en consideración del Consultor escapa a las atribuciones de la CREG. Dichas tarifas deben responder a las regulaciones que en materia de servicios portuarios se encuentren vigentes. De todas maneras, el MME debe propender porque dichas normas faciliten la entrada de otros agentes en el negocio del GLP. 3.3.4 Margen para Seguridad La fórmula de margen de seguridad consiste en la determinación del valor por galón vendido que permite reunir en un año los recursos necesarios para el programa de mantenimiento y reposición de cilindros y tanques estacionarios de acuerdo con las necesidades y metas establecidas por la CREG, mediante la siguiente fórmula:
1
1 * i
t
IVA FZ
V
Z = Margen para seguridad ($/galón).
IVA= Impuesto al valor agregado.
Fi = Según lo determine la CREG para cubrir las necesidades reportadas por la fiducia a que se refiere el artículo 29 de la Resolución 74 de 1996 expedida por la CREG, para las actividades de mantenimiento, reparación y reposición de cilindros y tanques, póliza global y válvula de seguridad ($).
Vt 1 = Volumen total del GLP suministrado por los grandes comercializadores desde el 1º de febrero del año inmediatamente anterior a la aplicación de la fórmula, hasta el 31 de enero del año en el cual se aplicará la fórmula (galones).
El margen de seguridad pasó de $31.35 por galón en 1998 a $210 en diciembre de 2005 (pesos corrientes).
121
Bajo un esquema de marcas con propiedad del cilindro por parte del distribuidor no sería necesario establecer márgenes de seguridad. Las empresas deberán cumplir con estándares de calidad en el manejo de cilindros. Además, este enfoque sería consistente con un régimen de libertad vigilada en tarifas como lo propone la CREG. A cambio, podría constituirse un pequeño cargo de auditorias de calidad que serían contratadas por la SSPD con el fin de vigilar el cumplimiento de los estándares de calidad y seguridad. En este esquema, el distribuidor está incentivado a ser eficiente en la operación con sus cilindros, tanto en la adquisición, manipulación, mantenimiento y reposición. Estos incentivos van de la mano con los incentivos que se dan hacia una mejor calidad y mayor confiabilidad en la prestación del servicio originada por la trazabilidad por parte de los usuarios, de las autoridades y de los mismos distribuidores, del prestador del servicio. 3.3.5 Margen para el Comercializador
El margen del comercializador mayorista se remunera mediante un cargo máximo que es afectado por la capacidad de almacenamiento y un índice de actualización:
0t aN N C A
Nt = Según se define en el artículo 5, pero únicamente para efectos de este
artículo, Ca será igual a uno. (CREG – 035 – 98)
N0 = Margen base del comercializador mayorista en pesos por galón.
Ca = Factor de almacenamiento50
A = Factor de actualización
La capacidad de almacenamiento mínima establecida por la Resolución CREG -074 de 1996 es del 25% de volumen mensual manejado, y se requiere mantener, como mínimo, un inventario promedio del 25% del volumen promedio mensual manejado en los últimos doce meses, adicional al promedio mensual suministrado a los distribuidores en el mismo período. 51
50
CrCa
Cm , donde Cr = Capacidad nominal de los tanques estacionarios instalados por el
comercializador mayorista (galones). y Cm = Capacidad mínima de almacenamiento
establecida de acuerdo con el promedio del volumen mensual manejado por el comercializador mayorista respectivo, durante los últimos doce meses al cálculo del factor Ca . 51
Resolución 083 de 1997, numeral 5.2.
122
Este requerimiento de inventario no es consistente con la afirmación que se da en el documento CREG 040 de 2005 en cuanto que “el comercializador no es remunerado ni está obligado a mantener producto en inventario dentro de los tanques.”52 La CREG considera que este tipo de regulación presenta problemas de estimación de los requerimientos de almacenamiento e inventarios, pues señala que quien comercializa “conoce las necesidades de almacenamiento operativo que debe tener, no solo para cumplir sus contratos, previendo cualquier contingencia en su producción y/o importación, sino las necesidades que por razones comerciales y de precio puede tener.”53 Esta consideración es correcta, pues en un mercado en el cual las participaciones son dinámicas y cambiantes (más aún en un escenario de penetración del gas natural), los riesgos de inversión en almacenamiento deben ser valorados y asumidos por los comercializadores y no determinados en forma centralizada. Como ya se ha mencionado antes, la CREG, en el mismo documento, ha propuesto la separación de las actividades de comercialización y almacenamiento, y la libertad de negociación de tarifas y precios entre los agentes, considerando que el número de participantes permite la competencia efectiva. Solamente en el caso de la venta de los comercializadores a los distribuidores se prevé que ésta sea mediante ofertas públicas. En síntesis, la CREG propone que se desregulen los márgenes y precios a los que vende el comercializador54, en paralelo con la imposición de requerimiento de contratos y publicidad de información para darle transparencia al mercado lo cual es un cambio conveniente para el sector.
52
Documento CREG 040 de 2005, página 36. Sin embargo, la resolución 035 de 1998 hizo el factor Ca igual a 1, pero no eliminó el requerimiento mínimo de inventarios ni de capacidad de almacenamiento. 53
Idem, página 37. 54
Actualmente definido como el precio de venta del Gran Comercializador más el margen regulado del comercializador: PVN PN Nt donde PVN = Precio de suministro en planta del
comercializador mayorista ($/galón). PN = Precio de suministro en planta del gran
comercializador y Nt es el margen del comercializador.
123
3.3.6 Margen para el Distribuidor y régimen tarifario para la fijación de los precios al usuario final Actualmente existen fórmulas tarifarias para determinar el margen de los distribuidores dependiendo del tipo de recipiente en el cual se suministra el servicio (carrotanque o cilindro según tamaño). Las fórmulas consisten en un margen dado en pesos por galón, el cual se ajusta con un índice de precios establecido en la misma regulación. La expresión de la fórmula es la siguiente para el caso de carrotanques:
DC A DCt * 0 Donde DCt es el margen de distribución resultante de actualizar con el factor de precios A el cargo base DCo. En formar similar, mediante resolución CREG – 044 de 2001 se fijaron fórmulas para el margen de distribución en cilindros de 30 y 80 libras que buscaban sustituir los cilindros de 40 y 100 libras mediante el plan de reposición. Dichos márgenes máximos fueron calculados con base en los estudios realizados por la CREG en los cuales se estimaban costos eficientes de las actividades de la cadena de servicio. Para fijar los precios al usuario final se establecieron fórmulas que consisten en tomar el precio del GLP en planta del comercializador mayorista y multiplicarlo por el factor de capacidad del cilindro, sumándole el margen de distribución respectivo para el recipiente utilizado. El factor de capacidad fue modificado mediante resolución CREG – 010 de 2001, con el fin de reflejar la composición de la mezcla de gases y constituye una variable que puede ser modificada en función de cambios de dicha composición reportada por los grandes comercializadores antes del 31 de enero de cada año. Estos factores de capacidad han sido actualizados en resoluciones posteriores. Cada uno de los precios que resulten de aplicar las fórmulas para cilindros, es la suma máxima que debe pagar el usuario por una cantidad neta de GLP de 45 kg. (100 libras), 18 kg. (40 libras), o 9 kg. (20 libras), respectivamente. El peso total será igual a la cantidad de GLP indicada, más el peso o tara del cilindro. Para la fijación de los precios al usuario final se observan las siguientes reglas:
124
a) Los precios al usuario que resultan de aplicar las fórmulas establecidas rigen para las localidades donde los grandes comercializadores entreguen el producto.
b) Para localidades diferentes a las antes indicadas, los precios del GLP son
fijados por los distribuidores, adicionando el costo del transporte a los precios que resulten de la aplicación de las fórmulas establecidas para la localidad más cercana en la cual los grandes comercializadores entreguen el producto.
c) Los precios de distribución de GLP en el perímetro urbano de las localidades
de Cartagena, Barranquilla, Santa Marta, Riohacha, Sincelejo, Montería, Neiva, Bucaramanga, Villavicencio, Barrancabermeja y Floridablanca, son fijados libremente por el distribuidor bajo el régimen de libertad vigilada55. Conforme a este régimen, la CREG tiene la facultad de revisar periódicamente la lista de localidades donde opera este régimen de tarifas, para incluir o excluir localidades.
Para la entrega a domicilio por medio de tanque estacionario y medidor individual, se estableció por concepto de costos fijos de clientela, un cargo fijo mensual por usuario. Como se puede apreciar, la regulación vigente introdujo el régimen de libertad vigilada en aquellas ciudades donde la penetración del gas se encontraba consolidada. Transcurridos casi diez años de la resolución 083 de 1997, el avance de la masificación del consumo del gas natural ha sido considerable y las condiciones para pasar a un régimen total de libertad vigilada generalizada están dadas. Algunas de estas condiciones favorables se enuncian a continuación:
Más del 45% de los hogares en las cabeceras municipales ya cuenta con el servicio de gas natural el cual es un sustituto de menor precio y cuenta con subsidios a los estratos 1 y 256;
En consecuencia, existe una gran parte del mercado de energía ampliamente competido en el cual el GLP difícilmente logra sostenerse y
55
Ley 142 de 1994: 14.11.- Libertad vigilada. Régimen de tarifas mediante el cual las empresas de servicios públicos domiciliarios pueden determinar libremente las tarifas de venta a medianos y pequeños consumidores, con la obligación de informar por escrito a las comisiones de regulación, sobre las decisiones tomadas sobre esta materia. 56
Mediante resolución CREG – 117 de 1996, se estableció que a la entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994, no existían contribuciones ni subsidios para el servicio público domiciliario de GLP. En consecuencia, los consumidores de GLP de estratos 1, 2 y 3 no reciben subsidios para el consumo de ese producto ni los consumidores de los estratos 4 y 5, industrial y comercial, pagan contribuciones de solidaridad sobre su consumo.
125
competir;
También, como consecuencia de lo anterior, el GLP debe buscar nuevos mercados, más distantes y menos densos, cuyos riesgos deben ser evaluados por los agentes;
El GLP no tiene clientes cautivos: en el caso de los usuarios vinculados en el programa de “gas para el campo” pueden volver al uso de la leña. Igual sucede con los usuarios que consumen GLP y tienen el servicio de electricidad (subsidiada en los estratos 1, 2 y 3). En los mercados donde ya hay gas natural, precios altos del GLP pueden precipitar el cambio de aquellos usuarios que han querido seguir con el gas propano;
Existe un número importante de agentes que siempre constituyen una amenaza para el agente que intente colocar precios por encima de los que esté dispuesto a ofrecer otras empresas.
3.4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En esta sección se presentan las principales conclusiones y recomendaciones del presente capítulo. 3.4.1 Conclusiones y recomendaciones de carácter general
La regulación del servicio domiciliario de GLP está próxima a cumplir 10 años de aplicación que dejan importantes enseñanzas sobre la eficacia de las normas con relación al cumplimiento de los objetivos de asegura la cobertura del servicio bajo criterios de eficiencia económica, calidad y confiabilidad.
Durante los años de vigencia de la regulación actual existen problemas de mayor y menor alcance que se deben resolver y otros aspectos en los cuales la regulación no presenta dificultades.
En cuanto a la definición de la estructura de la industria no se observan problemas que demanden soluciones especiales. La identificación de las actividades de gran comercializador, comercializador mayorista y distribuidor pueden mantenerse.
En general, los problemas del servicio domiciliario de GLP no se encuentran el los segmentos de la producción gran comercialización ni en la comercialización mayorista. Los problemas principales se encuentran en el campo de la distribución relacionados con los incentivos
126
para una prestación eficiente, con calidad y orientada a la expansión de la cobertura.
El principal problema de la distribución se centra en la mala calidad de la prestación del servicio y en la debilidad de los incentivos hacia la expansión de la cobertura, aspecto estrechamente relacionado con el esquema de parque de parque universal.
El servicio de GLP enfrenta condiciones y escenarios de competencia diferentes a los que se presentaban en 2006 los cuales deben ser tenidos en cuenta para la adopción de nuevas definiciones regulatorias en el régimen tarifario.
Han pasado varios años de discusiones y debates sobre diferentes alternativas de solución a los problemas enfrentados y ya es hora de tomar decisiones al respecto.
En todo caso, no se debe perder de vista que el sector ha tenido avances en su proceso de formalización y organización que deben ser aprovechados en las decisiones regulatorias para su futuro desarrollo.
La experiencia internacional sobre el tipo de esquema operativo de cilindros que se utiliza debe profundizarse para asimilar y comprender las razones de éxito y fracaso de las reglas que aplican a cada uno.
3.4.2 Conclusiones y recomendaciones respecto a regulación de la estructura industrial y operativa
No se considera conveniente ni ajustado a la ley dejar por fuera del alcance de lar regulación las responsabilidades a que está sujeto el productor nacional del GLP. Ello afectaría el logro de objetivos relacionados con la calidad y confiabilidad del servicio.
No se considera necesario modificar la estructura actual de la industria. En cambio, es conveniente precisar las responsabilidades de los agentes en los campos de calidad y confiabilidad y la necesidad de explicitarlas mediante contratos.
Es conveniente avanzar hacia una precisión y separación de la actividad de transporte a granel del GLP por ductos con el fin de preparar las condiciones para la futura entrada de nuevos agentes en el negocio de la importación de GLP.
127
No se considera conveniente imponer límites a la integración vertical de las actividades en aras del desarrollo del sector bajo las condiciones del mayor riesgo que implica la expansión hacia mercados menos densos y más distantes.
La industria se ha centrado en debatir la conveniencia de un esquema de marcas y si éste se puede dar con o sin propiedad de los cilindros por parte de los usuarios. La realidad ha mostrado que el esquema de parque universal no es eficiente ni efectivo.
La CREG ha efectuado análisis desde el punto de vista legal (tanto desde el punto de vista de responsabilidades y derechos inherentes a la marca registrada como desde el punto de vista de la promoción de la competencia que le compete a la CREG) y de conveniencia económica, y ha concluido que lo recomendable es continuar con el esquema de parque universal. Evaluación que no es compartida por el presente estudio según se expuso en las secciones anteriores.
Desde el punto de vista de los incentivos que se dan sobre todos los agentes, el Consultor se encuentra más inclinado hacia un esquema de marca registrada con propiedad de los cilindros en cabeza de las empresas. Además de los incentivos para una mejor calidad del servicio, para la expansión y la innovación, también se observa que un esquema de esta naturaleza reduciría los costos de operación, vigilancia y control: no se requeriría de centros de canje, ni de fiducias, ni de control de recursos de margen de seguridad y se facilita el autocontrol entre las empresas.
Existen complejidades operativas y restricciones legales para el desarrollo de un esquema de marcas que han sido elaboradas por la CREG en el documento 021 de 2003 y que deben ser profundizadas y resueltas. En cuanto a las limitaciones legales se refiere, en el desarrollo del presente trabajo se ha conocido que existen iniciativas de ley en el Plan Nacional de Desarrollo para promover los cambios que viabilicen la adopción del esquema de marcas. Sin embargo, el alcance de la norma propuesta en el proyecto de ley debe ser precisado.
La CREG desea mantener el esquema de parque universal, tal como se observa en la propuesta regulatoria de largo plazo de 2005. Existe la posición de que en la medida que se tomen otras medidas que delimiten y refinen la responsabilidad en el envasado (por ejemplo, tener la propiedad de plantas envasadoras certificadas para poder contratar el suministro con un comercializador), el transporte (eliminación del sistema de campaneo como instrumento de comercialización) y distribución de
128
cilindros (incluyendo los expendios), la exigencia de recibos y contratos de condiciones uniformes determinados (ya exigidos en la regulación actual), y se introduzcan nuevos mecanismos de seguridad como válvulas desechables con rosca sinfín que dificulten el “culebreo” y sellos indelebles que identifiquen al distribuidor en todas sus etapas, se podrían obtener los mismos beneficios que se lograrían bajo un esquema de marca registrada.
De acuerdo con el análisis presentado en este capítulo, es claro que este último camino de ajustes al actual esquema de parque universal no produce todos los incentivos favorables de un esquema de marca con propiedad de los cilindros por parte de los distribuidores. En consecuencia, la recomendación más nítida es tomar la decisión de caminar en este último sentido y adelantar las acciones que la hagan viable.
Un esquema de marcas registradas con propiedad del cilindro en cabeza del distribuidor facilita la autorregulación y control entre las empresas del sector y por parte de las autoridades.
Medidas relacionadas con instrumentar mecanismos que aseguren la inviolabilidad del contenido de los cilindros son benéficas, independientemente del esquema operativo de los recipientes.
Los ajustes relacionados con certificaciones y requerimientos técnicos en materia de plantas de envase, expendios y puntos de venta por parte del MME son necesarias para contribuir a la calidad en la prestación del servicio.
3.4.3 Conclusiones y recomendaciones respecto al régimen tarifario
Las propuestas de la CREG relacionadas con la regulación del precio del comercializador se consideran apropiadas dadas las perspectivas de oferta de producción nacional y demanda y la posición dominante que continuará teniendo ECOPETROL en el mediano y largo plazo.
Existen condiciones favorables para avanzar hacia un esquema de libertad vigilada en las actividades de comercialización mayorista y distribución, relacionadas con la mayor competencia entre sustitutos y la necesidad del GLP de expandirse hacia nuevos mercados.
129
4.
CENSO Y ENCUESTA DE EMPRESAS DE LA INDUSTRIA
MANUFACTURERA
4.1. MUESTRA DE INDUSTRIAS 4.1.1. Universo El marco de muestreo para esta investigación está conformado por las industrias de más de 10 empleados que figuran en el censo Económico y el marco de muestreo para la Encuesta Mensual Manufacturera elaborados por el DANE57. Este universo comprende 7913 empresas. La consultoría realizó un esfuerzo especial para adquirir las bases de información de tal forma que incluyeran además de la información de localización de las unidades los consumos energéticos de las empresas El directorio conformado con estas bases de información no sólo es importante por el aporte en el universo de industrias sino por la inclusión del Código Internacional Industrial Uniforme –CIIU- mediante el cual se clasifica a las empresas según su actividad principal realizada. En esta forma, disponiéndose del consumo energético del establecimiento y la clasificación del la actividad CIIU se pueden realizar los análisis desagregados por subsectores para el total de la población, resultados que gozan de mayor confiabilidad en comparación a una muestra. A manera de resumen, la información en las bases de información está conformada según se describe en el siguiente cuadro:
57
Encuesta Mensual manufacturera, Departamento Administrativo Nacional de Estadística DANE, www.dane.gov.co
130
Cuadro 4.1
Información incluida en el directorio de industrias
CIIU Rev 3ª
GRUPO
DEPTO GERENCIA
MNPIO GERENCIA
PROP ESTAB. O RAZON SOCIAL
DIRECCIÓN GERENCIA
TEL GERENCIA
TEL ESTABLECIMIENTO
APARTADO AEREO ESTABLECIMIENTO
FAX ESTABLECIMIENTO
4.1.2. Variables de clasificación En la determinación y cuantificación del potencial de consumo del GLP se ha determinado importante lograr resultados que permitan conocer esta potencialidad a nivel de subsectores de la industria. En este sentido, se definieron los siguientes 10 subsectores reagrupando lo aportado por la clasificación CIIU tal como se muestra a continuación:
Cuadro 4. 2 Clasificación de las empresas industriales en subsectores de actividad
Grupo Nombre Códigos CIIU de agrupación
1 Alimentos 1511 a 1589
2 Bebidas y Tabaco 1591 a 1594 1600
3 Textil y Confección 1710 a 1750 1810
4 Calzado y Cuero 1921 a 1929 1910 - 1931 a 1939
5 Madera y Muebles 2010 a 2090 3611 a 3619
6 Papel e Imprentas 2101 a 2109 2211 a 2240
7 Quimicos 2411 a 2429
8 Cemento 2694 a 2695
9 Piedras, Vidrio y Ceramica 2696 a 2699 2610, 2691 a 2693
10 Hierro, Acero y no Ferroso 2710 y 2731 2721 a 2729 y 2732
131
CUADRO 4.4
UNIVERSO DE INDUSTRIAS POR SECTOR DE ACTIVIDAD CIIU Y REGION
REGION ALIMENTOS BEBIDAS
Y TABACO
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO
CEMENTO
HIERRO ACERO Y
NO
FERROSOS
MADERA Y
MUEBLES OTROS
PAPEL E IMPRENTAS
PIEDRAS VIDRIO Y
CERAMICAS PLASTICOS QUIMICOS
TEXTILES Y CONFECCIONES
Total
Andina Centro 508 46 133 33 14 251 301 349 737 99 325 439 3235
Andina Norte 160 7 73 7 10 33 100 22 62 9 10 75 568
Andina Sur 315 13 22 10 79 40 440 95 59 50 56 100 1279
Antioquia Choco 194 11 73 33 13 112 170 119 357 47 111 482 1722
Caribe 205 18 10 9 3 80 67 44 119 17 45 63 680
Viejo Caldas 86 1 16 10 14 35 85 34 77 11 12 48 429
Total 1468 96 327 102 133 551 1163 663 1411 233 559 1207 7913
Una segunda variable de clasificación está conformada por la región. En este estudio se emplea la regionalización utilizada por la UPME en el estudio de Costos de Racionamiento realizado en el año 2003. El cuadro 4.3 muestra dicha clasificación.
Cuadro 4.3 Regionalización de las empresas industriales y
agropindustriales
REGIÓN DEPARTAMENTOS
Caribe Guajira, Atlántico, Cesar, Magdalena, Bolivar, Sucre y Córdoba
Andina Norte
Norte de Santander, Santander, Arauca, Boyacá y Casanare
Andina Centro Cundinamarca, Bogotá, Tolima, Huila, Meta y Caquetá
Viejo Caldas Risaralda, Quindío y Caldas
Antioquia-Chocó Antioquia y Chocó
Andina Sur Valle, Cauca, Nariño y Putumayo
Igualmente a este marco de muestreo se le ha incorporado la información de los consumos de energía eléctrica y gas natural de diciembre de 2005, con objeto de contar con una variable Proxy para efectos de determinar el tamaño de la muestra. 4.1.3. Caracterización del universo de empresas De acuerdo con lo expuesto anteriormente en el cuadro 4.4 se presenta el universo de empresas industriales; del universo no se toman en cuenta los departamentos San Andrés y Providencia y Amazonas.
132
Con respecto al Censo de Industrias de 2005 del DANE (Cuadros 4.4 y 4.5), se encuentra que el universo está compuesto por 7913 organizaciones industriales de todos los sectores, de las cuales la mayor parte están en las regiones de más notable concentración industrial. del total de las empresas 2805 se hallan en Bogotá (35.4%), 1720 en Antioquia (21.7%); 1112 en el Valle del Cauca (14%); y 463 en Atlántico (5.8%); en general estas cuatro regiones representan el 77% de las empresas del país. Si sumamos otros departamentos de algunas de las zonas más desarrolladas tales como Santander, Caldas, Risaralda y Norte de Santander, encontramos que representan el 90.9%, confirmando la concentración industrial regional en Colombia. Cuando se analiza la composición industrial de acuerdo con el Censo de 2005 del DANE partiendo de la variable de Valor de la Producción se encuentra que las mismas regiones antes mencionadas corresponden al 83.1% del total. En cuanto a este porcentaje Bogotá representa el 38.7%, Antioquia el 23.3%, Valle del Cauca el 14% y Atlántico el 7.1% respectivamente (Cuadro 4.6). De igual forma en el censo se incluye el potencial del GLP como combustible para sus procesos, la cual está calculada con base en las zonas sin presencia de gas natural y para aquellas empresas con consumo de energéticos objeto de sustitución por el GLP. Por otra parte, del total de las empresas encontradas en el censo, las actividades industriales -de acuerdo con el código CIIU- en las que se encuentra mayor número de empresas son las de Alimentos (1471) con un 18.6%, las de Piedras, Vidrio y Cerámicas (1411) con un 17.8%, y las de Textiles y Confecciones (1207) con un 15.2%. Estos tres sectores representan el 51.6% del total (Cuadro 4.6). En relación con los sectores menos representados por número de empresas se encuentran los de Bebidas y Tabaco (96) con el 1.2%; los de Cemento (102) con el 1.3%; el de Hierro, Acero y no Ferrosos (133) con el 1.7%; y el de Plásticos con el 2.9%, representando en total el 5.9% del total de las industrias (Cuadro 4.5).
133
ALIMENTOSBEBIDAS Y
TABACO
CALZADO Y
ARTICULOS
DE CUERO
CEMENTO
HIERRO
ACERO Y NO
FERROSOS
MADERA Y
MUEBLESOTROS
PAPEL E
IMPRENTAS
PIEDRAS
VIDRIO Y
CERAMICAS
PLASTICOS QUIMICOSTEXTILES Y
CONFECCIONES
AMAZONAS 0.1% 0.1% 0.01%
ANTIOQUIA 13.1% 11.5% 22.3% 32.4% 9.8% 20.1% 14.6% 17.9% 25.3% 20.2% 19.9% 39.9% 21.7%
ATLÁNTICO 8.0% 8.3% 2.4% 3.9% 1.5% 10.5% 3.9% 4.4% 6.2% 5.2% 5.9% 4.8% 5.8%
BOGOTÁ D.C. 24.1% 31.3% 38.8% 19.6% 2.3% 43.0% 19.8% 50.7% 47.5% 40.3% 52.6% 33.9% 35.4%
BOLIVAR 1.9% 2.1% 0.6% 2.0% 2.5% 0.9% 0.9% 1.6% 1.3% 2.1% 0.2% 1.3%
BOYACÁ 0.3% 2.1% 2.9% 0.8% 2.0% 0.2% 0.3% 1.2% 0.2% 0.1% 0.6%
CALDAS 3.2% 1.0% 1.2% 6.9% 3.1% 0.8% 2.3% 3.9% 1.7% 2.1% 1.2% 2.3%
CAQUETA 0.1% 1.0% 1.0% 0.04%
CASANARE 0.2% 0.04%
CAUCA 1.9% 5.2% 0.6% 3.9% 0.4% 1.2% 2.1% 1.7% 1.7% 0.7% 0.2% 1.3%
CESAR 0.8% 1.0% 1.0% 0.8% 0.2% 0.1% 0.1% 0.2%
CHOCO 0.1% 0.2% 0.03%
CORDOBA 1.1% 2.1% 0.9% 0.1% 0.5% 0.2% 0.4%
CUNDINAMARCA 3.3% 7.3% 1.2% 6.9% 4.5% 2.2% 2.9% 0.9% 3.9% 1.3% 5.0% 1.1% 2.8%
HUILA 1.2% 3.1% 1.0% 0.3% 0.5% 0.6% 0.9% 0.5% 0.5%
LA GUAJIRA 0.1% 2.1% 0.1%
MAGADALENA 1.7% 3.1% 0.4% 0.7% 0.5% 0.3% 0.9% 0.2% 0.6%
META 1.7% 2.0% 1.5% 0.3% 0.3% 0.5%
NARIÑO 2.4% 1.0% 0.9% 1.1% 0.6% 0.2% 0.1% 0.8%
NORTE DE
SANTANDER3.5% 3.1% 9.8% 1.0% 0.8% 1.1% 0.9% 0.8% 2.1% 1.7% 2.0%
PUTUMAYO 0.2% 0.01%
QUINDIO 0.7% 2.4% 2.0% 2.4% 0.5% 0.3% 0.4% 0.9% 0.6% 0.7%
RISARALDA 1.9% 1.2% 1.0% 10.5% 0.9% 6.0% 2.6% 1.2% 2.1% 2.2% 2.4%
SAN ANDRES Y
PROVIDENCIA0.1% 0.2% 0.1%
SANTANDER 6.9% 2.1% 12.5% 2.9% 6.0% 2.9% 7.5% 2.3% 1.1% 3.9% 1.6% 4.4% 4.5%
SUCRE 0.3% 2.0% 0.2% 0.2% 0.3% 0.1% 0.2%
TOLIMA 4.1% 5.2% 0.6% 2.0% 2.3% 0.4% 2.5% 0.6% 1.4% 1.6%
VALLE 17.1% 7.3% 6.1% 5.9% 59.4% 6.0% 35.4% 11.6% 2.3% 19.7% 9.1% 8.0% 14.0%
TOTAL 18.6% 1.2% 4.1% 1.3% 1.7% 7.0% 14.7% 8.4% 17.8% 2.9% 7.1% 15.2% 100.0%
DEPARTAMENTO
ACTIVIDAD INDUSTRIAL
TOTAL
DEPARTAMENTO VALOR DE LA PRODUCCION %
AMAZONAS ND 0.0%
ANTIOQUIA $ 12,198,270,902 23.3%
ATLÁNTICO $ 3,693,798,476 7.1%
BOGOTÁ D.C. $ 20,220,442,230 38.7%
BOLIVAR $ 1,874,056,995 3.6%
BOYACÁ $ 145,283,284 0.3%
CALDAS $ 1,358,786,789 2.6%
CAQUETA $ 5,286,177 0.0%
CASANARE ND 0.0%
CAUCA $ 1,236,430,105 2.4%
CESAR $ 60,798,525 0.1%
CHOCO $ 282,411 0.0%
CORDOBA $ 1,450,646,621 2.8%
CUNDINAMARCA $ 1,987,787,020 3.8%
HUILA $ 97,154,895 0.2%
LA GUAJIRA $ 261,237 0.0%
MAGADALENA $ 71,410,357 0.1%
META $ 61,431,619 0.1%
NARIÑO $ 19,177,583 0.0%
NORTE DE SANTANDER $ 107,406,100 0.2%
PUTUMAYO ND 0.0%
QUINDIO $ 62,646,910 0.1%
RISARALDA $ 53,642,348 0.1%
SAN ANDRES Y PROVIDENCIA ND 0.0%
SANTANDER ND 0.0%
SUCRE ND 0.0%
TOLIMA $ 222,654,996 0.4%
VALLE $ 6,289,871,781 14.0%
TOTAL 51,217,527,361$ 100%
Cuadro 4.5 Censo 2005 Departamento vs. Actividad industrial
(%)
Fuente: Cálculos del consultor con base en el Censo de Industrias DANE 2005
Cuadro 4.6 Censo 2005 Departamentos vs. Valor de la Producción
Fuente: Cálculos del consultor con base en el Censo de Industrias DANE 2005
134
4.1.4. Modelo de muestreo El tamaño de muestra total se estimó tomando como referencia el modelo de muestreo aleatorio simple y como variable de referencia el consumo de energía eléctrica por empresa y subsector de actividad CIIU. Esta variable presenta una gran dispersión, muy posiblemente mayor que el consumo de gas natural o GLP y por tanto eventualmente cubre el riesgo de tomar una muestra demasiado pequeña. 4.1.5. Tamaño de muestra El tamaño de muestra se diseña para estimar totales y promedios de consumos del GLP en las empresas del sector industrial mediante la fórmula para un modelo de muestreo aleatorio simple (Cochran58) definido mediante:
Con:
N Número de empresas Industriales en el universo, N=7.913.
Z Confiabilidad deseada, 95%, z=1.96
d error admisible –precisión deseada, inferior al 5%
var(x) Varianza de la variable que en este caso corresponde a la varianza del consumo de energía eléctrica por empresa en un subsector CIIU, estimada en 1.396.756
Obteniéndose un tamaño final de muestra n= 1.489 empresas incluyendo reemplazos. Este tamaño de muestra equivale a una muestra del 50% del total de empresas (7.913).
58
SAMPLING TECHNIQUES. Cochran, W. John Wiley & Sons, Inc. 1977.
)var(
)var(22
2
xZNd
xNn Z
135
En resumen, el tamaño de muestra final determinado para esta investigación se obtuvo en base a 1257 empresas, el cual se puede considerar suficiente y representativo estadísticamente para estimaciones de consumos totales y medios por empresas en subsectores CIIU. Obviamente, vale recalcar que disponiéndose de la información de consumos totales en el marco de muestreo, el análisis correspondiente de esta variable empleará los datos del marco de muestreo que como se menciono antes representan el universo de estudio y por tanto mayor representatividad. 4.1.6. Distribución de la muestra Una vez determinado el tamaño de muestra, esta se distribuyó en la proporción del tamaño de muestra final, en cada subsector CIIU. Los resultados se muestran en el cuadro 4.7
CUADRO 4.7
MUESTRA DE INDUSTRIAS POR SECTOR DE ACTIVIDAD
REGION ALIMENTOS BEBIDAS
Y
TABACO
CALZADO Y
ARTICULOS DE CUERO
CEMENTO
HIERRO ACERO
Y NO FERROSOS
MADERA Y
MUEBLES
OTROS PAPEL E
IMPRENTAS
PIEDRAS VIDRIO Y
CERAMICAS
PLASTICOS QUIMICOS TEXTILES Y
CONFECCIONES TOTAL
ANDINA
CENTRO 54 6 14 3 17 36 27 80 3 24 35 299
ANDINA
NORTE 10 2 1 3 8 1 6 2 4 37
ANDINA SUR 50 2 1 10 1 35 15 6 2 5 127
ANTIOQUIA 82 4 19 11 9 26 110 35 133 15 44 113 601
COSTA 59 4 1 1 1 22 25 10 14 1 9 8 155
VIEJO CALDAS 9 1 1 9 3 9 2 4 38
TOTAL 264 16 37 14 23 70 223 91 248 19 83 169 1257 Siendo los más representativos los sectores de alimentos (264) en Antioquia, piedras vidrios y cerámicas (248) en la región de Antioquia. En la muestra (Cuadro 4.8 y 4.9) se encuentra que el 85% % de las empresas de la muestra están en los departamentos de Antioquia (47.8%), Bogotá (20.9%), Atlántico (9.7%) y Valle del Cauca (6.5%). Es importante aclarar, que una vez analizada la participación del GLP en el consumo energético y la penetración del gas natural, la muestra se direccionó a la región de Antioquia para obtener el máximo de información sobre los usos del GLP. De esta forma, se le da menor relevancia a ciudades donde existe alta penetración de gas natural y baja uso del GLP como Bogotá. Los sectores con mayor representación en términos del número de empresas se encuentran en las actividades de Alimentos (264) con un 21%; Piedras, Vidrios y
136
Cerámicas (248) con un 19.7%; y las de Textiles (169) con el 13.4%. En estas tres actividades se encuentra el 54.1% del total del número de empresas de la muestra. Las actividades industriales con menor representación en relación con el número total de organizaciones, al igual que en el censo, son los sectores de Cemento (14) con un 1.1%; el de Bebidas y Tabaco (16) con un 1.3%; el de Plásticos (19) con un 1.5%; y el de Hierro, Acero y no Ferrosos (23) con un 1.8%; que en total representan el 5.7% de la empresas.
Cuadro 4.8 Encuesta - Departamentos vs. Actividad industrial (número de empresas)
ALIMENTOSBEBIDAS Y
TABACO
CALZADO Y
ARTICULOS
DE CUERO
CEMENTO
HIERRO
ACERO Y NO
FERROSOS
MADERA Y
MUEBLESOTROS
PAPEL E
IMPRENTAS
PIEDRAS
VIDRIO Y
CERAMICAS
PLASTICOS QUIMICOSTEXTILES Y
CONFECCIONES
ANTIOQUIA 82 4 19 11 9 26 110 35 133 15 44 113 601
ATLÁNTICO 48 2 1 1 16 22 7 11 1 6 7 122
BOGOTÁ D.C. 41 4 14 1 17 25 26 77 3 24 31 263
BOLIVAR 5 1 3 1 1 3 3 1 18
BOYACÁ 1 1 1 1 4
CALDAS 8 1 1 3 2 7 2 2 26
CAUCA 3 1 1 1 1 7
CORDOBA 3 2 2 1 1 9
CUNDINAMARCA 1 1 3 2 7
MAGADALENA 3 1 1 1 6
META 7 1 1 9
NARIÑO 22 1 1 6 4 3 1 38
NORTE DE
SANTANDER6 2 2 2 1 4 2 19
RISARALDA 1 6 1 2 2 12
SANTANDER 4 6 1 1 2 14
TOLIMA 6 1 1 7 1 4 20
VALLE 25 1 10 29 10 3 1 3 82
TOTAL 264 16 37 14 23 70 223 91 248 19 83 169 1257
ACTIVIDAD
TOTALDEPARTAMENTOS
Fuente: Cálculos Unión Temporal Zeus.
Cuadro 4.9 Encuesta - Departamentos vs. Actividad industrial (%)
ALIMENTOSBEBIDAS Y
TABACO
CALZADO Y
ARTICULOS
DE CUERO
CEMENTO
HIERRO
ACERO Y NO
FERROSOS
MADERA Y
MUEBLESOTROS
PAPEL E
IMPRENTAS
PIEDRAS
VIDRIO Y
CERAMICAS
PLASTICOS QUIMICOSTEXTILES Y
CONFECCIONES
ANTIOQUIA 31.1% 25.0% 51.4% 78.6% 39.1% 37.1% 49.3% 38.5% 53.6% 78.9% 53.0% 66.9% 47.8%
ATLÁNTICO 18.2% 12.5% 7.1% 4.3% 22.9% 9.9% 7.7% 4.4% 5.3% 7.2% 4.1% 9.7%
BOGOTÁ D.C. 15.5% 25.0% 37.8% 4.3% 24.3% 11.2% 28.6% 31.0% 15.8% 28.9% 18.3% 20.9%
BOLIVAR 1.9% 2.7% 4.3% 0.4% 1.1% 1.2% 3.6% 0.6% 1.4%
BOYACÁ 7.1% 1.4% 0.4% 1.2% 0.3%
CALDAS 3.0% 7.1% 1.4% 1.3% 2.2% 2.8% 2.4% 1.2% 2.1%
CAUCA 1.1% 6.3% 1.1% 1.2% 0.6% 0.6%
CORDOBA 1.1% 12.5% 2.9% 0.4% 1.1% 0.7%
CUNDINAMARCA 6.3% 4.3% 1.3% 0.8% 0.6%
MAGADALENA 1.1% 1.4% 0.4% 1.1% 0.5%
META 2.7% 0.4% 0.4% 0.7%
NARIÑO 8.3% 6.3% 1.4% 2.7% 4.4% 1.2% 0.6% 3.0%
NORTE DE
SANTANDER 2.3% 5.4% 2.9% 0.9% 1.1% 1.6% 1.2% 1.5%
RISARALDA 0.4% 2.7% 1.1% 0.8% 1.2% 1.0%
SANTANDER 1.5% 2.7% 0.4% 1.2% 1.2% 1.1%
TOLIMA 2.3% 6.3% 4.3% 3.1% 1.1% 2.4% 1.6%
VALLE 9.5% 2.7% 43.5% 13.0% 11.0% 1.2% 1.2% 1.8% 6.5%
TOTAL 21.0% 1.3% 2.9% 1.1% 1.8% 5.6% 17.7% 7.2% 19.7% 1.5% 6.6% 13.4% 100.0%
DEPARTAMENTOS
ACTIVIDAD
TOTAL
Fuente: Cálculos Unión Temporal Zeus.
137
4.2. FACTORES DE RESTITUCION POBLACIONAL En los cuadros 4.10 y 4.11 muestran los factores de restitución poblacionales. En el cuadro 4.10 para lo relacionado con los sectores de actividad y el cuadro 4.11 para las regiones. En cada caso, las estimaciones del total (proporciones o medias) están dadas por el producto del estimador por el factor de expansión que actúa como ponderador.
Cuadro 4.10 Factores de restitución poblacional por sector de actividad industrial
(CIIU)
Actividad Industrial Factor de expansión
ALIMENTOS 5,56
BEBIDAS Y TABACO 6
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO 8,84
CEMENTO 7,29
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS 5,78
MADERA Y MUEBLES 7,87
OTROS 5,22
PAPEL E IMPRENTAS 7,29
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS 5,69
PLASTICOS 12,26
QUIMICOS 6,73
TEXTILES Y CONFECCIONES 7,14
Cuadro 4.11 Factores de restitución poblacional por región
REGION Factor de expansión
Andina Centro 10,82
Andina Norte 15,35
Andina Sur 10,07
Antioquia Choco 2,87
Caribe 4,39
Viejo Caldas 11,29
138
5.
RESULTADOS DE LA ENCUESTA 5.1. RESULTADOS POR SUBSECTOR INDUSTRIAL. El cuadro 5.1 indica el consumo total de energía para cada subsector industrial. El consumo total en Tcal es de 52.152,26. Entre los sectores, con mayor consumo de energía se encuentran Textiles y Confecciones (13.735 Tcal) que representa un 26,34%, Químicos (11.445) con 21,95%, Otros (12.951) con 24,83% y Piedras, Vidrio y Cerámicas (8.171) con un porcentaje de 15,67%.
Cuadro 5.1. Consumo total de energía por actividad
Tcal.
ACTIVIDAD CONSUMO TCAL PORCENTAJE
ALIMENTOS 1.238,27
0,02
BEBIDAS Y TABACO 247,01
0,00
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO
301,35
0,01
CEMENTO 850,79
0,02
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS
12,37
0,00
MADERA Y MUEBLES 3.318,17
0,06
OTROS 12.951,12
0,25
PAPEL E IMPRENTAS 653,43
0,01
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS
8.171,38
0,16
PLASTICOS 465,64
0,01
QUIMICOS 11.445,35
0,22
TEXTILES Y CONFECCIONES
13.735,63
0,26
TOTAL 52.152,26
1,00
Fuente: Cálculos U.T Zeus.
139
El Cuadro 5.2, muestra el consumo total de energía de manera desagregada. De acuerdo con los sectores de mayor consumo, en textiles y confecciones se encuentra que carbón mineral representa el mayor consumo con 5.693 Tcal, seguido por energía eléctrica con 4005, mientras que para el GLP el consumo es muy bajo, de tan sólo 37,77 Tcal. Entre los combustibles tradicionales el gas natural es el energético más consumido en la industria, seguido el carbón mineral, la energía eléctrica, el diesel y en último lugar el GLP. El gas natural como el carbón mineral aparecen en todos os subsectores industriales, como el diesel y la energía eléctrica. Ahora, para el sector de químicos el gas natural es el energético con más utilización con un consumo de 8091 Tcal, seguido por energía eléctrica con 1787 Tcal. En cambio el consumo del GLP en éste sector también es bajo, con 31,36 Tcal. Entre los sectores con mayor consumo del GLP está el de Piedras, Vidrios y Cerámicas cuyo valor es de 125,05 Tcal, sector que representa un porcentaje considerable de 15,67% , seguido por químicos y otros. En el cuadro 5.3 se observa en términos porcentuales el empleo de cada energético para cada actividad industrial. Se observa que la mayor participación del consumo del GLP se encuentra en el sector de Papel e Imprenta y Hierro Acero y no Ferrosos con un 8,49% y 8,97% respectivamente. Sin embargo, estos sectores poseen una participación mínima dentro el consumo total de energía.
140
Cuadro 5.2. Consumo de los energéticos por actividad económica
Tcal
TOTAL
ACTIVIDAD CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL
TOTAL
ALIMENTOS 266,13 9,71 208,63 73,29 680,52 1.238,27
BEBIDAS Y TABACO 29,15 - 63,88 2,26 151,73 247,01
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO 151,65 0,06 30,14 1,33 118,16 301,35
CEMENTO 129,86 - 514,16 95,61 111,17 850,79
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS 0,61 1,10 4,43 4,40 1,83 12,37
MADERA Y MUEBLES 2.072,86 0,39 133,76 - 1.111,16 3.318,17
OTROS 1.514,31 350,94 2.424,10 2.804,46 5.857,31 12.951,12
PAPEL E IMPRENTAS 26,85 55,32 377,50 15,43 178,32 653,43
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS 4.661,40 125,04 1.151,13 241,87 1.991,94 8.171,38
PLASTICOS 3,71 0,02 140,21 1,91 319,79 465,64
QUIMICOS 8.091,03 31,36 1.787,71 120,47 1.414,78 11.445,35
TEXTILES Y CONFECCIONES 3.515,89 37,77 4.005,42 483,33 5.693,22 13.735,63
TOTAL 20.197,32 602,00 10.632,46 3.771,08 16.949,40 52.152,26
Fuente: Cálculos U.T Zeus.
141
Cuadro 5.3. Participación del consumo de energéticos en las actividades iondustriales
TOTAL
ACTIVIDAD CONSUMO
GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICIDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL
TOTAL
ALIMENTOS 21,49% 0,78% 16,85% 5,92% 54,96% 100,00%
BEBIDAS Y TABACO 11,80% 0,00% 25,96% 91,00% 61,42% 100,00%
CALZADO Y CUERO 50,32% 0,02% 10,00% 44,00% 39,21% 100,00%
CEMENTO 15,26% 0,00% 60,43% 11,24% 13,07% 100,00%
HIERRRO, ACERO Y NO FERROSO 4,93% 8,90% 35,85% 35,54% 14,77% 100,00%
MADERA YMUEBLES 62,47% 0,01% 4,03% 0,00% 33,49% 100,00%
OTROS 11,69% 2,71% 18,72% 21,65% 45,23% 100,00%
PAPEL E IMPRENTA 4,11% 8,47% 57,55% 2,36% 27,29% 100,00%
PIEDRAS, VIDRIO Y CERAMICA 57,05% 1,53% 14,09% 2,96% 24,38% 100,00%
PLASTICOS 0,80% 0,01% 30,11% 41,00% 68,68% 100,00%
QUIMICOS 70,69% 0,27% 15,62% 1,05% 12,36% 100,00%
TEXTILES Y CONFECCIONES 25,60% 0,27% 29,10% 3,52% 41,45% 100,00%
Fuente: Cálculos U.T Zeus
142
5.2. RESULTADOS POR REGIONES Los siguientes cuadros muestran el consumo de cada energético por actividades pero desagregado por regiones. Para la región Andina Centro el consumo total de energía es de 8,278 Tcal, en donde el gas natural es el más utilizado (3111,26 Tcal) y el sector con el más consumo es Textiles y Confecciones (3111 Tcal) seguido por los Químicos 1880,53 Tcal. En ésta región el consumo del GLP es casi insignificante, concentrado en tres subsectores, lo cual es lógico por la competitividad de gas natural y el carbón, disponibles en la región.. Similarmente el diesel es .poco considerado.
Cuadro 5.4
ANDINA CENTRO
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS
NATURAL CONSUMO
GLP CONSUMO
ELECTRICICDAD CONSUMO
DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
ALIMENTOS 82,29 0,16 46,18 24,30 74,73 227,66
BEBIDAS Y TABACO 0,00 0,00 0,19 0,37 13,65 14,21
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO 0,68 0,00 11,55 0,00 36,34
48,57
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS 0,08 0,08 0,10 0,02 0,74
1,03
MADERA Y MUEBLES 0,02 0,00 10,49 0,00 125,67 136,18
OTROS 23,10 0,00 323,13 5,60 520,12 871,95
PAPEL E IMPRENTAS 20,00 4,71 67,67 0,00 0,00 92,38
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS 680,79 1,67 300,17 0,00 879,07
1.861,71
PLASTICOS 0,00 0,00 32,94 0,00 0,00 32,94
QUIMICOS 1541,31 0,00 312,09 0,00 27,14 1.880,53
TEXTILES Y CONFECCIONES 1247,52 0,03 801,74 0,00 1061,95
3.111,26
TOTAL 3595,77 6,67 1906,26 30,29 2739,41 8.278,40
Fuente: Cálculos U.T Zeus.
Para la región Andina Norte el consumo total de energía es de 3,696 Tcal, en donde la energía eléctrica es el más utilizado (1457 Tcal), seguido por e carbón y el gas natural, abundantes en la zona. Como era de esperarse, la utilización del GLP es insignificante y menor que en la región Andina Centro. (Cuadro 5.5).
143
Cuadro 5.5
ANDINA NORTE
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS
NATURAL CONSUMO
GLP CONSUMO
ELECTRICICDAD CONSUMO
DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
ALIMENTOS -
0,10 0,69
0,11
12,27
13,18
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO
-
- -
-
34,05
34,05
CEMENTO -
- 0,26
-
35,95
36,20
MADERA Y MUEBLES -
- 0,05
-
-
0,05
OTROS 676,81
- 1.409,07
13,21
695,75
2.794,85
PAPEL E IMPRENTAS -
- 0,16
-
4,73
4,88
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS
-
- 7,73
8,61
126,50
142,85
QUIMICOS 0,02
- 11,89
-
487,49
499,40
TEXTILES Y CONFECCIONES
95,41
- 27,96
4,04
43,02
170,43
TOTAL 772,24
0,10 1.457,81
25,97
1.439,75
3.695,88
Fuente: Cálculos U.T Zeus. Para la región Andina Sur el consumo total de energía es de 4053 Tcal, siendo el combustible más empleado el diesel oil (2836 Tcal) y el sector con mayor consumo, fuera del de Otros, el de Alimentos (222 Tcal). Dentro de este sector el consumo de carbón mineral es el más representativo (162 Tcal). (Cuadro 5.6). El gas natural y el GLP no tienen mucha presencia. Hay que tener en cuenta que en esta región se encentran Nariño, Cauca y Putumayo con poca industria e inexistencia de gas natural.
144
Cuadro 5.6
ANDINA SUR
ACTIVIDAD CONSUMO
GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
ALIMENTOS 19,99
2,94 18,61
18,42
162,30
222,25
BEBIDAS Y TABACO -
- 0,27
0,50
30,55
31,33
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO
-
0,01 0,09
-
-
0,10
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS
0,38
0,20 2,65
-
0,44
3,68
MADERA Y MUEBLES -
- 0,21
-
-
0,21
OTROS 306,71
0,63 194,75
2.807,83
224,41
3.534,33
PAPEL E IMPRENTAS 3,64
- 22,35
5,46
14,42
45,86
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS
0,77
0,20 6,89
0,09
0,40
8,34
QUIMICOS 82,77
0,05 14,88
2,47
39,43
139,60
TEXTILES Y CONFECCIONES
-
- 13,42
1,48
53,18
68,09
TOTAL 414,26
4,03 274,11
2.836,26
525,13
4.053,79
Fuente: Cálculos U.T Zeus.
Para la región de Antioquia el consumo total de energía es de 30767 Tcal, siendo el gas natural el combustible más consumido (13733 Tcal) y los sectores con una mayor utilización de éste combustible son Químicos (5846), Piedras Vidrios y Cerámicas (3773 Tcal) y Textiles y Confecciones (2152 Tcal). En ésta región el consumo del GLP guarda un mayor consumo con respecto a las demás regiones (590 Tcal). A medida que el gas natural se expanda más en ésta región, la utilización del GLP irá decayendo. (Cuadro 5.7).
Cuadro 5.7
ANTIOQUIA
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
ALIMENTOS 90,22
1,46 47,55
9,70
59,62
208,56
BEBIDAS Y TABACO 9,79
- 58,31
0,63
35,95
104,67
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO
144,64
0,02 18,16
0,98
6,03
169,83
CEMENTO 66,72
- 13,47
70,46
-
150,65
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS
0,14
0,24 1,66
3,15
-
5,18
145
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
MADERA Y MUEBLES 1.292,62
0,19 33,01
-
4,17
1.329,98
OTROS 444,18
476,92 476,67
218,89
472,84
2.089,50
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
PAPEL E IMPRENTAS 3,08
22,00 262,10
5,18
47,41
339,76
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS
3.773,63
58,50 802,32
127,64
2.005,86
6.767,95
PLASTICOS -
0,01 78,51
-
206,81
285,34
QUIMICOS 5.846,10
14,82 460,94
62,36
272,07
6.656,29
TEXTILES Y CONFECCIONES
2.152,18
18,20 3.157,94
348,35
7.191,95
12.868,62
TOTAL 13.733,07
590,90 5.363,08
837,63
10.243,08
30.767,76
Fuente: Cálculos U.T Zeus. En la región de la Costa Atlántica el consumo total de energía en el sector industrial es de 4249 Tcal, donde los principales consumos de combustibles son energía eléctrica (1618 Tcal), gas natural (1315 Tcal) y carbón mineral (1285 Tcal). A nivel de sectores, el de Químicos consume la mayor cantidad de combustibles (1555 Tcal), destacándose la energía eléctrica (962 Tcal) y el gas natural (499 Tcal). En ésta región, el uso del GLP por el Sector industrial es prácticamente cero. (Cuadro 5.8)
Cuadro 5.8
COSTA
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
ALIMENTOS 67,48
0,02 92,26
1,22
83,24
244,22
BEBIDAS Y TABACO 19,20
- 5,11
0,19
17,97
42,47
CALZADO Y ARTICULOS DE CUERO
5,54
- 0,34
-
-
5,88
CEMENTO -
- 476,80
-
-
476,80
HIERRO ACERO Y NO FERROSOS
-
- 0,03
-
-
0,03
MADERA Y MUEBLES 769,24
- 89,19
-
588,77
1.447,20
OTROS 7,22
0,03 6,12
17,61
227,55
258,53
PAPEL E IMPRENTAS -
- 24,34
0,74
5,91
30,99
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS
10,98
- 22,75
16,99
248,88
299,60
PLASTICOS 3,69
- 28,76
-
-
32,45
QUIMICOS 499,87
- 962,44
4,59
88,51
1.555,40
146
ACTIVIDAD CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
TEXTILES Y CONFECCIONES
-
- 2,50
-
107,84
110,34
TOTAL 1.315,74
0,03 1.618,38
40,11
1.285,42
4.259,70
Fuente: Cálculos U.T Zeus. Por último, la región del Viejo Caldas el consumo total de energía en el sector industrial es de 1165 Tcal, donde los principales consumos de combustibles son carbón mineral (716 Tcal) y gas natural (366 Tcal). A nivel de sectores, el de mayor consideración es el de Piedras Vidrios y Cerámica con un consumo total de 277 Tcal.
Cuadro 5.9
VIEJO CALDAS
ACTIVIDAD
CONSUMO GAS NATURAL
CONSUMO GLP
CONSUMO ELECTRICICDAD
CONSUMO DIESEL
CONSUMO CARBON MINERAL TOTAL
ALIMENTOS 4,74
- 3,33
0,27
47,94
56,27
CEMENTO 62,45
- 23,63
-
35,95
122,02
MADERA Y MUEBLES -
- 0,82
-
-
0,82
OTROS 48,27
- 14,37
0,37
473,00
536,01
PAPEL E IMPRENTAS -
- 0,89
-
42,86
43,75
PIEDRAS VIDRIO Y CERAMICAS
170,54
- 11,26
-
95,26
277,06
QUIMICOS 78,09
0,27 25,48
0,17
0,32
104,34
TEXTILES Y CONFECCIONES
2,15
- 1,85
-
21,27
25,27
TOTAL 366,23
0,27 81,64
0,82
716,60
1.165,55
Fuente: Cálculos U.T Zeus.
5.3. CONSUMO POR USOS El cuadro 5.10 muestra la cantidad de energéticos medido en Tcal empleado en cada uno de los diferentes usos en los procesos industriales. Según este cuadro, la mayoría de energéticos se usan en calor y calderas con un consumo de 21.549 y 23.888 Tcal respectivamente. Las empresas emplean como principales combustibles para calor el gas natural y el carbón mineral con un consumo de 9.258 y 7754 Tcal respectivamente. Por otro lado, para calderas también el gas natural y el carbón vegetal son los energéticos más utilizados, aunque el diesel tiene un uso considerable en el proceso de calentamiento de calderas (3473 Tcal).
147
La energía eléctrica se emplea en n porcentaje alto en fuerza motriz y a continuación en calor e iluminación. Se tiene un valor alto en consumo en general porque el usuario no pudo especificar por usos, lo cual es comprensible en energía eléctrica. En éste cuadro se puede apreciar que la utilización del GLP es fundamentalmente para calderas, seguido por la producción de calor y consumos menores en cocción, fuerza motriz y soldadura. La discriminación de los usos por combustible muestra que aún existe un potencial de sustitución en diesel y leña por otros energéticos más competitivos, tales como gas natural y carbón. Este es un proceso que se dará con el tiempo a medida que la obsolescencia de los equipos obligue a cambiarlos.
Cuadro 5.10
Consumo de combustibles en diferentes usos industriales. Tcal
Fuente: Cálculos U.T Zeus. Por otro lado, el Cuadro 5.11 ilustra el anterior cuadro, expresado en porcentaje, indicando la participación de cada uno de los combustibles en los diferentes usos en los procesos industriales.
148
Cuadro 5.10
Participación de cada uno de los combustibles en los usos industriales.
Fuente: Cálculos U.T Zeus.
5.4. CONCLUSIONES Con base a los resultados, es evidente que la utilización del GLP en los diferentes sectores y en diversos usos industriales es mínima, y en donde se encuentra el mayor consumo de éste combustible es en Antioquia, pero a medida que el gas natural se vaya expandiendo más, el uso del GLP irá disminuyendo, sin tener ninguna posibilidad de penetración adicional en el sector industrial. Lo anterior es claro ya que el GLP no compite con el gas natural, el carbón, el fuel y el carbón y casi el 98 % de la industria, medida por el valor de la producción, está localizada en regiones que disponen de gas natural o pueden contar con carbón. El balance energético de GLP de 1980 a 2006 es muy diciente (Capítulo 1). De 1980 a 1991 el consumo en la industria varió entre 67 y 97 kbls. Saltó a 371.8 kbls en 1992 hasta un máximo de 783 en 1999. Desde 2000 viene disminuyendo lenta y continuamente hasta alcanzar 648 kbls en 2006. Es una tendencia que continuará en el futuro
149
150
6. MODELO FINANCIERO PARA EVALUAR LA
UTILIZACIÓN DE ENERGÉTICOS
La determinación del potencial de uso del GLP no sólo depende de las posibilidades tecnológicas, como todos aquellos usos que existen para producción de calor y vapor, sino de la factibilidad económica, que es una función de los costos de inversión y del precio del GLP en comparación con los otros energéticos. Definidos los usos potenciales es requisito esencial entrar al análisis económico para determinar la viabilidad económica. El GLP tiene como competidores al gas natural y el carbón. Donde se cuenta con disponibilidad de este primero el GLP no tiene posibilidades económicas, excepto para usuarios residenciales y de otro tipo que disponen de tanques estacionarios, ya que el cambio a gas natural no resulta económico. Con el carbón, excepto por razones ambientales, el GLP no es competitivo en calor y calderas. El GLP compite claramente en el sector residencial con los combustibles líquidos y con la energía eléctrica pero no así con la leña, de ahí la dificultad de su penetración en el sector rural. En los otros sectores el GLP es competitivo en usos calóricos si no hay disponibilidad de gas natural, con la excepción del trasporte donde el GLP es más ventajoso económicamente. 6.1. FORMULACIÓN MATEMÁTICA
Para el estudio de las ventajas económicas de un energético, la base metodológica consiste en calcular el valor presente de todos los costos de inversión, mantenimiento y operación. La idea del modelo financiero que se presenta a continuación tomando como ejemplo la cocción y calentamiento de agua es el de utilizarlo para estudiar la competitividad del GLP con relación a otros energéticos en diferentes sectores y usos. Para un usuario, el costo de utilizar GLP, gas natural GN, energía eléctrica EE o queroseno Q en cocción viene dado por los costos fijos de conexión, instalación, medidor, cilindro y estufa más los costos variables del energético. Si se supone una vida del equipo de n años y una tasa de descuento de r %, el valor presente de los gastos durante n años de un usuario del estrato i es igual a:
(1) 10
1
10
1 1)1(1)1(*
nn
nn r
CMGNi
r
PGNinCGNiCESTCMEDCICCVPGi
151
VPG= Valor presente de los costos de utilizar GLP o gas natural por un usuario del estrato i CC=costo conexión
CI= costo instalación CMED=costo del medidor CEST=costo de la estufa (para GLP incluye regulador, cilindro y otros elementos) CG=consumo anual del GLP en galones y del gas natural en Mª del usuario del estrato i PG= precio promedio anual del GLP, o del gas natural en el año n para el usuario del estrato i Por otra parte, para un usuario que utiliza energía eléctrica, sus costos serían iguales a:
(2) 10
1
10
1 1)1(1)1(*
nn
nn r
CMEEi
r
PEEinCEEiVPEEi
Donde VPEE=valor presente de los costos de utilizar energía eléctrica para un usuario del estrato i CEE= consumo de energía eléctrica en cocción del usuario del estrato i PEE=precio promedio de la energía eléctrica para un usuario del estrato i en el año n CMEEi = costo de mantenimiento anual para el estrato i. Si VPG > VPEE se prefiere la energía eléctrica VPG = VPEE se es indiferente VPG < VPEE se prefiere el gas natural o el GLP Si los precios crecen al mismo ritmo de la inflación y la tasa de descuento es igual a la tasa de inflación, las ecuaciones (1) y (2) se reducen a: VPG=CC+CI+CMED+CEST+CGi*10PGi+10CMGi (3)
152
VPEEi=CEEi*10PEEi+10CMEEi (4) No se trata que esto vaya a suceder necesariamente, sino que se utiliza como una simplificación, porque en cualquier modelo de proyecciones, después de un determinado año los precios se supone que crecen al mismo ritmo de la inflación. Las alternativas para analizar con este ejemplo son varias. Por ejemplo, obsérvese que si se trata de nuevos hogares y viviendas, la decisión se reduce a comparar los costos variables, mientras que en un hogar establecido que viene utilizando energía eléctrica la compra de la estufa del GLP es una inversión nueva. El modelo financiero presentado se puede generalizar para cualquier tecnología y uso de un determinado energético para producción de calor y vapor, movimiento de tractores, calentamiento de agua. Con base en los resultados de la encuesta industrial se harán cálculos distintos casos para definir la viabilidad de sustituir GLP por otros energéticos, ya sea de gas natural, diesel, energía eléctrica, keroseno, carbón o fuel oil. 6.2. EVALUACIÓN DE LA UTILIZACIÓN DEL GAS PROPANO, EL GAS
NATURAL, LA ENERGÍA ELÉCTRICA Y EL QUEROSENO PARA COCCIÓN Y CALENTAMIENTO DE AGUA.
6.2.1. Hogares nuevos. A partir de la encuesta realizada por los consultores se investigaron, en primer lugar, los precios de mercado de los costos de conexión, medidor, costos de la estufa y costos de instalación para el gas natural y la energía eléctrica, y en segundo lugar se identificaron los consumos por combustible y por estrato y se compararon las tarifas tanto en las resoluciones de CREG como en las efectivamente cobradas en las facturas por algunas distribuidoras. Este mismo ejercicio se realizó para el GLP y el queroseno así: Para el GLP se contempló únicamente el costo del cilindro de gas y la estufa y los correspondientes costos operativos. Para el queroseno se contempló únicamente el costo de la estufa y los costos operativos. El queroseno es prácticamente desconocido en cocción y calentamiento de agua por eso los costos de la estufa se asimilan a los de gasolina. De estos cuatro combustibles el gas propano ocupa la segunda posición en economía después del gas natural y antes de la energía eléctrica y el queroseno, resultado de la diferencia entre los precios promedios de los cuatro energéticos.
153
En el Cuadro 6.1 se presentan los precios promedio por estrato en cocción para el gas licuado propano, el gas natural, la energía eléctrica y el queroseno en pesos de 2005 por 103Btu.
Cuadro 6.1
Costo Promedio por Estrato
de la Utilización de GLP, GN, EE y Queroseno en cocción
$/103BTU
Estrato GLP GN EE Queroseno
1 43.31 37.13 61.46 59.12
2 45.09 57.16 81.07 62.31
3 48.46 59.86 93.65 67.09
4 45.45 60.98 92.49 62.83
5 48.57 60.98 102.08 67.24
6 45.84 60.98 115.45 63.37 * Se incluyen los cargos fijos del GN. Fuente: Cálculo con base en información de GN, ECP y ACOGAS.
Para finales de 2005 los cargos fijos son los que se muestran en el Cuadro 6.2, es decir sólo el gas natural presenta un cargo fijo en el consumo. El GLP presenta un cargo fijo cuando el servicio es prestado a un grupo de usuarios a través de tanque estacionario y red de distribución, caso que no es analizado en este documento por la poca frecuencia encontrada.
Cuadro 6.2 CARGOS FIJOS DEL CONSUMO PARA DICIEMBRE DE
2005GLP(1) GN EE DIESEL(2)
$ $ $ $
1 N.A. N.A. N.A. N.A.
2 N.A. N.A. N.A. N.A.
3 N.A. 4581.7 N.A. N.A.
4 N.A. 4581.7 N.A. N.A.
5 N.A. 5,498.0 N.A. N.A.
6 N.A. 5,498.0 N.A. N.A.
Nota (1): Para GLP corresponde a tanque estacionario.
Nota (2): Se trata de Diesel Keroseno
N.A.: No aplica
Fuente: Investigación del contratista. Para un nuevo usuario, el costo de utilizar el combustible C en cocción y calentamiento de agua viene dado por los costos fijos de conexión, instalación, el medidor, la estufa más los costos variables del energético. Si se supone una vida del equipo de n años y una tasa de descuento de r %, el valor presente de los gastos durante n años de un usuario del estrato i es igual a:
(1) 10
1 11*
nn
r
PCinCACiCESTCMEDCICCxVPCCi
154
VPCCi : Valor presente de los costos de utilizar el combustible C por un usuario del estrato i CCx : costo conexión CI : costo instalación CMED : costo del medidor CEST : costo de la estufa CACi : consumo anual de combustible C del usuario del estrato i PCin : precio promedio anual del combustible C en el año n para el usuario del estrato i Como resultado de la aplicación de la fórmula (1) se tiene que el gas natural es el combustible más económico para cocción y calentamiento de agua seguido por el GLP, el queroseno y la energía eléctrica en su orden, secuencia se mantiene en todos los estratos (Cuadro 6.3)
Cuadro 6.3
VALOR PRESENTE NETO
Gas propano, Energìa Eléctrica, Gas Natural y
Queroseno
para Hogares Nuevos
(pesos de Diciembre de 2005)
Estrato GLP Gas natural Energía Eléctrica Queroseno
1 2,026,429 1,658,759 2,538,011 2,530,042
2 3,351,825 2,160,274 4,536,040 4,057,738
3 3,687,851 2,570,240 5,315,306 4,404,169
4 4,839,333 2,824,268 7,239,298 5,747,759
5 5,148,955 3,156,054 8,030,660 6,108,241
6 6,508,217 3,313,728 11,679,383 7,761,638
Cuadro 6.4
155
Veces VALOR PRESENTE NETO del Gas Natural, la
Energía Eléctrica y Queroseno respecto al GLP para
Hogares Nuevos
Estrato GLP Gas naturalEnergía
EléctricaQueroseno
1 1.00 0.82 1.25 1.25
2 1.00 0.64 1.35 1.21
3 1.00 0.70 1.44 1.19
4 1.00 0.58 1.50 1.19
5 1.00 0.61 1.56 1.19
6 1.00 0.51 1.79 1.19 De acuerdo con los resultados presentados en el Cuadro 6.4 el gas natural es más económico que el GLP en todos los estratos entre 0.51 y 0.82 veces. El GLP está entre 1.25 en el estrato 1 y 1.79 veces más económico que la EE en el estrato 6. El GLP respecto al Queroseno está entre 1.25 veces en el estrato 1 y 1.19 en los estrato 3 a 6 más económico. Estos resultados, poco esperados en su magnitud, responden a eventos macroeconómicos como el aumento reciente en los costos del petróleo (WTI para Colombia) y de los combustibles relacionados con éste. Obsérvese que si se trata de nuevos hogares y viviendas, la decisión entre gas natural y energía eléctrica se reduce a comparar los costos variables (valor de los energéticos utilizados durante la vida del proyecto), mientras que en un hogar establecido que viene utilizando energía eléctrica, la compra de la estufa de gas natural es una inversión nueva así como los costos de conexión, medición e instalación. Esta misma situación ocurrirá si se trata de viviendas atendidas con GLP a través de red domiciliaria con tanque estacionario. La situación es diferente si se trata de viviendas que usarán GLP o queroseno, siendo este último muy rara vez encontrado y que el costo está demasiado alto como se ve en la tabla de precios correspondientes. Si no existe red domiciliaria los costos se reducen a la estufa y al costo del combustible. Es evidente que para los nuevos hogares, el gas natural es económico para cocción y calentamiento de agua por la diferencia favorable en el precio del gas natural comparado con los de los otros combustibles. Basta con analizar los costos para un año para comprobar lo anterior. Para los cálculos económicos se utilizaron los consumos anuales promedios de gas licuado propano, gas natural, energía eléctrica y diesel por estrato que se muestran en el Cuadro 6.5, los cuales provienen de los resultados de la encuesta realizada para el presente estudio.
Cuadro 6.5
156
CONSUMO ANUAL DE GLP, GN Y DIESEL EN COCCIÓN Y CALENTAMIENTO DE AGUA
En unidades primarias
Cocción Calentamiento de Agua
Estrato GLP GN * EE Queroseno GLP GN * EE Queroseno
LIBRAS M³ KWh Galón LIBRAS M³ KWh Galón
1 349.9 60.5 1,440.0 47.0 98.0 112.3 396.0 12.9
2 589.3 84.0 2,304.0 75.2 196.0 156.0 792.0 25.9
3 598.5 109.2 2,340.0 76.4 258.8 202.8 1,045.4 34.1
4 810.2 109.2 3,168.0 103.4 278.4 202.8 1,124.6 36.7
5 810.2 130.2 3,168.0 103.4 352.9 241.8 1,425.6 46.5
6 1,104.9 134.4 4,320.0 141.0 392.1 249.6 1,584.0 51.7 El consumo anual del GLP y diesel se calculó a partir del consumo de electricidad en kWh, encontrado en la encuesta de viviendas sin éstos, utilizando las equivalencias energéticas entre energía eléctrica, gas propano, gas natural y queroseno y aplicando factores de eficiencia diferentes para cocción y calentamiento de agua. Los parámetros que se usaron son los siguientes:
1 PC = 1.018,8 Btu 1M³ = 35.31 ft³ 1M³ de GN = 35.97 * 10³ Btu
1 Kg del GLP = 42.15469*10³BTU 1 Gl de queroseno = 134,000 BTU Factores de eficiencia en cocción:
GLP 70% GN 70% EE 78% Queroseno 78%
Factores de eficiencia en calentamiento de agua: GLP 70% GN 70% EE 75% Queroseno 80%
Con las tarifas para el consumo de los cuatro combustibles y los cargos fijos definidos para finales de 2005 para el gas natural, y de acuerdo con la información deducida de la encuesta, es evidente la economía del gas natural respecto al gas licuado propano, la energía eléctrica y el queroseno, a su vez, es evidente la economía del GLP respecto a la EE y el Q. Esta conclusión está muy en consonancia con la diferencia de precios del GLP, el GN, la energía eléctrica y el queroseno que se aprecian en el Cuadro 7.6. La diferencia entre el gas propano, GN, la EE y el queroseno indica que el GLP se encuentra como la segunda mejor opción para el usuario después del GN.
157
Otra forma de verlo es calcular el precio promedio que pagarían los usuarios al considerar los cargos fijos y los gastos en los energéticos, lo cual se presenta en el Cuadro 6.6.
Cuadro 6.6 COSTOS ANUALES DEL GLP, GN, ENERGÍA ELÉCTRICA Y EL DIESEL QUEROSENO
EN COCCIÓN Y CALENTAMIENTO DE AGUA
(PESOS DE DICIEMBRE DE 2005)
COCCION CALENTAMIENTO DE AGUA
Estrato GLP GN EE QUEROSENO GLP GN EE QUEROSENO
1 226,325 25,968 237,600 292,104 63,409 48,226 65,340 80,329
2 381,178 55,530 475,862 467,367 126,817 103,127 163,577 160,657
3 387,134 75,590 518,497 474,670 167,399 140,382 231,649 212,068
4 524,120 77,007 740,203 642,630 180,081 143,013 262,772 228,133
5 524,120 91,816 763,456 642,630 228,271 170,515 343,555 289,183
6 714,709 94,778 1,249,292 876,313 253,635 176,015 458,074 321,315 Al usar GLP se presenta un mayor costo respecto al GN y un ahorro respecto a la EE y el Q. Para la primera situación, el gas licuado propano presenta un mayor costo en cocción de un mínimo de 200,357 pesos para el estrato 1 a un máximo de 619,932 pesos para el estrato 6. En calentamiento de agua, de un mínimo de 15,183 pesos para el estrato 1 a un máximo de 77,619 pesos para el estrato 6. Para la segunda situación, el gas licuado propano respecto a la EE presenta un beneficio en cocción de un mínimo de 11,275 pesos para el estrato 1 a un máximo de 534,583 pesos para el estrato 6. En calentamiento de agua de un mínimo de 1,931 pesos para el estrato 1 a un máximo de 204,439 pesos para el estrato 6. Para el gas licuado propano respecto al queroseno presenta un beneficio en cocción de un mínimo de 65,780 pesos para el estrato 1 a un máximo de 161,604 pesos para el estrato 6. En calentamiento de agua de un mínimo de 16,920 pesos para el estrato 1 a un máximo de 67,680 pesos para el estrato 6 Para que a un usuario del estrato 1 le sea indiferente decidirse por el GLP o el gas natural, éste último tendría que tener incrementos de 4.38 veces por encima del incremento utilizado en este estudio, que es que los servicios públicos aumentarán sus precios de acuerdo con el Índice de Precios al Consumidor (IPC)59 en los próximos 10 años. Para un usuario del estrato 6 le sea indiferente el gas natural tendría que aumentar sus precios en 6.59 veces. Un usuario del GLP del estrato 1 le sería indiferente pasarse a energía eléctrica si a este último las tarifas le aumentaran negativamente en 1.4 veces las tarifas de la energía eléctrica. Para uno del estrato 6 sería indiferente si los precios de la energía eléctrica aumentan negativamente en 3.8 veces.
59
Se utiliza la proyección del IPC del Plan Colombia Visión 2019
158
Un usuario del GLP del estrato 1 le sería indiferente pasarse a queroseno si a este último las tarifas le aumentaran negativamente en 0.56 veces las tarifas de la energía eléctrica. Para uno del estrato 6 sería indiferente si los precios del queroseno aumentan negativamente en 0.16 veces. La indiferencia es el resultado de aumento o disminución en las tarifas, subsidios y la inversión requerida según el combustible. Este tipo de incremento en los precios finales del gas natural difícilmente puede preverse para el futuro tanto por razones económicas como políticas. Lo mismo se puede afirmar de la energía eléctrica en cuanto a reducción de las tarifas. 6.2.2. Competitividad del GLP en hogares antiguos Para los hogares antiguos que utilizan GLP o energía eléctrica el análisis de si se reemplaza por gas natural el GLP o la energía eléctrica por GLP parte de las siguientes consideraciones. Para un usuario que está consumiendo GLP y aparece gas natural la decisión depende de comparar el valor presente del gasto en GLP con respecto al valor presente de los gastos de inversión y combustible de gas natural. En el Cuadro 6.7 se presentan los resultados que muestran que excepto para el estrato 1 (la diferencia es muy pequeña) es más económico utilizar gas natural.
Cuadro 6.7 Comparación entre el GLP y el gas natural
VPN DEL GLP
USUARIO ACTUAL
VPN COSTO
COMBUSTIBLE +
INVERSIÓN
DIFERENCIA
(PESOS DE DICIEMBRE 2005)
Estrato GLP GN GLP - GN
1 1.720.349 1.658.759 61.590
2 3.016.325 2.160.274 856.052
3 3.292.651 2.570.240 722.411
4 4.181.333 2.824.268 1.357.065
5 4.467.474 3.156.054 1.311.420
6 5.749.736 3.313.728 2.436.008 Fuente: Cálculos del consultor
Para un usuario que utiliza energía eléctrica le conviene, excepto para el estrato 1, trasladarse a GLP como se muestra en el Cuadro 6.8
159
Cuadro 6.8 Comparación entre el GLP y energía eléctrica
VPN DEL GLP
USUARIO ACTUAL
VPN COSTO
COMBUSTIBLE +
INVERSIÓN
DIFERENCIA
(PESOS DE DICIEMBRE 2005)
Estrato EE GLP EE - GLP
1 1.798.767 2.026.429 -227.663
2 3.796.796 3.351.825 444.971
3 4.454.140 3.687.851 766.289
4 5.955.366 4.839.333 1.116.033
5 6.573.102 5.148.955 1.424.147
6 10.137.825 6.508.217 3.629.609 Fuente: Cálculos del consultor
Los resultados anteriores están sujetos a que se mantenga la relación de precios de los energéticos vigente hasta marzo 2007. Cualquier cambio en la relación de precios que implique incrementos en el GLP con respecto a los demás coloca e peligro el uso del GLP. Un aumento, por ejemplo, de 30 % en el precio del GLP manteniéndose los demás precios constantes, cambiaría la conclusión anterior con relación a la energía eléctrica para hogares antiguos. 6.2.3. Supuestos de equipos de cocción y alentamiento de agua,
acometida, medidor e instalación interna para gas natural, GLP, energía eléctrica y queroseno.
Para las estufas a gas natural y gas licuado para cocción se estiman costos de 35,000 pesos para la estufa popular de dos fogones y 105,000 pesos para la de cuatro fogones marca HACEB (Cuadro 6.9). En cuanto al calentador, su precio varía de 250,000 pesos para el de 5 litros, 480,000 pesos para el de 10 litros y 550,000 pesos para el de 13 litros. Las estufas eléctricas HACEB de dos puestos cuestan 68,000 pesos y las de gasolina SUNINZA 48,000 pesos. El costo de la instalación interna varía según se trate de gas natural, energía eléctrica, GLP o queroseno, cero para estos dos energéticos si no hay necesidad de tanques estacionarios y red interna. Para gas natural la instalación interna variaba de 575,55 pesos en el estrato 1 a 632, 833 pesos para el estrato y para energía eléctrica los costos correspondientes eran de 115, 111 y 353,007 pesos (Cuadro 6.10).
160
Cuadro 6.9
ESTUFAS A GAS NATURAL Y GAS LICUADO PROPANO
4 PUESTOS 2 PUESTOS
HACEB 105,000 35,000
HACEB T/V GE 180,000
SVECO 68,000 35,000
SUNIMAR 60,000 28,000
GAOCAL 29,000
ABBA 35,000
COSTO PROMEDIO 103,250 32,400
Nota: Precios de Noviembre de 2006
Costo Cilindro (Libras) Col$
20 35,000
40 39,000
80 55,000
100 56,000
4 PUESTOS 2 PUESTOS 1 PUESTOS
HACEB N.C. 68,000 38000
WINES 280,000
ABBA N.C. 70,000
COSTO PROMEDIO 280,000 69,000 38000
4 PUESTOS 2 PUESTOS 1 PUESTOS
SUNINZA N.C. 48,000 40,000
SUPERIOR N.C. 64,000 51,000
COSTO PROMEDIO 56,000 45,500
Nota: Encuesta realizada en el comercio de Bogotá en Noviembre de 2006
N.C. = No comerciales
ESTUFAS ELECTRICAS
ESTUFAS GASOLINA (ASIMILABLES A QUEROSENO)
161
Cuadro 6.10
Inversión inicial para Gas Natural
(pesos de 2005)
EstratoAcometida y
Medidor
Instalación
InternaEstufa
Calentador
de aguaTotal
1 361,583 575,555 31,080 250,000 1,218,217
2 361,583 575,555 31,080 250,000 1,218,217
3 361,583 575,555 100,722 250,000 1,287,859
4 361,583 575,555 100,722 480,000 1,517,859
5 385,221 579,711 153,481 480,000 1,598,413
6 369,527 632,833 153,481 550,000 1,705,840
Inversión inicial para Energía Eléctrica
(pesos de 2005)
EstratoAcometida y
Medidor
Instalación
InternaEstufa
Calentador
de aguaTotal
1 263,796 115,111 60,337 300,000 739,244
2 263,796 115,111 60,337 300,000 739,244
3 263,796 232,140 65,230 300,000 861,166
4 375,070 232,140 100,722 576,000 1,283,932
5 375,070 353,007 153,481 576,000 1,457,558
6 375,070 353,007 153,481 660,000 1,541,558
Inversión inicial para GLP
(pesos de 2005)
Estrato Cilindro Instalación
InternaEstufa
Calentador
de aguaTotal
1 31,080 275,000 306,080
2 60,500 275,000 335,500
3 120,200 275,000 395,200
4 130,000 528,000 658,000
5 153,481 528,000 681,481
6 153,481 605,000 758,481
Inversión inicial para DIESEL KEROSENO
(pesos de 2005)
EstratoAcometida y
Medidor
Instalación
InternaEstufa
Calentador
de aguaTotal
1 43,646 275,000 318,646
2 53,718 275,000 328,718
3 51,530 275,000 326,530
4 49,430 528,000 577,430
5 47,416 528,000 575,416
6 45,485 605,000 650,485 Fuente: Datos recopilados por el consultor
En cuanto a la acometida y el medidor, sus valores eran a pesos de 2005 de m 361,583 pesos para el estrato 1 y de 369,527 para el estrato seis en gas natural y de 263,796 y 375,070 pesos para la energía eléctrica,
162
respectivamente, financiados, según el estrato, de un mínimo de 24 meses para el estrato 6 y de 48 meses para el 1. Es decir, que para un usuario antiguo el costo fijo total para cocción según el combustible es, según el estrato, suponiendo que se paguen todos los gastos sin financiación, el que se muestra en el Cuadro 6.11.
Cuadro 6.11
Inversión inicial GLP-GN-EE-Q para cocción
(pesos de 2005)Estrato GLP GN EE QUEROSENO
1 31,080 968,217 415,359 43,646
2 60,500 968,217 444,136 53,718
3 120,200 1,037,859 561,166 51,530
4 130,000 1,037,859 707,932 49,430
5 153,481 1,118,413 881,558 47,416
6 153,481 1,155,840 881,558 45,485 Fuente: La encuesta
Si se utilizan estos combustibles tanto para cocción como calentamiento de agua, los costos iniciales se incrementan como se presentan en el Cuadro 6.12.
Cuadro 6.12
Inversión inicial GLP-GN-EE-Q para cocción y
calentamiento de agua
(pesos de 2005)Estrato GLP GN EE QUEROSENO
1 306,080 1,218,217 715,359 318,646
2 335,500 1,218,217 744,136 328,718
3 395,200 1,287,859 861,166 326,530
4 658,000 1,517,859 1,283,932 577,430
5 681,481 1,598,413 1,457,558 575,416
6 758,481 1,705,840 1,541,558 650,485 Fuente: La encuesta
No se ve el desarrollo de otros equipos domésticos como la nevera, que entren a trabajar con gas licuado propano o gas natural. Este desarrollo se esperaría se presente en Colombia más con gas natural aumentando la competitividad de este combustible. En verdad, los precios relativos están a favor de la utilización del gas natural en el sector residencial, que solo movimientos muy fuertes en los precios relativos harían cambiar los resultados, pero no existe ninguna lógica económica para que esto suceda. Además, todas las nuevas viviendas se están construyendo para utilizar el gas natural, por lo cual la decisión se reduce a comparar costos de los energéticos.
163
En definitiva, la conclusión es la clarísima ventaja de utilizar gas natural en lugar de gas licuado propano, electricidad y el queroseno que se encontró en los capítulos anteriores. En estas condiciones el GLP no es a su vez una posibilidad económica ni práctica. Esta afirmación puede precisarse en siguiente forma: Para los nuevos hogares, la comparación de las ventajas se hace comparando el valor presente de los energéticos, lo cual como se mostró que se requeriría que subieran inmediatamente los precios del gas natural en cifras superiores entre 4 y 6 veces el nivel de diciembre de 2005 para que perdieran su ventaja frente al GLP. 6.3. EVALUACIÓN FINANCIERA DE COSTOS DE CALDERAS, HORNOS
Y AIRES ACONDICIONADOS CON DIFERENTES COMBUSTIBLES En esta sesión se evalúa la oportunidad del gas licuado propano –GLP- en el mercado colombiano, en equipos como calderas, hornos y aires acondicionados. Para lo anterior se tiene en cuenta los resultados de la encuesta industrial realizada para este efecto, los precios actuales de los combustibles sustitutos del GLP, sus eficiencias y calidades disponibles. 6.3.1. Metodología Para el análisis se utilizó como criterio el valor presente actual de la inversión inicial, el costo del combustible y los costos de operación y mantenimiento anuales de cada uno de los equipos analizados, descontados con una tasa del 12%. Se contempló una duración de los equipos de 10 años lo cual es suficiente para establecer la oportunidad que tiene cada combustible entre los diferentes sustitutos. Los datos para éstos cálculos se ven en el Anexo 2 En el Cuadro 6.13 se encuentran las eficiencias utilizadas para cada uno de los combustibles estudiados.
Cuadro 6.13 Eficiencia utilizada por combustible
COMBUSTIBLE EFICIENCIA
Gas natural 82%
Gas licuado propano - GLP 80%
ACPM 76%
GAS Y ACPM 78%
GAS Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre) 76%
CARBON (Sub-bituminoso) 76%
Los precios de los combustibles utilizados son los producidos por la consultoría correspondientes a precios en la puerta del industrial en Bogotá, a diciembre de 2006. Igualmente se consideran suficientes para identificar la oportunidad del GLP respecto a los sustitutos.
164
Para todos los equipos se contemplaron como combustibles el gas natural, GLP, ACPM, gas natural y ACPM (dual), gas natural y Fuel Oil No 6, 2.7% de azufre (dual) y, carbón bituminoso. Igualmente, en el análisis se tuvo en cuenta el poder calorífico típico del combustible; los precios de éste; la inversión inicial descompuesta en equipos, auxiliares, transporte e instalación; el consumo de combustible contemplando la eficiencia y; los costos de operación y mantenimiento. Para todos los efectos se utilizó una tasa de cambio de Col$2,300 por dólar. 6.3.2. Resultados A continuación se presentan los resultados por tipo de equipo: 6.3.2.1. Calderas pirotubulares:
Gráfica 6.1 Curva valores presentes netos NPV por combustible Calderas
Pirotubulares.
CALDERAS PIROTUBULARES - VPN
Inversión inicial + Combustible + O & M
0
2,500,000
5,000,000
7,500,000
10,000,000
12,500,000
15,000,000
17,500,000
20,000,000
22,500,000
25,000,000
27,500,000
30,000,000
10 15 20 30 40 50 70 90 100 120 150 180 200 250 300 350 400 500 600 750 800 1000 1500 2000 3000 5000
TAMAÑO - BHT
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
ACPM
De la Gráfica 6.1 se desprende que el GLP ocupa una quinta posición dentro de los sustitutos contemplados para su uso en calderas pirotubulares. Sólo tiene oportunidad frente al ACPM. Resultado de esperarse por el actual costo de los combustibles líquidos. Ver Cuadro 6.14
165
CALDERAS ACUOTUBULARES - VPN
Inversión inicial + Combustible + O & M
0
2,500,000
5,000,000
7,500,000
10,000,000
12,500,000
15,000,000
17,500,000
20,000,000
22,500,000
25,000,000
27,500,000
30,000,000
100 120 150 180 200 250 300 350 400 500 600 750 800 1000 1500 2000 3000 5000
TAMAÑO - BHT
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
ACPM
Cuadro 6.14 Valor presente calderas pirotubulares
Tamaño (BHT) GAS NATURAL GLP ACPM GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O.
Nº 6 (2.7%
Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
10 $ 191,573 $ 254,402 309,873 $ 239,872 $ 184,159
15 $ 249,516 $ 343,269 426,469 $ 321,467 $ 237,696
20 $ 304,700 $ 428,886 539,808 $ 399,805 $ 287,776
30 $ 419,206 $ 604,994 771,371 $ 561,367 $ 393,121
40 $ 530,953 $ 777,853 999,677 $ 719,672 $ 495,008
50 $ 642,700 $ 950,711 1,227,984 $ 877,977 $ 596,895
70 $ 866,194 $ 1,296,429 1,684,597 $ 1,194,587 $ 800,670
90 $ 1,157,098 $ 1,709,065 2,208,123 $ 1,578,111 $ 1,071,156
100 $ 1,267,466 $ 1,880,299 2,434,802 $ 1,734,788 $ 1,171,314 $ 722,564
120 $ 1,488,201 $ 2,222,766 2,888,159 $ 2,048,142 $ 1,371,631 $ 839,010
150 $ 1,817,924 $ 2,734,843 3,566,566 $ 2,516,545 $ 1,670,377 $ 1,013,677
180 $ 2,146,267 $ 3,245,294 4,243,345 $ 2,983,319 $ 1,967,395 $ 1,188,345
200 $ 2,365,622 $ 3,586,137 4,695,073 $ 3,295,045 $ 2,165,983 $ 1,304,791
250 $ 2,913,321 $ 4,437,431 5,823,581 $ 4,073,546 $ 2,661,588 $ 1,595,904
300 $ 3,458,261 $ 5,285,475 6,948,832 $ 4,848,790 $ 3,153,735 $ 1,957,186
350 $ 4,000,441 $ 6,130,270 8,070,827 $ 5,620,778 $ 3,642,424 $ 2,248,299
400 $ 4,541,242 $ 6,973,440 9,191,194 $ 6,391,138 $ 4,129,384 $ 2,539,412
500 $ 5,694,393 $ 8,731,573 11,503,725 $ 8,003,655 $ 5,175,203 $ 3,121,638
600 $ 6,777,374 $ 10,419,537 13,746,087 $ 9,546,002 $ 6,150,853 $ 3,703,864
750 $ 8,398,397 $ 12,947,421 17,105,559 $ 11,855,453 $ 7,610,005 $ 4,628,021
800 $ 4,938,486
1000 $ 11,088,606 $ 17,147,021 22,691,111 $ 15,690,970 $ 10,027,517 $ 6,102,938
1500 $ 9,084,237
2000 $ 11,995,368
3000 $ 17,817,629
5000 $ 29,462,151
VALOR PRESENTE NETO
6.3.2.2. Calderas acuotubulares: El GLP tiene oportunidad sólo ante el ACPM. Con respecto al gas natural, el gas natural alternado con ACPM o Fuel Oil No. 6 y el carbón no tiene oportunidad en este tipo de equipos. Lo anterior se puede deducir del Cuadro 6.15 y la Gráfica 6.2 Valores presentes netos de calderas acuatubulares.
Gráfica 6.2 Curva valores presentes netos NPV por combustible Calderas
acuatubulatres
166
Cuadro 6.15
Valor presente Calderas Acuatubulares
Tamaño (BHT) GAS NATURAL GLP ACPM GAS NAT. Y ACPMGAS NAT. Y F.O.
Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
100 $ 1,330,374 $ 1,954,394 $ 2,509,047 $ 1,809,033 $ 1,250,155 919,705
120 $ 1,559,938 $ 2,307,261 $ 2,972,824 $ 2,132,807 $ 1,461,537 1,075,579
150 $ 1,901,801 $ 2,833,636 $ 3,665,559 $ 2,615,538 $ 1,775,498 1,309,389
180 $ 2,241,181 $ 3,357,087 $ 4,355,364 $ 3,095,338 $ 2,086,347 1,543,199
200 $ 2,468,262 $ 3,707,029 $ 4,816,210 $ 3,416,182 $ 2,294,617 1,699,072
250 $ 3,034,723 $ 4,580,421 $ 5,966,861 $ 4,216,826 $ 2,813,736 2,088,755
300 $ 3,596,217 $ 5,447,964 $ 7,111,650 $ 5,011,608 $ 3,326,630 2,548,608
350 $ 4,152,745 $ 6,309,658 $ 8,250,578 $ 5,800,529 $ 3,833,301 2,938,291
400 $ 4,706,790 $ 7,168,426 $ 9,386,576 $ 6,586,519 $ 4,336,859 3,327,975
500 $ 5,887,532 $ 8,959,057 $ 11,731,670 $ 8,231,600 $ 5,417,257 4,107,342
600 $ 6,998,105 $ 10,679,519 $ 14,006,596 $ 9,806,511 $ 6,427,486 4,886,709
750 $ 8,657,756 $ 13,252,900 $ 17,411,657 $ 12,161,551 $ 7,935,048 6,106,576
800 6,515,611
1000 $ 11,403,147 $ 3,560,114 $ 23,062,336 $ 16,062,195 $ 10,421,719 8,074,345
1500 12,041,349
2000 15,938,183
3000 23,731,851
5000 39,319,188
VALOR PRESENTE NETO
6.3.2.3. Hornos de secado:
Gráfica 6. 3 Valor presente Hornos de secado por tipo de combustible
HORNOS DE SECADO - VPN
Inversión inicial + combustible + O&M
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
2.70 10.80 60.00
METROS CÚBICOS
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
Para hornos de secado, en todos los tamaños, el GLP ocupa el quinto puesto entre los sustitutos analizados (Cuadro 6.16 y Gráfico 6.3)
167
HORNOS DE CONVECCIÓN FORZADA - VPN
Inversión inicial + combustible + O&M
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
0.20 2.72 7.43
METROS CÚBICOS
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
Cuadro 6.16
Valor presente neto en Hornos de Secado a diferentes combustibles.
VOLUMEN M3 GAS NATURAL GLP GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº
6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
2.70 $ 65,588 $ 81,059 $ 77,403 $ 63,121 $ 48,152
10.80 $ 142,949 $ 193,033 $ 180,848 $ 133,241 $ 83,343
60.00 $ 532,302 $ 720,119 $ 674,423 $ 495,900 $ 308,781
VALOR PRESENTE NETOHORNOS SECADO
6.3.2.4. Hornos de convección forzada: Para hornos de convección forzada, en todos los tamaños, el GLP ocupa el quinto puesto entre los sustitutos analizados. (Cuadro 6.17 y Gráfica 6.4).
Cuadro 6.17 Valor presente de Hornos de Convección Forzada a diferentes
combustibles
VOLUMEN M3 GAS NATURAL GLP GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº
6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
0.20 $ 63,352 $ 78,378 $ 74,722 $ 60,440 $ 45,470
2.72 $ 274,453 $ 374,622 $ 350,251 $ 255,039 $ 155,242
7.43 $ 507,950 $ 695,766 $ 650,071 $ 471,548 $ 284,428
VALOR PRESENTE NETOHORNOS CONVECCIÓN FORZADA
Gráfica 6.4 Valor presente Hornos de convección forzada por tipo de combustible.
168
6.3.2.5. Hornos de Incineración:
En la Gráfica 6.5 y el Cuadro 6.18 se observan los resultados de los análisis financieros para hornos de incineración. Se observa la ventaja del carbón respecto a los demás combustibles en especial del GLP.
Cuadro 6.18 Valor presente Hornos de incineración por tipo de combustible.
VOLUMEN M3 GAS NATURAL GLP GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº
6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
0.20 $ 78,979 $ 101,517 $ 79,757 $ 74,611 $ 52,156
1.28 $ 227,775 $ 321,683 $ 298,835 $ 209,574 $ 116,014
4.09 $ 584,672 $ 810,053 $ 755,218 $ 540,990 $ 316,447
VALOR PRESENTE NETOHORNO INCINERACIÓN
Gráfica 6.5 Valor presente Hornos de Incineración por tipo de combustible.
HORNOS DE INCINERACIÓN - VPN
Inversión inicial + combustible + O&M
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
900,000
0.20 1.28 4.09
METROS CÚBICOS
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
6.3.2.6. Aire acondicionado – Sistema de Expansión Directa: Es de anotar que este ejercicio es más de tipo académico por cuanto estas tecnologías con estos combustibles no se encuentran en el país. Como se puede ver en la Grafica 6.6 y Cuadro 6.19 la oportunidad del GLP es muy baja, teniendo sustitutos más fuertes como el gas natural y el carbón.
169
Gráfica 6.6 Curvas de valor presente de Aires Acondicionado – Sistema de
Expansión directa a varios combustibles.
AIRE ACONDICIONADO
SISTEMA DE EXPANSIÓN DIRECTA
VPN
Inversión inicial + combustible + O&M
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
500,000
1.00 15.00 90.00 200.00
METROS CÚBICOS
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
Cuadro 6.19 Valor presente Aires Acondicionados – Sistema de Expansión directa a
diferentes tipos de combustibles.
VOLUMEN M3 GAS NATURAL GLP GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº
6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
1.00 $ 1,817 $ 2,551 $ 2,373 $ 1,674 $ 942
15.00 $ 27,690 $ 36,262 $ 34,176 $ 26,028 $ 17,488
90.00 $ 157,834 $ 210,493 $ 197,681 $ 147,627 $ 95,164
200.00 $ 354,718 $ 464,936 $ 438,120 $ 333,356 $ 223,548
VALOR PRESENTE NETO (US$)SISTEMA DE EXPANSION DIRECTA
6.3.2.7. Aire acondicionado – Sistema de Red de agua Helada: Este ejercicio es más de tipo académico por cuanto estas tecnologías con estos combustibles no se encuentran en el país. Como se puede ver en la Grafica 6.7 y Cuadro 6.20 la oportunidad del GLP es muy baja, teniendo sustitutos más fuertes como el gas natural y el carbón.
170
Gráfica 6.7 Curvas de valor presente de Aires Acondicionados - Sistema de Red de
agua helada a diferentes combustibles.
AIRE ACONDICIONADO
SISTEMA DE RED DE AGUA HELADA
VPN
Inversión inicial + combustible + O&M
0
200,000
400,000
600,000
800,000
1,000,000
1,200,000
1,400,000
1,600,000
1,800,000
20 90 250 500
METROS CÚBICOS
US$
GAS NATURAL
GLP
GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº 6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-bituminoso)
Cuadro 6.20 Resultados VPN para Aires Acondicionados – Sistema de Red de agua
helada a diferentes combustibles.
VOLUMEN M3 GAS NATURAL GLP GAS NAT. Y ACPM
GAS NAT. Y F.O. Nº
6 (2.7% Azufre)
CARBON (Sub-
bituminoso)
20.00 $ 52,792 $ 68,100 $ 64,376 $ 49,825 $ 34,574
90.00 $ 236,738 $ 304,093 $ 287,706 $ 223,683 $ 156,579
250.00 $ 633,835 $ 817,531 $ 772,838 $ 598,232 $ 415,219
500.00 $ 1,188,185 $ 1,555,577 $ 1,466,191 $ 1,116,979 $ 750,952
VALOR PRESENTE NETO (US$)SISTEMA DE RED DE AGUA HELADA
6.4. CONCLUSIONES De los resultados obtenidos se observa que el gas natural y el carbón son los combustibles con mayor oportunidad en calderas, hornos y aires acondicionados. De mantenerse en los próximos años la relación existente en los precios de los combustibles analizados, el gas licuado propano –GLP- tiene una muy baja oportunidad para uso en calderas, hornos y aires acondicionados. Lo mismo puede decirse de la relación de la inversión tanto en equipos como auxiliares, transporte e instalación de los diferentes combustibles analizados. En calderas el GLP tiene una buena oportunidad contra el ACPM en zonas donde no se disponga de gas natural.
171
7. PROGRAMA GLP RURAL
7.1 PROGRAMA DE 1996 Con el fin de reducir los impactos de índole ambiental, económico y social generados por el uso inadecuado de la leña en el sector rural, así como con el objeto de ampliar la cobertura del GLP y contrarrestar el descenso en la demanda ocasionado por la fuerte penetración del gas natural en los principales centros urbanos y en los municipios cubiertos por sus redes, ECOPETROL S.A., con el auspicio de la Presidencia de la República, desarrolló en 1996 el Programa del GLP Rural. El objetivo de este programa era el de estimular el consumo del GLP en zonas rurales del país, donde no se tenían mayores alternativas energéticas, con el fin de propiciar la sustitución del uso de la leña por GLP60. La meta inicial propuesta para el Programa del GLP Rural era la de lograr un cubrimiento de 750.000 viviendas en 475 municipios61 (Cuadro 7.1) y un consumo de 6.000 barriles diarios del GLP62. Con este cubrimiento se buscaba sustituir un consumo anual de 3.2 toneladas de leña y reducir así la deforestación de 31.500 hectáreas63.
Cuadro 7.1 Mercado Objetivo del Programa GLP Rural – 1996
Departamento
Viviendas con posibilidad de usar GLP
Viviendas mercado objetivo GLP Número municipios Total
Cabecera municipal
Área rural
Cundinamarca 116.000 83.170 13.618 69552 114
Boyacá 120.000 60.305 8.297 52008 123
Tolima N.D. 23.599 8.437 15162 46
Santander N.D. 22.989 16.907 6082 87
Nariño N.D. 33.065 15.776 17289 61
Casanare N.D. 10.935 4.167 6768 19
Caldas N.D. 26.172 5.212 21500 25
Total 750.000 260.235 72.414 188361 475
Fuente: PLANES Y PROYECTOS ENERGÉTICOS LTDA. PLANER LTDA. Evaluación del Potencial de uso del GLP como combustible en la agroindustria y la silvicultura. Unidad de planeación Minero Energética. UPME. Ministerio de Minas y Energía. Bogotá, 1999. p. 7.
60
UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA - UPME. Ministerio de Minas y Energía. La cadena del gas licuado del petróleo en Colombia: Actualización 2005. Bogotá, 2005. 61
PLANES Y PROYECTOS ENERGÉTICOS LTDA. PLANER LTDA. Evaluación del Potencial de uso del GLP como combustible en la agroindustria y la silvicultura. Unidad de Planeación Minero Energética. UPME. Ministerio de Minas y Energía. Bogotá, 1999. p. 7. 62
UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA - UPME. Op. Cit. 2005. 63
PLANES Y PROYECTOS ENERGÉTICOS LTDA. PLANER LTDA. Op. Cit. 1999. p. 7.
172
Dentro de este marco general ECOPETROL se propuso como objetivo llegar en una primera fase a la tercera parte de ese gran número de hogares (250.000). De esta forma se da inicio en 1996 al primer Programa de Promoción del GLP Rural denominado “Gas para el Campo”, programa que se pensaba duraría hasta 1999. En esta primera fase los esfuerzos se concentraron en los departamentos de Santander, Casanare, Nariño y Tolima. La Gerencia del Programa, contratada por ECOPETROL, se encargó de firmar los contratos con los distribuidores minoristas, y con los proveedores de los equipos, además de la planeación, control y evaluación del programa. Los distribuidores cumplieron un papel fundamental en cuanto fueron los que desarrollaron el trabajo de campo en el que elaboraron las inscripciones, entregaron los equipos con los cuales se buscaba desarrollar el programa, y se encargaron del proceso de sensibilización por medio de charlas informativas sobre el manejo del gas y la prevención de accidentes64. (Gráfico 7.1)
Gráfica 7.1 Estructura del programa
Fuente: POLO VELA, Jorge (Director General de CONFEDEGÁS). Gas para el Campo: responsabilidad social. Conferencia dictada durante el XXI Congreso de la AIGLP en Colonia del Sacramento, Uruguay. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 85 – mayo- junio 2006). p.10.
64
POLO VELA, Jorge (Director General de CONFEDEGÁS). Gas para el Campo: responsabilidad social. Conferencia dictada durante el XXI Congreso de la AIGLP en Colonia del Sacramento, Uruguay. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 85 – mayo- junio 2006). p.10.
EECCOOPPEETTRROOLL GGEERREENNCCIIAA
PPRROOGGRRAAMMAA
AAUUDDIITTOORR PPRROOVVEEEEDDOORREESS
((EEssttuuffaass,, cciilliinnddrrooss,, eettcc..)) DDIISSTTRRIIBBUUIIDDOORREESS
CCoonnttrrooll ddee llaa eejjeeccuucciióónn
ddeell pprrooggrraammaa EEnnttrreeggaa ddee eeqquuiippooss ppoorr iinnssttrruucccciióónn
ddee llooss ddiissttrriibbuuiiddoorreess TTrraabbaajjoo ddee ccaammppoo
((PPrroommoocciióónn,,
iinnssccrriippcciioonneess,, eettcc..))
EEnnttrreeggaa ddee rreeccuurrssooss
CCoonnttrraattooss yy ppaaggooss
173
Para el desarrollo exitoso del programa se utilizó una estrategia que por medio de la combinación de tres actividades básicas buscaba llamar la atención de los potenciales usuarios:
Se definió un subsidio de cerca de $73.100 de 1996 a los usuarios de leña, para la adquisición de los equipos para uso del GLP, compuestos por una estufa de dos puestos, un cilindro de 40 libras cargado, una manguera, un regulador y dos bonos para recargar en igual número de veces el cilindro, propiciando el uso del GLP por cerca de tres meses.
Se seleccionaron empresas distribuidoras pequeñas interesadas en atender mercados locales bajo su propio riesgo y con metas mínimas de comercialización mensual, con el fin de consolidar una fuerte red de distribuidores minoristas.
Se desarrolló una intensa y amplia campaña publicitaria de promoción y difusión en los municipios cuyos cascos urbanos no tuvieran más de 20.000 habitantes y que tampoco estuviesen incluidos en la red de distribución del gas natural65.
Utilizando esta estrategia y luego de hacer la entrega de estufas y cilindros a 93.000 hogares en 197 municipios de los cuatro departamentos previamente mencionados, el programa fue suspendido en 1996 debido a revisiones de las prioridades financieras de ECOPETROL66. En términos generales, la pérdida de autosuficiencia en el suministro energético tuvo como consecuencia que se creara la necesidad de importar GLP causando inconvenientes de orden económico por la ausencia de infraestructura apropiada para este proceso67. De la misma forma, los problemas en la distribución del GLP a las zonas rurales debido a limitaciones del sistema de transporte de este energético hicieron que el suministro del mismo fuese inadecuado en los momentos en los que la producción en las refinerías era suficiente para cumplir con la demanda del programa68. 7.2 PROGRAMAS DE 2004 - 2006 En diciembre de 2004 se dio inicio nuevamente al proyecto con el “Programa del GLP Rural”, con la puesta en marcha de un proyecto piloto en el departamento del Cauca en las zonas rurales no incluidas en el plan de masificación del gas natural. En septiembre de 2005 la meta se cumplió en un 100% al llegar a 85.000 usuarios que utilizaban la leña para la cocción de sus alimentos 69. En este caso, se utilizó la misma mecánica para promover el uso del GLP consistente en la entrega del equipo completo de cocción, compuesto
65
Ibid. 66
Ibid. 67
UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA - UPME. Op. Cit. 2005. p.18. 68
Ibid. 69
Ibid.
174
por estufa, regulador y un cilindro de 33 lb en esta oportunidad, una carga inicial del GLP y dos recargas adicionales suministradas dentro de los 90 días siguientes a la entrega del equipo70. El cambio de cilindro de un programa a otro, se enmarca en la regulación a través de la cual se determinó la necesidad de establecer un parque de cilindros universales. Por lo tanto, se desarrolló un programa de reposición centralizado con cambio obligado de tamaño de cilindros de 20 y 40 libras a 33 libras71. Al final de esta etapa se dio inicio en mayo de 2005 a otra fase del Programa del GLP Rural en otras zonas del país, llegando a una cobertura de 203.213 usuarios72. Este proyecto final que duró hasta noviembre de 2006, no sólo fue el de mayor cobertura en términos de familias y por lo tanto de población beneficiada (1.052.200), sino de cobertura en términos de municipios (más del 40% del total de municipios del país) y departamentos, tal como se muestra en el Cuadro 7.2:
Cuadro 7.2 Cobertura final Programa GLP Rural (2005-2006)
Departamento cubiertos 18 y dos territorios especiales
Municipios cubiertos 434
Familias beneficiadas 203.213
Cargas del GLP suministradas
593.611 cilindros de 33 lb
Volumen del GLP suministrado
4.155.277 galones
Distribuidores minoristas contratados
43
Fuente: CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. Y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.7. 7.3 ANÁLISIS DE LOS BENEFICIOS El Programa de GLP Rural presenta una serie de beneficios, amenazas y oportunidades al igual que efectos socioeconómicos y ambientales sobre la oferta y la demanda. Para llevar a cabo este análisis se parte principalmente de los resultados de los siguientes estudios:
70
ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 86 - julio 2006). 71
POLO VELA, Jorge Op. Cit. (mayo- junio 2006). p.9. 72
CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. Y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006.
175
1. ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. 2006.
2. CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. 2007.
En los dos estudios anteriores se llega a la conclusión de que en términos generales los hogares incrementan su bienestar con el uso del GLP. Igualmente se concluye que el Programa tiene una alta aceptación: en el Cauca, por ejemplo, el 89% de las familias beneficiarias sigue utilizando este energético exclusivamente con posterioridad al desarrollo del mismo73; ya que la redención de los bonos entregados para recargar los cilindros es superior al 95% de los casos74. En los casos en que no hay redención se atribuye principalmente al vencimiento y a la pérdida de los bonos. Ese bienestar aunado al alto grado de aceptación del GLP, se convierte en un elemento estratégico para garantizar la penetración de este energético en este mercado. Sin embargo, el aumento en el gasto energético al igual que los bajos niveles de ingresos de las familias campesinas pone en peligro dicha penetración. 7.3.1 Ahorro en tiempo La sustitución en el uso de leña por GLP en la cocción de alimentos ha traído una serie de beneficios que se manifiestan en dos sentidos. Por un lado, los efectos generados por los cambios en hábitos determinados por el uso del GLP, y por el otro, los impactos en salud. En relación con los cambios en hábitos, los ahorros en el tiempo generados con el uso del GLP en relación con la recolección de leña transforman los comportamientos de las personas beneficiadas con el Programa. De acuerdo con el estudio realizado por ECOPETROL, el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y la Universidad de los Andes, las familias del Cauca dedican en promedio 14 horas/mes para la recolección de leña, es decir, gastan algo más de tres horas y media cada vez que recolectan una carga de leña consistente en unos 70 kg75. En cambio, para conseguir el cilindro del GLP, si el 89.5% de las familias beneficiadas se encuentra a una distancia menor de una hora del municipio, y el 50.6% a menos de 30 minutos, y teniendo en cuenta que la redención de los bonos se hace cada mes y posteriormente el 66.6% de los beneficiarios del programa repone un cilindro mensualmente, se puede afirmar que por un
73
ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 86 - julio 2006). p. 18. 74
CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. Y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. 75
Ibid.
176
cilindro de 33 lb se toma al menos dos horas/mes76. En conclusión, hay al menos un ahorro de 12 horas/mes sólo en esta actividad. En este cálculo no se tienen en cuenta los tiempos en el proceso de cocción, tales como prender el fogón, el tiempo de cocción, etc.
Gráfico 7.2. Evaluación del Programa del GLP Rural Tiempo de reposición del cilindro
% de beneficiarios
59,8
28,0
6,1
78,0
15,0
2,1
62,1
23,3
9,2
50,4
33,7
4,5
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
Andina Atlántica Orinoquía Pacífica
Mensual Bimensualmente o Más Cada 2 o 3 Semanas
Fuente: CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.25. Con el GLP el tiempo ahorrado por los individuos tanto en la recolección de la leña como en el momento de la cocción, se pueden realizar otras labores como salir más temprano para el colegio (en el caso de los niños), dormir un poco más, dedicar más tiempo a los oficios domésticos o al esparcimiento77. La mayor disponibilidad de tiempo significa mayor calidad de vida. En lo referente a la calidad de vida el 37% de los usuarios manifestó estar de acuerdo con que el GLP ha mejorado su calidad de vida, así el 55% de los beneficiarios del
76
Ibid. p.16-17. 77
ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 86 - julio 2006). p. 20.
177
Programa del GLP respondió disponer de mas tiempo para otras labores desde que usa GLP78. Sin embargo, es necesario hacer más estudios al respecto para poder determinar en qué se están aprovechando estos tiempos ahorrados. 7.3.2 Cocción El uso del GLP ha generado una cambio cultural en la cocción ya que por la preparación de los tres comidas diarias se utiliza en los siguientes porcentajes: 89.2% el desayuno; el 87.3% el almuerzo y el 91.7% la cena. Es importante señalar que esta preferencia se debe a la rapidez en la cocción de los alimentos y a la no contaminación del mismo79. (Gráfico 7.3)
Gráfico 7.3. Evaluación del Programa del GLP Rural Comidas que se preparan en la vivienda porrRegión
% de Beneficiarios
93,9
95,2
94,7 9
8,3
87,2 9
2,3
90,2
77,3 8
2,3
90,5
90,8
90,2
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
Andina Atlántica Orinoquía Pacífica
Desayuno Almuerzo Cena
Fuente: CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.19.
7.3.3 Salud En relación con la salud y la contaminación, con el uso del GLP frente al uso de leña para cocción se disminuye la probabilidad de desarrollar en niños enfermedades respiratorias agudas o en mujeres a sufrir enfermedad pulmonar
78
CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. Y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.52. 79
Ibid. p.25.
178
crónica obstructiva80. Las mujeres y los niños tal como lo muestra el estudio realizado en el Cauca pasan mucho más tiempo en la cocina y en la vivienda que los varones. Esto sumado al hecho de que el 79% de los hogares tiene integrada la cocina y que éstas no tiene ventilación adecuada, y que sólo el 39% tiene chimenea para extraer el humo de la cocina, tiene como consecuencia que estas sean las personas con mayor probabilidad de contraer enfermedades por los gases nocivos que emite el uso de leña para la cocción81.
Cuadro 7.3 La masificación del Gas LP y su impacto ambiental-Salud
Fuente: ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista CONFEDEGAS. Informa. (No. 86 - julio 2006). p. 21.
7.3.4 Precios e ingresos Aunque se detectan grandes beneficios en el uso del GLP en el sector rural. Sin embargo, se encuentra que el 52.9% de los usuarios manifiesta insatisfacción con respecto al precio. Es importante tener en cuenta que con el uso del GLP se incrementa el gasto en energéticos para cocinar, situación que no es favorable para el programa y para la oferta del GLP, ya que cuando el ingreso familiar es bajo no se persiste en el consumo de este energético (Gráfico 7.4).
80
ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 86 - julio 2006). p. 21. 81
Ibid.
La leña emite contaminantes que afectan la salud
Biogás Gas LP Queroseno Leña Raíces
Desechos de
Cosechas Estiércol
CO 0,1 1 3 19 22 60 64
Hidrocarburos 0,3 1 4,2 17 18 32 115
PM 2,5 1 1,3 26 30 124 63
Contaminantes que afectan la salud por unidad de energía proporcionada. Los valores (en una escala log) expresan la
cantidad de gramos del contaminante por in millón de Julios de energía proporcionados a un recipiente en cocción.
179
42,3
49,9
4,5
0,6 0,2
47,3
43,6
5,9
0,50,0
22,5
58,1
15,4
1,50,2
54,3
35,4
0,8 0,6 0,6
0
10
20
30
40
50
60
Andina Atlántica Orinoquía Pacífica
Menos de $200.000 Entre $200.000 y $400.000 Entre $400.000 y $600.000
Entre $600.000 y $800.000 Más de $800.000
Gráfico 7.4. Evaluación del Programa del GLP Rural lo que más le disgusta del GLP, según región
% de Beneficiarios
51,2
50,0
31,8
72,8
15,6
21,7
36,3
8,2
15,6
14,2
8,9
5,0
4,4 6
,90,0
9,3
3,4 4,4
0,0
2,1
1,0
1,1
6,2
2,1 2,7
0,7
6,7
0,4
6,1
0,0
10,0
0,0
0,0
3,9
0,0
0,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
Precio Dura Poco Es Peligroso Otros La Comida se
Enfría Muy
Rápido
Andina Atlántica Orinoquía Pacífica
Fuente: CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.24.
El estudio del Consorcio IG determina que los ingresos familiares de los beneficiarios del programa del GLP están por debajo de los dos salarios mínimos para el 91.2% de ellos, encontrándose además que el 44.3% de estos beneficiarios dispone de un ingreso familiar mensual inferior a los $200.000 (Gráfico 7.5).
Gráfico 7.5. Evaluación del Programa del GLP Rural Ingresos mensuales del hogar
% de Beneficiarios
180
Fuente: CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.18.
Ahora bien, el gasto medio en GLP por parte de los beneficiarios del programa es de $22.632, lo que representa una proporción mayor que el gasto sobre otros energéticos. De la misma forma, este gasto significa para el 44.3% de los beneficiarios del programa algo más del 10% de su ingreso mensual familiar (Gráfico 7.6).
Gráfico 7.6. Evaluación del Programa del GLP Rural Promedio de gastos energéticos al mes
$
23.761
408
44 953
21.915
817
137
45
24.957
431
8
0
19.894
136
3.1
58
0
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
Andina Atlántica Orinoquía Pacífica
Promedio de GLP Promedio de Leña Promedio de Carbón Promedio de Otros
Fuente: CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.26.
Por otra parte, las actividades económicas a las que se dedican las personas del campo (actividades agropecuarias y de hogar) hacen que el flujo de caja de las familias beneficiarias sea bajo, volátil y fuertemente dependiente del régimen de cosechas, y por ende la demanda del GLP se vuelve variable. Además, los costos iniciales de adoptar el GLP son, para una familia campesina, altos en relación con el ingreso promedio mensual: para la zona de Totoró se calcula en $238.00082. Como el Programa está siendo subsidiado por ECOPETROL, para acceder a éste se debe cumplir con los siguientes requisitos fundamentales: utilizar preferentemente leña para la cocción de
82
Ibid. p.22.
181
alimentos, no ser consumidor actual del GLP y disponer de los medios económicos necesarios para seguir comprando el producto, una vez se terminaran las recargas del GLP suministradas. De otra parte, al momento de la entrega del equipo de cocción, el usuario debió cancelar al Distribuidor la suma de $25.000, como contraprestación de ser beneficiario del Programa. En consecuencia, el subsidio se hace sobre cerca del 90% de los costos totales de instalación de la infraestructura para el uso del GLP. En conclusión, en relación con la demanda el GLP en el campo como energético se enfrenta a una disyuntiva entre unos amplios beneficios sociales y unos altos costos para los beneficiarios del programa. Sin olvidar que la demanda esperada es muy amplia en relación con la demanda real, ésta se podría incrementar en un 26%83, es necesario vencer la presión sobre precios para que el programa sea exitoso. Es decir, la demanda del mercado del GLP Rural, y por ende la subsistencia del mismo, a pesar de los beneficios asociados al uso de este energético exige precios muy bajos. 7.4 ANÁLISIS DE LA OFERTA Para atender el mercado rural del GLP es necesario que el servicio del distribuidor minorista sea oportuno y que satisfaga las necesidades de compra de los usuarios, tales como precio, tiempo, calidad, etc. Igualmente es imperioso tener en cuenta que para la distribución el mercado se encuentra disperso en veredas y municipios que en algunos casos cuentan con pobres vías de comunicación, y que se encuentran en zonas lejanas y de difícil acceso, entre otros. De esta forma, el expendio toma central importancia en relación con la distribución directa, ya que el vehículo transportador tiene limitaciones por los aspectos antes mencionados. De cualquier forma, el 61% de los expendios hace entregas a domicilio de cilindros de recarga, observándose un aumento en el precio que va del 4% en las regiones Andina y Orinoquia, el 6% en el Atlántico y el 22% en la región Pacífica84. El precio medio de venta del cilindro de 33lb del GLP en expendios a 31 de octubre de 2006 era de $25.237, sin diferencias significativas entre regiones85, precio muy por debajo del precio del golfo que estaba en $ 34,000 pesos. El expendio, como instalación dedicada a la venta de cilindros portátiles del GLP al usuario final, es un elemento medular para mantener los costos de distribución al margen. De esta manera, con el desarrollo de la última fase del Programa del GLP Rural más del 95% de los municipios han abierto nuevos expendios86; que varían en tamaño, frecuencia de abastecimiento y niveles de ventas.
83
CONSORCIO IG. ITANSUCA Proyectos de Ingeniería Ltda. Y Geoingeniería S.A. Evaluación del Programa del GLP Rural. Bogotá: ECOPETROL. Diciembre 2006. p.25. 84
Ibid. p.52. 85
Ibid. p.44. 86
Ibid.
182
Así las cosas, la oferta a través del distribuidor minorista tiene una cobertura plausible: cuenta con infraestructura mínima, tiene en promedio nueve camiones de reparto para 13 municipios y una frecuencia media de abastecimiento a los expendios de quince días. Sin embargo, esta cobertura es buena siempre y cuando el mercado sea estable y exista poca competencia. En relación con el producto, la percepción de los usuarios con respecto al GLP indica que el 69% de ellos cree que el cilindro de 33 lb no se agota rápido: de igual forma el 56% manifiesta no creer que el GLP sea peligroso para cocinar y en cuanto al distribuidor el 60% de los usuarios cree que no le es fácil llegar a sus viviendas87. En conclusión, la oferta en el mercado rural enfrenta una fuerte presión sobre sus costos. Como ya se mencionó, los costos de transporte asociados a la dispersión de las viviendas y municipios generan un alto desgaste del capital al igual que un riesgo de la distribución alto, por lo tanto se deben hacer amplios esfuerzos para mantenerlos competitivos de acuerdo con la demanda. 7.5 IMPACTO AMBIENTAL Uno de los fines perseguidos con el Programa del GLP Rural era el de reducir los impactos de índole ambiental generados por el uso de la leña en el proceso de cocción. Esto se determinó a partir de la consideración de que una de las principales causas de la deforestación en el país estaba en este hábito tan ampliamente difundido88. En este sentido, resulta interesante la afirmación del estudio realizado por ECOPETROL, el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y la Universidad de los Andes de que el impacto de la práctica de cocción con leña es insignificante en relación tanto con la deforestación como con el rendimiento hídrico89, ya que es una conclusión contraria a lo plateado inicialmente por el Programa. En este sentido, se señala que el impacto es mínimo porque la leña utilizada es consistente en su gran mayoría de troncos secos y ramas.
87
Ibid. p.52. 88
PLANES Y PROYECTOS ENERGÉTICOS LTDA. PLANER LTDA. Op. Cit. 1999. p. 7. 89
ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 86 - julio 2006). p. 21.
183
Gráfico 7.7. La masificación del Gas LP y su impacto ambiental-Deforestación.
Fuente: ECOPETROL; MINISTERIO DE AMBIENTE, VIVIENDA Y DESARROLLO TERRITORIAL y UNIVERSIDAD DE LOS ANDES. Primer balance realizado en el Cauca del programa: Gas Rural. En: Revista Confedegas. Informa. (No. 86 - julio 2006). p. 20.
Así mismo, este estudio determina que aun no existen datos ni estudios concluyentes que comprueben la relación entre deforestación como consecuencia y el uso de leña como causa. No obstante, todo parece indicar que la relación es inversa, es decir, la escasez de leña se debe a la deforestación y no a la inversa90. Parece ser que la principal causa de deforestación actual es la expansión de la frontera agropecuaria. En términos generales, es importante señalar que es necesario hacer una medición concreta, histórica, de largo plazo y sistemática de los efectos sobre el medio ambiente de prácticas como la cocción de leña sobre la deforestación para poder realizar afirmaciones concluyentes sobre el tema. 7. 6 CONCLUSIONES
90
Ibid. p. 20-21.
Como lo refleja la encuesta, la leña proviene de diferentes fuentes.
40%
30%
80%
20%
Bosque Natural Árboles de las cercas Rastrojos (bosque
secundario, o potrero
abandonado en
regeneración)
Árboles dispersos en
los potreros o en las
áreas de cultivo
¿De dónde se saca la leña?
184
1. El Programa GLP Rural presenta fortalezas/oportunidades y debilidades/amenazas, siguiendo el esquema de una matriz DOFA (Cuadro 7.4)
2. El programa tiene fortalezas concentradas en los favorables impactos
socio-económico y en salud y debilidades que hay que superar relacionadas con el costo de inversión y el precio del combustible, la distribución y el acceso a los expendios.
3. Hay oportunidades en la ampliación de usos energéticos, impulso al
cambio cultural, el mejoramiento en los expendios y la posibilidad de definir una política de Estado para el GLP rural.
4. La principal amenaza se encuentra en la perdida del subsidio vía
gobierno.
Cuadro 7.4. DOFA – Programa GLP Rural
Fortalezas Oportunidades
Impacto Socio Económico
Impacto en Salud
Cambio Cultural
Ampliación de Usos
Expendios
Política de Estado
Debilidades Amenazas
Costo/Precio
Distribución – suministro del GLP
Acceso a Expendios
Pérdida del Subsidio Vía Gobierno.
5. Existe una profunda aceptación del Programa ya que la redención de los bonos es de 95 %, lo que significa que los usuarios rurales perciben las ventajas de usar GLP en lugar de leña.
6. Las encuestas determinaron solamente la aceptación y cumplimiento del programa, pero en ninguna forma una evaluación expost para determinar si las familias continuaban utilizando el GLP dado que los trabajos fueron hechos inmediatamente terminados los proyectos.
7. Sería muy importante efectuar encuestas para establecer en que proporción los hogares continuaron usando el GLP e investigar problemas encontrados.
8. El costo del producto es alto, ya que representa para más del 40% de las familias campesinas cerca del 10% de sus gastos mensuales y para continuar con su uso se ven imposibilitadas de hacerlo por sus limitaciones económicas.
185
9. Adicionalmente, como los ingresos por familia en el campo son bajos, el costo inicial del equipo de cocción se convierte en un punto fundamental para continuar el Programa
10. Como consecuencia de los ingresos rurales, teniendo en cuenta los costos de inversión iniciales, el precio del GLP y la ausencia de internalización de los costos de utilizar leña, la mayoría de las familias de bajos ingresos difícilmente continuarán el Programa una vez agostados los bonos.
11. Se requiere, entonces, una política de Estado para facilitar la expansión
del GLP rural, lo que implica política de subsidios a la inversión y el combustible, dados los altos beneficios sociales
12. Como el Programa está orientado a las actividades de cocción, y al ser
ésta una actividad cotidiana, el suministro del GLP debe ser confiable y continuo. De esta forma se deben fortalecer las redes de distribución y se deben utilizar estrategias por parte de ECOPETROL y de los distribuidores para continuar con la tarea de ampliar la cadena de comercialización.
13. Dentro de la distribución se reconocen como elementos clave los expendios y las vías de acceso. En consecuencia hay que optimizar y promover la creación de expendios y las vías de acceso se deben mejorar para ampliar la accesibilidad vehicular.
14. Es importante señalar que para la subsistencia del Programa, fuera de
los aspectos económicos, es necesario trabajar en los hechos culturales que permitan sustituir el uso de leña por GLP. Por lo tanto, se deben realizar estrategias de sensibilización sobre las ventajas de uso de una energía limpia y capacitación sobre el manejo de los equipos de cocción y de los tanques entre otros. De la misma forma se deben hacer otras actividades de trabajo social y antropológico que faciliten la consolidación de su uso.
15. Estas estrategias son de vital importancia, ya que una vez afianzado culturalmente el uso del GLP como hábito, las mismas condiciones sociales se convierten en facilitados del Programa y minimización de los riesgos generados por otros factores.
16. Los trabajos con las comunidades deben comprender los siguientes
aspectos fundamentales:
- Manejo eficiente del equipo de cocción. Instrucciones sobre su uso, incluidas en el programa realizado, y simulacros de emergencias.
186
- Preparación de alimentos. Talleres prácticos que amplíen la cultura culinaria del campesino y sirvan para afianzar el uso del nuevo energético por sus ventajas de rapidez y eficiencia.
- Opciones de otras actividades productivas para utilización del tiempo
libre. Con la nueva opción energética del GLP, tanto los niños como las mujeres ya no requieren buscar leña y por lo tanto disponen de mayor tiempo para realizar otras labores.
- Con la ganancia en tiempo se debe promover otras actividades laborales
complementarias que permitan mayor desarrollo rural, tales como la creación de microempresas.
- Se debe enfatizar en los temas de prevención y promoción de la salud.
El uso del GLP tiene efectos positivos sobre las enfermedades respiratorias en mujeres y niños.
- Con los procesos de inscripción y entrega de equipos se podría
aprovechar para ampliar la cobertura del SISBEN. Se podrían realizar paralelamente campañas de vacunación. Así mismo se puede ampliar la información sobre datos de la población rural.
187
8. MERCADO POTENCIAL DEL GLP
Colombia dispone de una variedad de recursos para atender sus requerimientos. Lo importante es definir una política de precios y subsidios para que cada energético juegue su papel. En lo que tiene que ver con el GLP no se trata de forzar su consumo, sino de crear las condiciones para que este se utilice donde sea más conveniente, teniendo en cuenta la disponibilidad del mismo en un período de largo plazo. En este sentido hay dos formas de abordar el asunto. En primer lugar definir los usos tradicionales del GLP y los posibles nuevos en los diferentes sectores y en segundo lugar determinar los sustitutos que le compiten y la disponibilidad de los mismos, lo que requiere mirar la dimensión regional. Se parte del supuesto de que donde hay disponibilidad de gas natural el GLP no penetra o su consumo es muy reducido. En los demás casos el GLP es el combustible adecuado en los hogares urbanos y rurales y en la agroindustria es un energético competitivo, excepto donde es fácil y económico disponer de carbón. Hay, sin embargo, unos usos pequeños, que a pesar de la disponibilidad del gas natural el GLP es el combustible apropiado.
8.1 POTENCIAL DEL GLP EN SECTORES Y POR USOS. De acuerdo con el balance energético de Colombia el GLP se utiliza en los sectores residencial, comercial, público e industrial en usos que siempre han sido tradicionales, con la siguiente distribución en 2006: 83.2% en el sector residencial, 8.2% en comercio y público y 8.6 % en industria. Del total en el sector residencial, 89.9% se consumió en los hogares urbanos y 11.1% en los rurales, casi un 90 % en cocción. Según el balance no existía consumo del GLP en el sector agrícola, aunque la encuesta de Proeza de 1996 mostraba un pequeño consumo en ganadería. El potencial de la utilización del GLP tiene que ver con los usos calóricos, tales como calor directo y producción de vapor en todos los sectores, tanto en los tradicionales en que se viene utilizando en Colombia como en nuevos consumos. Pero en usos calóricos el GLP tiene la competencia del gas natural, el carbón y los combustibles líquidos. Se tiene otros usos no calóricos como iluminación, electrodomésticos (incluso neveras y aire acondicionado) y generación de electricidad en que supuestamente el GLP no se puede utilizar. Sin embargo, esto no es así, ya
188
que en el mundo el GLP se usa actualmente para generación de electricidad para zonas aisladas y para refrigeración y ambientación. En general, por sectores se tienen las siguientes aplicaciones:
Residencial/comercial: cocción, calentamiento de agua, neveras, ambientación, barbecues, y cocinas portátiles.
Petroquímico: fabricación de plásticos y de aditivos para aumentar el índice de octano de las naftas.
Industrial: calor directo (hornos, calderas, calefacción), montacargas y en todas las industrias donde se requiera calor portátil.
Transporte: es el sector de mayor potencial como combustible para reemplazar a las gasolinas y el diesen en todo tipo de vehículos.
Sector agrario: generadores de energía; enfriadoras: secadoras; motobombas para irrigación; conversión de tractores de diesel a GLP; quemadores y en todos los procesos que requieren calor, como en la avicultura (Más detalles en la sección sobre agroindustria).
Los usos del GLP son muy variados. En el Cuadro 7.1 se tiene un listado de más de 150 aplicaciones para la industria, la agricultura, el comercio y los hogares que promueve la asociación del GLP de India. 8.2 GLP INDUSTRIA Los usos tradicionales se concentran en calderas y hornos, pero como lo muestra el listado del Cuadro 8.1 existen numerosas aplicaciones para soldadura, ladrilleras, fundición a presión, soldadura por llama directa, montacargas, diferentes tipos de secado, calentadores, quemado de rollos de impresión y cortadoras, entre otras.
Cuadro 8.1 Usos del GLP
Agricultura:
Secado agrícola
Deshidratación de papa dulce
Secado de paja
Secado de granos de soja
Secado de maní/cacahuete
Calefacción
Licuefacción de asfalto
Alambique de asfalto de coque
Aeroestática (Globos)
189
Calderas
Soldadura
Ladrilleras
Cocina de campo (campamento)
Enlatados
Aplicaciones del negro de carbón
Cerámica
Hornos de cemento
Aplicaciones de plantas químicas
Molino de viento de arboledas de cítricos
Secado de arcilla (En hornos y torres continuas)
Planchado de ropa
Tostadoras de café, cereal y maní/nueces
Pulidoras comerciales de pesos
Hornos de núcleo
Iluminación de cúpula/domo
Freír
Desalinización de agua de mar
Fundición a presión
Cocina de calle (vagón restaurante, perros calientes, etc.)
Aplicaciones de llama directa:
Pruebas de bobinas
Recocido y endurecimiento
Secado por llama directa
Precalentamiento para soldadura
Soldadura por llama directa
Hornos para secado de pinturas
Secado después de lavado
Secado de barril y tambor
Secado de partes metálicas
Secado de alfombras
Montacargas
Maduración de frutas
Células de combustible y generadores termoeléctricos
Galvanización
Iluminación de gas
190
Tratamiento tinal del vidrio
Climatización en invernaderos
Caldera/marmita/tetera de yeso
Hornos de yeso y fibra
Procesos térmicos en prensas
Tratamiendo con calor
Switches de calor para ferrocarriles
Aplicaciones en los hogares
Fogones
Calentadores de agua, refrigeradores
Secadoras de ropa
Calentadores de ambiente
Calefacción central
Lavaplatos
Incineradoras
Máquinas de conos de helado
Incineradoras y crematorios
Cocción por infrarrojo
Calefacción por infrarrojo
Mechero de laboratorio
Lavanderías
Procesamiento de plomo
Calentadores de línea
Hornos litográficos
Fundición a baja temperatura
Calderas para fundición de cera
Calderas de grasa
Calderas de dulce
Procesos calóricos para licuar metales
Empacado de carne
Fundición de metales
Altos hornos de crisol
Calderas de hierro o aleaciónes de acero
Altos hornos reverberadores
Pasteurización de leche
Botes y lanchas de motor
Vehículos de construcción civil
Calcinado de malaquita
Derretimiento de malaquita
Secado, horneado y curado
Horneado de bobinas
Secado de asfalto
191
Secado de dulces
Horneado de carbon
Calcinar
Curado de bloques
Secadores químicos o deshidratadores
Secado de capas dentro de vasijas
Secado de productos de corcho
Secado de productos de fieltro
Hornos de curado de junta
Secado de cal
Hornos de secado de Madera
Secado o curado de cuero
Hornos de fundición
Secado de nueces
Secado farmacéutico
Hornos de curado de plástico
Curado de productos de caucho
Secadores de sal
Deshidratación por sedimentación
Aplicaciones en fincas avicultura y leche
Tractores
Camiones
Motores de irrigación
Recolectoras de cosecha
Horneado de paja
Recolección de algodón
Control de maleza
Secado de cosechas
Incubación de aves y credos
Curado de tabaco
Calentador
Esterilización
Cocción de miel de maple
Marcado de Ganado
Secado de algodón
Calefacción de invernaderos y graneros
Ahumado de carne
Calefacción de huerto
Incubación
Quemado para control de pestes
Chamuscado de gallinas
Secado de moho de pesos
Camiones
192
Secado de pintura
Secado de productos de papel
Quemadores
Tostado de pimientos
Calefacción de tubería
hornos de plato y ángulo
Aplicaciones de plomería
Iluminación portatil para inundación
Aplicaciones en la industria de artes gráficas (impresión)
Secado de tinta en papel con aire caliente
Celofán, glassinne, papel aluminio, etc.
Quemado de rollos de impresión
Bombeo de petróleo
Calentamiento de piedras para baños de vapor
Hornos de fundición de lana mineral
Calentamiento de techos y rollos de papel
Calcinadoras y secadoras rotatorias
Operaciones de aserraderos
Tratamiento de aguas residuals
Fabricación de calzado
Secado de jabón
Soluciones de calentamiento para la industria
Lavado o limpieza
Generadores eléctricos (de apoyo)
Hornos de calentamiento de fábricas
Fosas de inmersión de procesos térmicos
Hornos de calentamiento de losas
Hornos de calentamiento de varas
Hornos de prueba y de fusión
Aplicaciones textiles
Secadoras
Secadoras de cubilete
Cortadoras
Carbonizadoras
193
Deshilachado por calor de la tela
Revestimiento e impregnación
Hornos
Secadoras (de bucle)
Secadoras (rollos)
tubos de vapor y agua
Calderas barnizadas
Hornos de cal verticals
8.3 GLP RURAL En el campo las aplicaciones son múltiples tanto para los hogares como para las labores agrícolas. Hogares Para los hogares rurales los usos son similares a los que se pueden dar en las zonas urbanas y van de cocción a calentamiento de agua y refrigeración y a aplicaciones no tradicionales como iluminación o energía eléctrica. El GLP se puede usar para refrigeradores, especialmente en zonas donde no existen redes eléctricas. La tecnología se conoce desde 1930 y requiere poco o ningún mantenimiento. La World LP Gas Association mantiene información sobre el uso del GLP en la energización rural. Lo defiende por las ventajas de este combustible en portabilidad, menor daño ambiental, confiabilidad y disponibilidad. Adicional a los usos tradicionales para cocción de alimentos y calentamiento de agua, defiende los generadores de gas para zonas aisladas y para proveer un backup importante ante fallas de las redes eléctricas y para el desarrollo de sistemas basados en fuentes renovables, especialmente cuando hay insuficiente energía eólica o solar. Define tres etapas en el desarrollo del GLP rural para los hogares. En la primera el GLP se solo se usa para cocción. En la segunda etapa se tienen más usos: cocción, refrigeración e iluminación. En la etapa tercera se incluye un generador de GLP y se agrega calentamiento de agua (Ver Gráfica 8.1)
Gráfica 8.1
194
Hay otra posibilidad muy interesante que es la de la generación de energía eléctrica con GLP para zonas alejadas de las redes eléctricas, en lugar de motores con base en diesel oil. 8.4 SECTOR AGROPECUARIO
A continuación se presenta un listado de posibles utilizaciones del GLP en el sector agropecuario. 1) secado en general y ambientación; 2) refrigeración en general, neveras; 3) la esterilización del suelo en granjas dedicadas a la avicultura y
negocios de patos y pavos ya que el propano mata los parásitos que viven en el suelo y que transfieren las enfermedades a sucesivos grupos de nuevos animales;
4) otro uso es la eliminación de hojas para ciertos cultivos como algodón, soya y en viñedos, en lugar de la eliminación mecánica;
5) otra posibilidad es en la eliminación de maleza para desplazar los químicos que traen tantos problemas ambientales;
6) control de pestes e insectos 7) cocinas para campamentos; secado de arcilla; 8) calentamiento de agua; 9) iluminación; 10) asaderos; 11) planchado de ropa, 12) tostadoras de café, cereales, maní; 13) maduración de frutas; 14) climatización en invernaderos; 15) motores para irrigación para reemplazar los que se mueven con energía
eléctrica o diesel; 16) recolectoras de cosecha; 17) Conversión de tractores con diesel y tractores nuevos con GLP; 18) incubación de aves y cerdos; 19) marcado de ganado; 20) calefacción de invernaderos y graneros
195
21) y calefacción de huertos Como se puede apreciar las aplicaciones son numerosas, lo que muestra que hay un nicho para el GLP en labores agrícolas muy importante. Una mención especial merece el tema de los generadores del GLP, tecnología muy conocida y utilizada hace varias decenas de años en el mundo, muy apropiadas para zonas aisladas, en las cuales es muy difícil llevar la energía eléctrica, que pueden tener un uso individual, para una finca, o para una comunidad. Los generadores del GLP tienen muchas ventajas: Más limpios en emisiones, más silenciosas, menores costos de mantenimiento, fáciles de recargar ya que basta con conectar un nuevo cilindro y no tienen problemas de almacenamiento. Aquí las posibilidades son ilimitadas, muy difíciles de cuantificar. Lo importante a destacar es la de que existen muchas alternativas de utilizar el GLP en el área rural que no han sido aprovechas, que ahí está el potencial para este combustible, que no va a desaparecer, que existe un mercado potencial para la oferta disponible, pero que esto no se producirá de un día a otro, sino que es un proceso lento e el cual el sector privado debe tener políticas agresivas, algo que no ha hecho. 8.5 OTROS SECTORES Para la construcción, el comercio, la minería y el sector público las posibilidades del GLP son, igualmente, enormes, por ejemplo, en cocción, calentamiento, iluminación, calefacción, licuefacción de asfalto, planchado de ropa, pulidoras comerciales de pisos, secado de alfombras, lavanderías, botes y lanchas de motor. Al leer la literatura y las experiencias en otros países sorprende que la industria privada colombiana no haya tomado la iniciativa para promover los nuevos usos del GLP, dejando toda la iniciativa al Estado. La industria del GLP en Colombia no investiga ni impulsa estudios, proyectos pilotos, foros y seminarios. 8.6 CONCLUSIÓN 1. Las posibilidades del GLP son numerosas en cuanto a usos y sectores
tanto urbanos como rurales, que se refieren a la producción de calor y vapor para diferentes procesos en la industria, la agricultura, el comercio y los hogares.
2. Los usos del GLP en Colombia son muy pocos cuando se mira la
experiencia internacional. En el sector residencial se limitan a la cocción de alimentos en 90 % y 10 % en calentamiento de agua, lo mismo que los sectores de comercio y oficial.
196
3. En el sector agrícola el listado de aplicaciones es amplio, pero totalmente olvidado en Colombia. Este un nicho que hay que explotar porque le conviene al país al ahorrar energéticos deficitarios como el diesel, y además ambientalmente dañinos y más con la calidad tan pésima que produce ECOPETROL.
4. En la industria y en una serie de actividades hay multitud de
aplicaciones que pueden estimularse in dependientemente de la existencia de gas natural, como montacargas, ambientación, asaderos y muchos descritos.
5. Hay un potencial desaprovechado en Colombia que es la generación de
energía eléctrica para zonas donde llevar redes eléctricas es costoso, en lugar de plantas diesel.
197
9. EL GLP Y EL SECTOR TRANSPORTE 9.1. EL GLP COMO AUTOGAS
Tanto el gas natural como el GLP son combustibles utilizados para el transporte, pero en Colombia se decidió a finales del decenio de los noventa por el Gas Natural Vehicular (GNV). Gas Licuado del Petróleo GLP, también conocido como propano, es un combustible no renovable, una mezcla de propano y butano y es un subproducto de las refinerías y del gas natural en los campos. A temperatura ambiente es un gas pero cuando se somete a presión se vuelve líquido. El tipo que GLP utilizado como carburante contiene al menos 90% de propano, 2.5 % de butano e hidrocarburos y el resto etano y propileno. La mezcla se conoce comúnmente como propano, por ejemplo en Estados Unidos, y se habla de autogas del GLP vehicular. Sin embargo, la composición del GLP como carburante varía de país a país. Por ejemplo, en Europa la composición va de 25 % de propano en Italia a 100 % en Irlanda y Reino Unido, pero predomina un mayor porcentaje para el propano. 9.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL GLP AUTOMOTOR.
Comparado con la gasolina y el diesel, el GLP vehicular tiene ventajas porque es mas barato; mas limpio porque emite 96 % menos partículas que el diesel y 96 % de emisiones de oxido de nitrógeno (que afecta los pulmones) que el diesel; es mas verde porque las emisiones de CO2 son menores y un motor propulsado por GLP es menos ruidoso. En cuanto al GNV y el GLP automotor cada uno tiene sus ventajas y desventajas. Desde un punto de vista económico un vehículo con GLP es más rentable y el motor pierde menos potencia que el de GNV. La principal crítica al uso del GLP vehicular es el de los mayores riesgos de accidentes. Excepto por este hecho, el GLP se compara favorablemente con el gas natural. En el mundo el número de vehículos con GLP es mayor que los que usan gas natural, aunque la tendencia es de mayor penetración del GNV. Pero el GLP presenta mayores efectos ambientales que el gas natural. 9.3. EL AUTOGAS A NIVEL INTERNACIONAL.
El primer carro propulsado por propano ocurrió en 1913 en Estados Unidos. En los últimos sesenta años el GLP ha sido utilizado Ampliamente en el mundo en el transporte. En los Estados Unidos el número de vehículos propulsados por autogas venia disminuyendo hasta 1995, a 250,000, pero desde 1996 viene incrementándose su uso, estimándose que había 350,000 en 2006 y más de más de 10 millones en el mundo.
198
El GLP automotriz es cada vez más reconocido en el mundo como un combustible limpio, seguro y una alternativa práctica a los productos derivados del petróleo. En los Estados Unidos el LPG se utiliza principalmente en buses, incluyendo buses escolares, taxis, carros de policía, vehículos en el campo; en Tokio los taxis se mueven con GLP; otros países que usan autogas son Australia, Canadá, Inglaterra, España, Holanda, Italia, Polonia, Japón, Corea, México, Servia, Hong Kong. Armenia y Argentina. Los países líderes son Corea del Sur, Japón, Italia, Australia, México y Turquía, Estados Unidos, Rusia, Armenia y Holanda. La participación en el consumo mundial de autogas por países era en 2004 así: . % Corea del Sur ----------------22 México----------------------------9 Japón-----------------------------9 Polonia---------------------------8 Turquía---------------------------8 Australia--------------------------7 Italia-------------------------------6 Resto del mundo-------------31 Total--------------------------100 El número de estaciones de servicio pasó de 25,810 en 1999 a 40,300 en 2004. Según Global Autogas Industry Network, el consumo de autogas creció 57.4 % anual de 1999 a 2004, con la expectativa de una tasa de 6.3 % hasta el año 2010. Paralelamente el numero de vehículos en circulación paso de 6 millones en 1996 a 10.2 millones en 2004, una tasa de incremento anual de 9.2 %, lo que indica que este mercado se ha movido bastante. Autogas es popular en los países donde hay producción de GLP y no hay gas natural o es insuficiente por el precio del combustible en comparación con la gasolina y el diesel. Las experiencias del uso del autogas son positivas por los costos, el usuario se siente cómodo, sin problemas para tanquear si hay las estaciones suficientes, igual que manifiesta un correcto funcionamiento de los vehículos si se ha hecho la conversión con el equipo adecuado. Una de las razones para el alto nivel de utilización del autogas en estos mercados es el apoyo de los gobiernos en forma de incentivos de impuestos, justificados por las ganancias en control de emisiones y ganancias de eficiencia comparados con gasolina y diesel.
199
Por ejemplo, en Australia no se cobra el impuesto a las ventas de 10% al autogas y ayudas para asistir en la compra de los equipos de conversión. Políticas similares se aplican en otros países como Corea del Sur, Japón y Francia. En general hay políticas de los gobiernos para incentivar el uso del autogas e influir en las decisiones de los consumidores. En España hasta muy recientemente el autogas estaba limitado a taxis, pero nuevos cambios regulatorios y de incentivos (bajar impuestos al GLP) se introdujeron y se limitó la limitación a solo taxis. En la India también se comienza a estimular la utilización del autogas y se está pensando en incentivos para estimular las conversiones. El gran limitante para la expansión del autogas es la insuficiente producción de GLP. Los riesgos tienen que ver con la accesibilidad, es decir, la facilidad de reabastecimiento del combustible, y las medidas de seguridad para evitar o disminuir accidentes dado que el GLP es más pesado que el aire, lo que requiere medidas obligatorias para cumplir en los vehículos y las estaciones de servicio. Se necesita una legislación específica y certificados de seguridad para regular el uso del GLP en los vehículos y las estaciones. El problema de seguridad mencionado en Colombia no parece haber sido un factor negativo en los países que utilizan el GLP vehicular e igualmente la presencia del gas natural no ha sido un inconveniente para prohibirlo. Dadas las ventajas ambientales y de costo es una tecnología que no hay que descartar totalmente, que podría utilizar algunos nichos del mercado como en las regiones alejadas y en el campo. Perú, por ejemplo, lo esta implantando para la Amazonía. Desde el punto de vista tecnológico la adaptación del uso del GLP como combustible ha pasado por diversas generaciones, desde los primeros kií de conversión hasta los sistemas de inyección de la segunda y tercera generación, que son una mejora de los equipos de la primera generación, hasta los equipos mas avanzados en que los vehículos se fabrican directamente con un sistema dual de combustibles. En esta área también se esta trabajando para hacer mas atractivo el uso del autogas 9.4. EL AUTOGAS EN COLOMBIA En Colombia las experiencias con GNV se iniciaron en 1983 en Huila y en 1987 en la Costa Atlántica y desde 1989 en la ciudad de Bogotá. La presión fue mayor para adoptar una política de GNV, de tal forma que en 1998 se inició la conversión en firme de vehículos a GNV. El estudio realizado por la UPME en 1996 Evaluación de la Conveniencia del Uso del GNC o GLP como Combustible Automotor para comparar el uso del
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GLP y el GN en el sector automotor dio elementos para la toma de decisiones por la cual se adoptó como política oficial en Colombia la del GNV. El estudio mostró las ventajas del GLP en la mayor parte de los aspectos, excepto en dos, la seguridad y la oferta del GLP. En esa época las expectativas sobre la oferta de gas natural eran inmensas y se creía que habría abastecimiento futuro para por lo menos veinte años sin problemas mientras que para el GLP la producción se presentaba limitada. Finalmente, se expidió por ley en 2001 que estableció en el artículo 22 la utilización del GLP como carburante solamente en las empresas distribuidora para consumo interno operativo, como carburante de los vehículos destinados exclusivamente al reparto del combustible y se le dio luz verde al GNV como carburante. En verdad, el factor decisivo es la disponibilidad de combustible y en este punto la producción del GLP era un limitante, como lo sería hoy en día, para un plan de cambio del parque de motores con base diesel y gasolinas, a GLP. En efecto, la conversión de 84,000 vehículos, según el estudio de la UPME suponía el consumo de 26,000 BPD el GLP, por encima de la disponibilidad en esa época, lo que obligaría a importaciones. En enero 2007 la oferta potencial del GLP es de 27,000 BPD para un consumo de 21,000 BPD, por lo cual un Plan del GLP automotriz implicaría importaciones. 9.5. CONCLUSIONES El análisis de las experiencias internacionales y la misma situación energética de abastecimiento de diesel oil, gas natural y GLP en Colombia, con una perspectiva de largo plazo, lleva a la conclusión de que no hay que seguir una política rígida. Podría pensarse en una política restringida del GLP para transporte fluvial de botes, lanchas y embarcaciones, vehículos para zonas aisladas, taxis, flotas y transporte pesado, pero esto implica hacer modificaciones a la ley existente sobre el tema y se tendrían problemas de suministro a menos que se permitiera importaciones. El argumento más importante en contra del GLP automotriz es la falta de oferta interna del GLP. El existente sólo es suficiente para los consumos actuales en los sectores residencial, industrial y comercial, y en una demanda adicional agresiva para llevarlo a las zonas rurales. Sin embargo, las proyecciones indican que se continuará importando diesel oil hasta el año 2025 y que gas natural será insuficiente en la segunda década, por lo cual, dado que el GLP es mejor ambientalmente que el diesel oil, más eficiente y más económico, hay que pensar en una política gradual de permitir el autoras para cierto tipo de transporte.
201
Una posición prudente señala que no hay que concentrar todos los esfuerzos en GNV y etanol. Es más aconsejable la diversidad de tecnologías y fuentes, más cuando la disponibilidad de los combustibles es incierta. En el decenio de los noventa se pensaba que todos los problemas del sector eléctrico se solucionaban con turbinas de gas natural y en 2007 la perspectiva es la de que no se podrá contar con suficiente gas después de 2010, a menos que haya nuevos hallazgos.
202
10. USOS DEL GLP EN LA AGROINDUSTRIA Y LA AGRICULTURA 10.1. LA AGROINDUSTRIA Y EL USO DE LOS RECURSOS
ENERGÉTICOS La agricultura es una industria que requiere recursos energéticos para el aumento de su productividad. Los cultivos no tecnificados y de baja productividad se conocen desde que la humanidad existe. A medida que fue creciendo la población, y por ende las necesidades de alimentación, fue desarrollándose una nueva necesidad de tecnificación, la cual lleva a un incremento en el consumo de energía. Los recursos energéticos se necesitan desde la fase de germinación, siembra, cosecha, recolección y poscosecha, pero en donde mayor energía se requiere es en la poscosecha, especialmente en el secado de granos hasta lograr su humedad de equilibrio, la cual oscila entre el 10% al 14%, y puedan ser almacenados y conservado durante periodos largos de tiempo. La producción de cárnicos (aves, vacunos y otros) para alimentar la creciente población mundial, su procesamiento y conservación requieren de recursos energéticos, combustibles en los cuales el GLP puede tener un papel importante. El regadío de pastos necesita igualmente de energía. La acuicultura para la producción tecnificada de pescados y mariscos tiene una gran demanda energética para lograr una productividad alta. La climatización del agua es vital para el desarrollo armónico de los recursos ictiológicos, y para la conservación de estos productos mediante la red de frío puede tener una gran demanda del GLP. La industria maderera igualmente es una parte importante en la agroindustria, y en su proceso de industrialización demanda energía para el secado de la madera, generalmente producido por calderas o bien de leña o de carbón. Una alternativa para el secado es utilizar calderas con GLP como energía primaria. 10.1.1. Definición de agroindustria Es el conjunto de industrias que tienen en común el de utilizar productos de origen agropecuario como insumo importante de sus procesos de producción, desarrollando diversas actividades que les permite lograr su adecuación o transformación y generar materias primas y bienes finales. La agroindustria es un sistema dinámico que implica la combinación de dos procesos de producción; el agrícola y el industrial, el cual comienza desde el eslabón primario de agregar primeros valores, la transformación de materias
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primas agropecuarias, hasta culminar en la estructura productiva de obtener bienes comestibles y no comestibles. En el sector primario, los productos se conservan o adecuan sin sufrir cambios en su estructura física, mientras que en el sector industrial las materias primas agropecuarias se transforman mediante varios procesos, realizando combinaciones de productos semi-procesados. 10.1.2. Principales subsectores Los principales subsectores de la agroindustria en donde hay unidades del sector primario y de carácter industrial, con diferentes procesos de adecuación o transformación básica son los siguientes: Cultivo de frutas. Cultivo de flores. Cultivo de palmas. Cultivo caña de azúcar. Cultivo de cereales. Cría de ganado vacuno. Cría de aves de corral. Producción de huevos. Actividad agropecuaria. Plantación y conservación de bosques. Preparación de carnes frías. Pasteurización y vitaminacion. Producción de leche. Producción de harina de trigo. Trilla de arroz. Trilla de café. Refinación de azúcar. Elaboración de productos alimenticios Elaboración alimentos animales. Cada uno de los subsectores agroindustriales presenta características propias. En el proceso de producción que da a lugar a la elaboración de productos y subproductos, se presenta un alto grado de concentración industrial. No obstante, se trata de lograr una mejor integración de los diferentes eslabones de las cadenas agroproductivas, que promuevan a su vez un mayor crecimiento de todos los subsectores involucrados, donde la industria juega un papel fundamental Los procesos agroindustriales se pueden clasificar en dos grandes grupos: Nivel Primario subdividido en cosecha y empaque y Nivel Industrial, con actividades en cada una de ellos como se muestra en el Cuadro 10.1.
Cuadro 10.1 Resumen procesos agroindustriales
Nivel Primario Actividad
Siembra Cosecha Fumigación Recolección Transporte
Clasificación
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Empaque Limpieza Empaque Transporte
Calentamiento y calcinación Incubación Nivel industrial Pasteurización y esterilización Evaporación y destilación
Secado, prensado y enfriamiento Fuente: Estudio Planer Ltda. 1999.
10.2. CANASTA ENERGÉTICA COLOMBIANA 10.2.1. Canasta energética y la agroindustria El costo de los energéticos es determinante como se ha mencionado varias veces. El energético más económico es el carbón, pero su transporte y almacenamiento hacen que su costo se eleve, además de que se requiere mano de obra calificada para alimentar las calderas de carbón para producir energía calórica. En el Cuadro 10.2 se presenta el costo, a diciembre 31 de 2006 de los energéticos colombianos, lo cual ratifica lo que se ha venido afirmando sobre la competitividad de los precios, según lo cual el GLP es más económico que la energía eléctrica, el queroseno, el diesel oil, la gasolina y más costoso que el gas natural, el carbón, el crudo de Rubiales y el Fuel en refinería, pero no tiene los problemas ambientales de estos últimos, de conversión y transporte como sería con el carbón, el crudo y el fuel oil para utilizarlos en el sector agrario y aún industrial. Un millón de BTU cuesta $27.727 para el GLP en comparación con $4959 para el carbón, $ 18,406 para el gas natural, $ 53,731 para el queroseno y $ 83,529 para la energía eléctrica. Desde el punto de vista de la inversión no hay diferencias mayores en los costos, ya que el utilizar Diesel, queroseno o fuel oil requiere almacenamientos y de cambios en los quemadores, de ahí que al hacer la comparación económica, se favorece la utilización del GLP por su precio y su poder calórico, excepto con el gas natural y el carbón.
Cuadro 10.2 Precios de los energéticos a 31 de diciembre 2006
COMBUSTIBLE PODERES CALORICOS COSTO
$/MBTU BTU/UNIDAD VALOR UNIDAD PRECIO
ENERGÍA ELÉCTRICA BTU/kWh 3.412 $/kWh
285
83.529
QUEROSENO BTU/GALON $/GALON
205
134.000 7.200 53.731
GASOLINA 87-93 OCT. BTU/GALON 115.400 $/GALON
6.300
54.593
DIESEL (ACPM) BTU/GALON 138.000 $/GALON
5.000
36.232
FUEL OIL CIB BTU/GALON 150.000 $/GALON
2.900
19.333
GAS PROPANO BTU/GALON 92.000 $/GALON
2.550
27.717
GAS NATURAL BTU/M3
35.315 $/M
3
650
18.406
CRUDO DE RUBIALES BTU/GALON 152.492 $/GALON
2.300
15.083
CARBÓN MINERAL BTU/Kg 24.200 $/Kg
120
4.959
Fuente: Juan V. Saucedo
10.3. CULTIVOS CON PROCESO DE SECADO POSTCOSECHA En Colombia básicamente hay dos cultivos con alta demanda de combustibles en el proceso de postcosecha: el café y el arroz. Otros como el sorgo, el trigo y la cebada también requieren proceso de secado pero su área cultivada es pequeña. El consumo del GLP por TM de productos se tiene en el Cuadro 10.3:
Cuadro 10.3 Consumo del GLP por TM de productos
GRANO CONSUMO GAL/TM
ARROZ 3.2
CAFÉ 8.0
MAIZ 4.2 Fuente: Cálculos Juan V. Saucedo
Solo se tiene el consumo de estos productos ya que los otros que requieren este proceso no se cosechan de manera intensiva en Colombia. 10.4. FACTORES A TENER EN CUENTA PARA SECADO Y
CONSERVACIÓN DE GRANOS Es importante considerar los aspectos para el secado y conservación de granos. En primer lugar la altura sobre el nivel mar (ASNM), la humedad relativa del sitio de conservación o almacenamiento, la temperatura ambiente y presión atmosférica. Los granos se conservan al haber obtenido su humedad de equilibrio, la cual les permite una estabilidad a pesar de su higroscopicidad, ni ganar o perder humedad.
206
10.5. CULTIVOS AGROINDUSTRIALES Y EL POSIBLE USO DEL GLP A continuación se presenta el Cuadro 10.4 en el cual se exponen algunos productos de la agroindustria que pueden tener el consumo del GLP en su fase de cosecha o postcosecha, determinando el uso específico del mismo:
Cuadro 10.4 Usos del GLP en la agroindustria
AGROINDUSTRIA USO DEL GLP
Frutas Si, en proceso de secado Flores Si, en proceso de presiembra Cultivo de Palma Africana Si, en procesos térmicos Caña de azúcar Si, en procesos térmicos Cereales Si, en procesos desecado de granos Cría de ganado vacuno Si, en procesos térmicos Cría de aves de corral Si, en procesos térmicos Producción de huevos Si, en procesos postproducción Preparación de carnes frías Si, en procesos térmicos Pasteurización leche Si, en procesos térmicos Producción de leche Si, en procesos térmicos Producción de harina de trigo No Trilla de arroz No Café, mezcla desnaturalizada Si, en procesos térmicos Trilla de café No Elaboración de productos alimenticios
Si, en procesos térmicos
Elaboración alimentos animals Si, en procesos térmicos Acuicultura Si, en procesos de climatización y refrigeración Apicultura No Maderera Si, en procesos térmicos Hortalizas Si, en procesos térmicos Verduras Si, en procesos térmicos
Fuente: Juan V. Saucedo
10.6. PROCESOS AGROINDUSTRIALES EN LOS PRINCIPALES
SUBSECTORES A continuación se resumen los principales procesos agroindustriales y sus necesidades energéticas para detectar el posible so del GLP. 10.6.1. Cultivo de frutas Las actividades que se ejecutan para someter la fruta a la conservación son los siguientes: conservación por calor, congelación, deshidratación, conservación química, conservación por concentración de azúcar. De estos procesos los de mayor potencial de uso del GLP son los de deshidratación y conservación por concentración de azúcar. La conservación por concentración de azúcar se denomina mermelada cuando la fruta ha sido reducida a puré y es cocida en almíbar.
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10.6.2. Cultivo de flores En el cultivo de flores se incluye los procesos de siembra, crecimiento, recolección, clasificación y empaque. Se utilizan tres agentes determinantes en el desarrollo y crecimiento: la temperatura, la humedad y la iluminación, obtenido por vía artificial son importantes consumidores de energía. Se podría emplear el GLP en procesos de generación de fuerza electromotriz y la preparación de esquejes de clavel y sublimadores en el cultivo de rosas. Los sublimadores son recipientes que se ubican a distancias en viveros donde se cultivan los rosales, que tienen como propósito quemar cantidades pequeñas de azufre cuyo gas permite combatir el hongo nocivo para el cultivo. Actualmente se emplea consumo de energía pudiéndose remplazar por GLP. 10.6.3. Cultivo de palma El aprovechamiento de la palma de aceite se inicia en la fase agrícola con la utilización del fruto de la palma para obtener el aceite crudo. Posteriormente, en la fase industrial se elaboran las materias primas provenientes del aceite crudo como aceite de palma, oleina de palma, harina de palma y ácidos grasos. Con estas materias primas se elaboran bienes de consumo básico como aceites comestibles, mantecas, margarinas y alimentos concentrados para animales. El proceso de la palma abarca tres fases, el agrícola, la extracción y la transformación. La primera involucra las labores de siembra y cosechado, la segunda la extracción de aceite y torta y la ultima la refinación de aceites y grasas. La tercera fase de refinación del aceite, se realiza en fábricas situadas en las principales ciudades del país, con procesos industriales que incluyen una alta presencia de consumos energéticos, atendidos por combustibles diferentes al GLP pero que pueden ser sustituidos por este. 10.6.4. Cultivo de caña de azúcar En el proceso agrícola se requiere consumo de combustible en el descapote del terreno, luego en la cosecha y en el transporte. Las posibilidades en caña del GLP se consideran nulas ya que este subsector utiliza bagazo de caña como fuente de energía independientemente de los mayores efectos ambientales que tiene. 10.6.5. Cereales Los principales cultivos son arroz, maíz, cebada, sorgo, trigo y centeno. No se tiene conocimiento del uso actual o potencial del GLP en esta actividad. Se
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pueden señalar algunas aplicaciones en procesos antes de la trilla de los productos. 10.6.6. Cría de ganado vacuno La cría de ganado vacuno es extensiva sin aplicación de tecnología avanzada mientras que la intensiva que es de poca participación en el subsector, se realiza en grandes parcelas o hatos tecnificados, siendo estas las que ofrecen el mayor potencial de uso del GLP por incluir tecnificación y capital para desarrollarlo. 10.6.7. Cría de aves de corral La producción avícola de pollos se centra específicamente en actividades de incubación, engorde y sacrificio. El nacimiento de pollitos se produce industrialmente mediante la incubación de los huevos. Las incubadoras son estufas provistas de termostatos que permiten mantener una atmósfera húmeda de 65 a 95% y una temperatura de 37 a 39 grados centígrados en los compartimientos que contienen los huevos fecundados. La producción de temperatura se hace utilizando diversos medios hasta la generación de calor mediante vapores provenientes de calderas de ACPM, crudo de castilla o gas natural. No se considera consumo del GLP para este proceso. Se tiene conocimiento del uso del GLP como fuente de calor para procesos agropecuarios y la cría de animales en granjas, mediante la utilización de quemadores para control de malezas y plagas y la esterilización de suelos en avicultura, con ventajas especificas en calefacción generando temperaturas ideales mayor que las lámparas de rayos infrarrojos, su alto poder calorífico y su gran eficiencia, lo hacen ampliamente competitivo frente a otros combustibles. El principal beneficio del GLP en quemadores agrícolas montados en tractor para el control de malezas y plagas, se obtiene gracias al calor y no al uso de sustancias químicas que dejan residuos en el suelo. Los quemadores también eliminan las malezas que son resistentes a los herbicidas. El control de la maleza con quemadores se realiza por medio del calor y no de la llama, siendo los resultados inmediatos. Con el uso del GLP en la avicultura como la calefacción ambiental y los pisos térmicos, aparecen nuevas posibilidades de consumo en quemadores para limpiar y desinfectar los galpones avícolas y librarlos de bacterias y organismos que afectan la salud de las aves. Los desinfectantes químicos no eliminan 100% los factores patógenos acumulados en los galpones, en cambio los quemadores del GLP incineran de manera controlada todos los organismos nocivos.
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10.6.8. Producción de huevos No se registra el uso del GLP en ninguno de los procesos relacionados con la producción de huevos. La utilización de este combustible podría darse en las actividades de limpieza de los galpones en que se hace el levante y sostenimiento de las gallinas ponedoras y donde se logra la producción de los huevos. 10.6.9. Preparación de carnes frías Este subsector posee un nivel intensivo de consumo de energía para el tratamiento y conservación de carnes embutidas, jamones y enlatados. Incluye cocción y calentamiento para diversos propósitos. Además tiene un alto consumo de energía para el congelamiento inicial de las materias primas y los productos terminados. 10.6.10. Producción de leche La producción industrial de leche incluye su tratamiento luego del ordeño en las que se practica el enfriamiento, la pasteurización, el descremado, la homogeneización, envasado y almacenamiento. El proceso mas importante es el de la pasteurización. En una planta procesadora además de la producción lechera se hacen derivados lácteos y el calor se utiliza para el recalentamiento de líquidos a transformarse en quesos, para el pulimiento de los mismos y para la pulverización de productos lácteos y para el secado. 10.6.11. Producción harina de trigo y trilla de arroz La molienda del que se obtiene la harina de trigo y la trilla de arroz, requieren un proceso de secado y de la transformación de energía para accionar los motores de los molinos, las basculas y empacadoras, en el cual podría utilizarse el GLP. 10.6.12. Fabricación y refinación de azúcar El proceso del azúcar requiere permanentemente la presencia de calor, principalmente proveniente del calor, que es producido fundamentalmente por la combustión del bagazo, que se produce en grandes cantidades que alcanza para ser aprovechado en cogeneración. 10.7. USOS ESPECÍFICOS DEL GLP A un nivel más específico de usos potenciales del GLP en la agroindustria y en la industria en general, en el Cuadro 8.1 se presenta un listado de actividades que puede utilizar este energético. El listado incluye usos del GLP
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en procesos que se pueden dar en la industria vinculada al sector agropecuario. Las tecnologías para la utilización del GLP en múltiples procesos de la industria y la agroindustria del Cuadro 8.1 se conocen y están disponibles desde las primeras décadas del siglo XX. La cocción y la refrigeración comenzaron a utilizarse en Estados Unidos después de 1912. Luego se comenzó a utilizar en calefacción y para reemplazar el soplete de acetileno. En los años cuarenta se agregaron usos para las fincas para desyerbar, secado de cultivos, en la porcicultura, para calor en las incubadoras de pollitos, en barbecues, en camperos, en tractores, en cosechadoras, en irrigación, para desinfectar suelos, es decir, las tecnologías son conocidas, existentes y probadas en el mundo pero de mínimo uso en Colombia. La poca utilización de estas tecnologías en Colombia tiene que ver con la falta de comercialización de los equipos y conocimiento del agro colombiano, la inexistente asistencia técnica por organismos públicos y privados y la falta de redes de distribución del GLP en las áreas rurales. Otro problema es la financiación para la adquisición de los equipos que impide que muchos empresarios del campo tengan acceso a maquinaria moderna. En Colombia funcionan empresas dedicadas para producir equipos para la agroindustria y de cultivos como el arroz, el sorgo, el café, el maíz, la yuca, los cuales tienen procesos de postcosecha para secado que demandan una energía secundaria proveniente del diesel, el GLP, el gas natural, el fuel y el carbón. Entre las empresas se citan las siguientes; Empresa Metalúrgica Colombiana EM, con sede en Bucaramanga, Superbrix, con sede en Barranquilla,, FIMAR, con sede en San Gil, Ingesec, Comercializadora Moyse, y ABS, localizadas en Bogotá y muchas otras de menor importancia pero con un cubrimiento muy local. 10.8. POSIBILIDADES DE USO DEL GLP EN LA AGROINDUSTRIA Y
AGRICULTURA.
10.8.1. Sector Agroindustria En el sector industrial de la agroindustria el uso del GLP se ha concentrado en el subsector de alimentos y bebidas. Las mayores posibilidades de uso del GLP para atender los requerimientos energéticos del sector agroindustrial se tiene en los subsectores cultivo de frutas, flores, palma, cría de ganado vacuno, cría de aves de corral, preparación de carnes frías, producción de harina de trigo y trilla de arroz, fabricación y refinación de azúcar. El estudio de PLANER calculó el potencial de uso del GLP en la agroindustria para 1998, obteniendo una cifra de 1,641, 998 galones por año o 4500 BPD.
211
Surge una observación: el estudio no tuvo en cuenta la penetración futura del gas natural que quitaba posibilidades al GLP en las empresas localizadas en los centros urbanos con provisión de aquel combustible, de ahí que la cifra sobreestiman la realidad (Cuadro 10.6). En esta forma, al potencial definido por PLANER hay que deducir el consumo posible del GLP en producción industrial de leche, carnes frías y embutidos, aceites y grasas sin refinar, refinación de aceites y grasas y los procesos en la industria de alimentos y bebidas, es decir se consideraría solamente la parte agrícola y agrícola con un procesamiento en el campo. En estas condiciones el potencial se reduce a 689,621 barriles.
Cuadro 10.6 Consumo potencial del GLP en el sector agroindustrial para el año 1997
Actividad Consumo potencial del GLP
% Económica Barriles/año
Cría de ganado vacuno 47.640
Cría aves de corral 585.458
Producción de huevos 1.675
Producción de leche 683.602
Carnes frías y embutidos 74.277
Subtotal 1.392.652 84,8
Palma Africana 365
Preparación de esquejes 54.483
Subtotal 54.848 3,3
Aceites y grasas sin refinar 145.798
Refinación de aceites y grasas 42.070
Subtotal 187.868 11,5
Envasado y conservación alimentos 3.977
Preparación pasas y frutas secas 211
Preparación y envase de mermeladas 962
Congelación de frutas y legumbres 35
Fabricación confites y bocadillos 1.231
Preparación alimentación infantil 214
Subtotal 6.630 0,4
Total 1.641.998 100 Fuente: Planer Ltda.. 1999.
212
Actividad Consumo potencial de GLP %
Económica
Cría de ganado vacuno
Cría aves de corral
Producción de huevos
Producción de leche
Carnes frías y embutidos
Subtotal 79,00%
Palma africana
Preparación de esquejes
Subtotal 4,30%
Aceites y grasas sin refinar
Refinación de aceites y grasas
Subtotal 16,30%
Envasado y conservación alimentos
Preparación pasas y frutas
Preparación y envase de mermeladas
Congelación de frutas y legumbres
Fabricación confites y bocadillos
Preparación alimentación infantil
Subtotal 0,40%
total 100,00%
7278
1.827.035
838
136
1.664
229
43.839
297.805
4.331
80
507
78.051
78.558
253.967
1.986
859.917
68.623
1.443.393
Barriles/año
65.723
515.767
En el Cuadro 10.7 se presentan los mismos cálculos de PLANER, con similar metodología para 2004, dando un valor potencial de utilización del GLP en la agroindustria de 1, 895, 657 barriles. Igual que como se hizo para los cálculos de PLANER de 1998, al deducir los procesos no susceptibles de penetración del GL se llega a valor potencial de 662,034 barriles (1813 BPD), un poco menor a la de 1998 explicable por la cría de aves de corral. Para determinar las cifras del potencial 2004 se hizo uso de las mismas formulaciones del estudio de PLANER, lo que implico buscar información agropecuaria de producción para el año 2004. Los datos del Cuadro 10.7 son un resumen de cada subsector. Así, cría de aves de corral comprende incubación, escaldado, lavado en proceso y .limpieza de instalaciones; preparación de carnes frías y embutidos incluye jamón, mortadela, tocineta, pateé, salchichón, chorizos, morcillas; envasado y conservación en alimentos corresponde a diez y seis productos e igualmente con preparación de pasas y frutas secas, preparación y envase de mermeladas, congelación de frutas y legumbres, fabricación de confites y bocadillos y preparación alimentación infantil. El cálculo anterior se basa en suponer que el potencial en la parte industrial de la agroindustria es prácticamente es cero porque más del 98 % de la industria se localiza en zonas con disponibilidad de energéticos competitivos como el gas natural y el carbón. De un total de 7913 de establecimientos industriales en 2006, el 80 % se encontraban en Bogotá, Antioquia, Atlántico y Valle y el 20 % en los restantes departamentos. Otra información dice que solamente 33 industrias estaban en zonas sin gas natural, fundamentalmente en Cauca y Nariño. Y, por otra parte, 141 establecimientos en Antioquia consumían GLP. Es decir, que 98 % de la agroindustria se encontraba en municipios que disponen gas natural. Sin embargo, en el caso de Antioquia, con el tiempo esos establecimientos irán entrando a la era del gas natural. En estas condiciones, el potencial del GLP en la industria es prácticamente cero, previéndose, más bien su declinación, tal como lo presenta la UPME en su escenario bajo.
Cuadro 10.7 Consumo potencial del GLP en el sector agroindustrial para el año 2004
213
Fuente: Cálculos propios, con base al estudio PLANER. Sin embargo, el potencial del sector agropecuario incluye otros renglones diferentes a los estudiados anteriormente sobre agroindustria, como secado, riego, procesamiento agrícola y tractores. De los datos del balance energético de 2006 se tiene una información valiosa sobre el consumo de energéticos (diesel, energía eléctrica, queroseno, gasolina, fuel oil y leña) para actividades productivas, que podrían ser substituidos por GLP y que son reales (Cuadro 10.8). 10.8.2. Sector Agropecuario
Cuadro 10.8 Consumo de energéticos en el Sector Agrícola 2005
Diesel Energía Eléctrica
Queroseno Fuel Oil
Leña Teracalorias
Residuos Teracalorias
Barriles GWH Barriles Barriles 0 0
Tractores 1,360,000 0 0 0 0 0
Secadoras 822,000 16 6000 0 0 0
Procesamiento agrícola
218,000 3 0 2000 1174 905
Riego 634,000 15 0 0 0 0
Fumigación 0 0 0 0 0 0
Otros usos 0 224 0 0 0 0
Total 3,034,000 258 6000 2000 1174 905
Fuente: UPME, Balance Energético 2006 Si todos los combustibles anteriores, excepto residuos y consumo en tractores, se substituyeran por el GLP, se tendría un consumo de 1646 BPD para 2006 cifra relativamente baja porque seguramente el balance subestima el consumo de combustibles en el sector agrícola. Otros cálculos parciales del secado de los principales productos, café, maíz y arroz, para las producciones de 2005 y con los factores de galones por toneladas requeridas para secar, da una cifra de 1455 BPD, que no incluye operaciones como riego y fumigación ni otros productos y subsectores como ganadería, avicultura, piscicultura
214
Lo anterior significa, que al sumar el potencial de la agroindustria en 2004 (1813 BPD) proyectado a 2006 mas el del resto de la agricultura del balance energético 2006 (4125 BPD), que para 2006 existía un potencial en la agricultura para el GLP superior a 6011 BPD para los procesos de cierta magnitud, ya que las posibilidades en usos son múltiples, especialmente las de pequeños consumos menores, difíciles de cuantificar. El balance energético 2006 muestra que 3726 BPD de diesel se utilizaron en tractores, combustible que podría ser sustituido por GLP. Existen aquí varias alternativas: sustituir todo el parque, solo los nuevos tractores o los actuales y los futuros. Hay razones poderosas para pensar en tractores movidos por GLP. Este es un combustible más limpio que el diesel, tiene mayor poder calórico y las proyecciones a 2025 de la demanda de diesel muestran que se tendrán que importar cerca de 63,000 BPD, incluyendo contrabando y robos, a menos que se aumente la capacidad refinadora a partir de 2015, que si ocurriera habría nueva producción del GLP. La experiencia mundial es amplia y muestra que el cambio es conveniente económicamente. El costo de inversión adicional, kit de conversión, se compensa con la diferencia de costos de operación por la diferencia de precios y menor consumo de combustible. 10.8.3. Proyección potencial del GLP Si los 3,726 BPD utilizados en tractores en 2006 se convirtieran a GLP (se parte de una eficiencia del 95% del GLP en comparación del 85% para diessel), esto equivaldría a un consumo de 3,334 BPD de GLP, que proyectados a una tasa anual de 2 % por año daría 4,817 BPD en 2025. La proyección del potencial a 2025 dependerá de varios factores que influirán en el desarrollo de la agricultura, como el TLC. Tradicionalmente, el promedio anual de crecimiento de la producción agropecuaria ha estado alrededor de 3.0 %. Si se supone una tasa de 2 % para ser conservadores, en 2025 el potencial en el sector de agroindustria y agricultura estaría entre 8,756 BDP sin tractores y 13,613 BDP con tractores.
215
11. POTENCIAL DEL GLP EN LOS HOGARES URBANOS Y RURALES Para determinar el potencial de demanda del GLP en los hogares urbanos y rurales hay dos fuentes que facilitan el ejercicio porque dan información sobre la situación del consumo de energéticos y el potencial de expansión de las redes de gas natural, que son la CREG y el Censo de Población 2005.
11.1. POTENCIAL DE HOGARES CON GAS NATURAL SEGÚN CREG En el Cuado 11.1 se tiene información de usuarios residenciales según catastro, de usuarios que se encuentran en anillo y de usuarios con gas natural, que permite dar valores del potencial efectivo de hogares con este energético. Para septiembre de 2006 el numero de usuarios anillados ascendía a 5, 058, 6984.130.786 y los que tenían el gas natural 4,130, 786, lo que daba 927, 912 que podrían migrar hacia este y reducir los del GLP.
Cuadro 11.1 Mercado de Gas Natural
Catastro, Anillados y Usuarios de Gas natural
DEPARTAMENTO CATASTRO
ANILLADOS
USUARIOS DE GAS NATURAL
POTENCIAL PARA GAS NATURAL
EFECTIVO CON GAS NATURAL
Antioquia 884.225
515.328
243.439 58,3% 27,5%
Atlántico 398.833
395.332
376.897 99,1% 94,5%
Bolívar 298.285
234.820
209.608 78,7% 70,3%
Boyacá 109.303
84.756
65.701 77,5% 60,1%
Caldas 116.918
96.246
71.623 82,3% 61,3%
Casanare 29.991
26.000
26.948 86,7% 89,9%
Cesar 111.782
99.804
87.451 89,3% 78,2%
Córdoba 155.430
127.373
103.397 81,9% 66,5%
Cundinamarca 266.101
218.293
163.374 82,0% 61,4%
D.C. 1.391.049
1.247.771
1.259.902 89,7% 90,6%
Guajira 77.246
65.193
51.494 84,4% 66,7%
216
Huila 147.866
142.384
106.191 96,3% 71,8%
Magdalena 145.407
122.143
107.000 84,0% 73,6%
Meta 103.467
101.008
95.278 97,6% 92,1%
Norte de 142.000
111.202
65.919 78,3% 46,4%
Quindío 83.661
95.275
53.834 113,9% 64,3%
Risaralda 165.933
121.834
75.730 73,4% 45,6%
Santander 286.791
282.510
258.742 98,5% 90,2%
SUCRE 117.870
89.705
77.200 76,1% 65,5%
Tolima 214.256
183.582
123.745 85,7% 57,8%
Valle 727.761
698.139
507.313 95,9% 69,7%
Total 5.974.175
5.058.698
4.130.786 84,7% 69,1%
Fuente: Cálculos con base en datos de CREG.
Revisada la distribución geográfica del consumo del GLP, se observa que la oferta no ha ingresado en forma significativa en regiones alejadas, sino que ha incrementado su consumo en municipios sin la cobertura de gas natural, pero que se sitúan relativamente cerca de la red, puesto que se encuentran dentro de departamentos que ya cuentan con la presencia de gasoductos. Lo anterior significa que en la medida, que nuevos gasoductos ingresen al sistema, la distribución del GLP se vera obligada a desplazarse a zonas más difíciles de llegar. Hay que anotar que el FAEP financia y contempla el apoyo a la propagación del uso del gas natural. Sería muy importante que se tuviera en cuenta consideraciones económicas, o sea, no proveer recursos para extensiones de ramales antieconómicos porque se estaría ante la presencia de un uso incorrecto de los recursos, dando lugar a un incremento en el numero de usuarios del gas natural, en detrimento del sector del GLP de una manera que rompe la concepción de que cada energético se debe utilizar de acuerdo a su competitividad. 11.2. EL CENSO DE POBLACIÓN 2005 En 2005 en los departamentos de Antioquia, Cundinamarca, Valle y Bogotá se concentraba el 55,5 % del consumo del GLP, es decir, las zonas en que el gas natural ha llegado más tarde o falta por expandirse. En los
217
Departamento Total
Viviendas (1)
Total
Viviendas
Urbanas (2)
Total
Viviendas Rural
(3)
Total Hogares
(4)
Total Hogares
Urbanas (5)
Total Hogares
Rurales (6)
Total
Poblacion (7)
Total
Poblacion
Urbana (8)
Total
Poblacion
Rural (9)
Total Unidades
Agropecuarias
(10)
AMAZONAS 11.713 4.324 7.389 11.664 4.306 7.358 56.036 25.004 31.032 2.909
ANTIOQUIA 1.521.439 1.204.898 316.541 1.474.695 1.167.879 306.816 5.671.689 4.342.217 1.329.472 232.458
ARAUCA 48.931 33.220 15.711 51.364 34.872 16.492 208.605 142.617 65.988 4.134
ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES 16.292 12.261 4.031 16.150 12.154 3.996 59.573 42.641 16.932 2.133
ATLANTICO 436.955 412.201 24.754 473.069 446.269 26.800 2.112.128 2.008.162 103.966 7.208
BOGOTA 1.762.808 1.759.149 3.659 1.931.372 1.927.363 4.009 6.778.691 6.763.325 15.366 3.971
BOLIVAR 395.840 287.838 108.002 411.142 298.965 112.177 1.860.445 1.406.835 453.610 36.449
BOYACA 336.370 198.668 137.702 322.906 190.716 132.190 1.211.186 632.836 578.350 143.095
CALDAS 259.098 196.690 62.408 247.364 187.782 59.582 908.841 646.728 262.113 49.837
CAQUETA 95.530 53.503 42.027 96.554 54.077 42.477 404.896 228.381 176.515 21.722
CASANARE 73.955 53.550 20.405 72.905 52.790 20.115 282.452 196.752 85.700 17.285
CAUCA 307.444 126.268 181.176 309.390 127.067 182.323 1.244.886 483.947 760.939 136.631
CESAR 204.731 144.222 60.509 199.459 140.508 58.951 879.914 625.775 254.139 29.893
CHOCO 109.216 56.748 52.468 101.128 52.546 48.582 441.395 221.030 220.365 28.797
CORDOBA 317.919 144.392 173.527 317.327 144.123 173.204 1.472.699 743.886 728.813 106.194
CUNDINAMARCA 596.023 408.795 187.228 601.828 412.776 189.052 2.228.478 1.442.121 786.357 180.871
GUAINIA 7.630 3.025 4.605 6.988 2.770 4.218 30.232 10.891 19.341 1.755
GUAJIRA 123.622 56.686 66.936 129.265 69.991 59.274 623.250 342.120 281.130 44.150
GUAVIARE 18.735 11.417 7.318 21.883 13.335 8.548 81.411 50.676 30.735 2.553
HUILA 254.609 157.972 96.637 250.911 155.678 95.233 1.006.797 600.921 405.876 76.451
MAGADALENA 244.984 161.442 83.542 249.968 164.726 85.242 1.136.901 786.025 350.876 30.400
META 196.384 146.365 50.019 204.995 152.783 52.212 789.276 579.195 210.081 23.934
NARIÑO 353.510 156.651 196.859 359.727 159.406 200.321 1.531.777 704.971 826.806 132.204
NORTE DE SANTANDER 299.925 232.848 67.077 299.770 232.728 67.042 1.228.028 946.305 281.723 49.861
PUTUMAYO 85.645 47.417 38.228 77.997 43.183 34.814 299.286 138.730 160.556 26.560
QUINDIO 145.612 129.057 16.555 142.982 126.726 16.256 518.691 449.161 69.530 13.232
RISARALDA 231.780 184.909 46.871 231.592 184.759 46.833 863.663 666.805 196.858 34.285
SANTANDER 495.842 375.381 120.461 499.309 378.006 121.303 1.916.336 1.410.399 505.937 111.580
SUCRE 168.422 102.452 65.970 167.222 101.722 65.500 765.285 488.210 277.075 27.598
TOLIMA 369.075 262.530 106.545 357.915 254.592 103.323 1.335.177 887.689 447.488 90.693
VALLE 1.032.592 903.171 129.421 1.075.542 940.738 134.804 4.060.196 3.516.629 543.567 68.267
VAUPES 4.165 1.084 3.081 5.012 1.304 3.708 27.124 14.184 12.940 891
VICHADA 10.939 2.832 8.107 11.649 3.016 8.633 55.158 21.108 34.050 4.428
Total País 10.537.735 8.031.966 2.505.769 10.731.044 8.239.656 2.491.388 42.090.502 31.566.276 10.524.226 1.742.429
(1) DANE Censo 2005
(2) y (3) Calculos preliminares realizados por el consultor
(4) DANE Censo 2005
(5) y (6) Calculos preliminares realizados por el consultor
(7), (8), (9) Y (10) DANE Censo 2005
INFORMACION DEMOGRAFICA DEPARTAMENTAL
2005
departamentos de la Costa Atlántica, los primeros en disponer del gas natural, el consumo del GLP solo representaba el 0,4 %. El resto de los departamentos explicaba el 44.1%.
Distribución de hogares por departamento
De acuerdo con los resultados del Censo 2005 en el Cuadro 11.2 se presentan las estadísticas por departamento del total de viviendas, hogares y población, discriminados en urbano y rural. En Antioquia, Bogotá y Valle se concentra más del 40 % de los anteriores indicadores, lo que indica que lo que ocurra en estas zonas influirá en el desarrollo del GLP. En 2005 el número de viviendas era de 10,537,736 para 10,731,044 hogares, con una relación de 1.018 hogares por vivienda, desagrados en 8,239,666 hogares urbanos y 2,491,3888 hogares rurales. La población total era de 42, 090, 502, distribuida en 31,666,276 urbana y 10,524,226 rural, que da lugar a tamaños de hogar de 3.84 personas en el área urbana y 4.22 personas en el área rural. Colombia es un país urbano, ya que solamente el 24.8 % vivía fuera de las cabeceras.
Cuadro 11.2
218
Distribución del consumo de energéticos para cocción En los Cuadros 11.3, 11.4 y 11.5 se presentan estadísticas de consumo del GLP y otros energéticos en el sector residencial para cocción. Estas cifras se han construido a partir de información de CREG y de los resultados del censo 2005 para más de 1000 municipios del país, cifras que todavía están en proceso de revisión por el DANE. De un total de 10,741,044 hogares según el Censo 2005, 3,578,113, el 33.3%, utilizaban el GLP, lo que da un consumo anual promedio por hogar de 1.7433 barriles (para el cálculo se utilizó el dato del balance 2005 de UPME del consumo del GLP en barriles). Por zonas la cobertura del GLP es diferente. La cobertura urbana era de 34.9 % para 2,874,692 hogares de un total de 8, 239,656 y la rural era de 28.2% para 703,223 hogares de un total de 2,491,388 hogares. El Cuadro 11.3 construido con información de CREG y del Censo 2005 presenta el consumo del GLP por departamento en el sector residencial, los hogares con GLP y el consumo por hogar. Como es de esperarse el porcentaje de hogares que utilizan GLP es bajo para los departamentos de la Costa Atlántica, de un mínimo de 4 % en Atlántico, 8 % en Sucre, 12 % en Guajira, 15 % en Bolívar, 20% en Córdoba, 22 % en Magdalena y un máximo de 35 % en Cesar, las diferencias explicables por las dificultades para llegar con gas natural a algunos municipios y a las zonas rurales. Bogotá, por la rápida penetración del gas natural en lo que va del siglo XXI, solamente 18 % de los hogares aún utilizan el GLP. Santander es otra región donde el gas natural ha penetrado, de ahí que únicamente 21 % de los hogares todavía utilizan GLP. Antioquia, Quindío, Risaralda y Quindío están atrasados en el uso del gas natural, lo que explica las coberturas superiores a 50 % con GLP, pero es de esperar que con el tiempo que los hogares con este combustible disminuyan porque estas regiones están dentro de los planes de expansión de gasoductos.. En el resto de departamentos, como en los antiguos territorios nacionales, Chocó, Cauca y Nariño, el gas natural no ha penetrado y será difícil que lo haga por razones de distancia y económicas, de ahí que el porcentaje de hogares con GLP para cocción es alto.
219
El consumo del GLP por hogar muestra mucha diversidad. De un promedio nacional de 73,22 galones año, Sucre, Guanía, Vichada, Vaupés y Amazonas tienen los valores extremos inferiores, por debajo de 10 galones año. El resto de departamentos fluctúa entre 16 galones y máximos de 108 y 113.80 galones año para Santander y Cundinamarca.
Cuadro 11.3 Consumo del GLP 2005
Cifras en galones
Departamento 2005
AMAZONAS 8.343 6.986 5.949 51% 1,17
ANTIOQUIA 57.238.680 47.930.937 634.119 43% 75,59
ARAUCA 1.013.051 848.316 36.982 72% 22,94
ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES 996.313 834.300 14.212 88% 58,70
ATLANTICO 552.704 462.827 18.923 4% 24,46
BOGOTA 38.715.976 32.420.262 347.647 18% 93,26
BOLIVAR 4.513.453 3.779.508 61.671 15% 61,28
BOYACA 12.631.426 10.577.394 116.246 36% 90,99
CALDAS 12.706.761 10.640.479 178.102 72% 59,74
CAQUETA 4.011.480 3.359.162 55.036 57% 61,04
CASANARE 1.965.453 1.645.845 29.162 40% 56,44
CAUCA 7.465.147 6.251.218 108.287 35% 57,73
CESAR 5.628.446 4.713.189 69.811 35% 67,51
CHOCO 647.756 542.423 50.564 50% 10,73
CORDOBA 1.547.653 1.295.985 63.465 20% 20,42
CUNDINAMARCA 40.895.444 34.245.321 300.914 50% 113,80
GUAINIA 3.042 2.547 2.725 39% 0,93
GUAJIRA 309.010 258.761 15.512 12% 16,68
GUAVIARE 1.078.287 902.944 10.723 49% 84,21
HUILA 4.923.090 4.122.532 50.182 20% 82,15
MAGADALENA 1.591.725 1.332.890 54.993 22% 24,24
META 6.729.351 5.635.072 77.898 38% 72,34
NARIÑO 14.531.120 12.168.174 179.864 50% 67,65
NORTE DE SANTANDER 13.517.001 11.318.963 176.864 59% 64,00
PUTUMAYO 1.428.131 1.195.899 45.238 58% 26,44
QUINDIO 4.213.049 3.527.953 85.789 60% 41,12
RISARALDA 12.712.995 10.645.699 141.271 61% 75,36
SANTANDER 13.598.626 11.387.315 104.855 21% 108,60
SUCRE 85.447 71.552 13.378 8% 5,35
TOLIMA 10.384.530 8.695.872 125.270 35% 69,42
VALLE 37.195.318 31.146.883 397.951 37% 78,27
VAUPES - - 200 4% -
VICHADA 34.383 28.792 4.310 37% 6,68
Total País 312.873.191 261.996.000 3.578.113 33% 73,22
Consumo de
GLP (1)
Consumo
residencial
2005 (2)
Hogares con uso de GLP en
Cocción (3)
Consumo
Por Hogar
(4)
(1) CREG
(2) Cálculos propios del Consultor con base en el consumo residencial nacional en los Balances Energéticos Nacionales (UPME) 6,238 KBL
(3) DANE Censo 2005
(4) Cálculos realizados por el consultor a partir de información de Hogares- DANE y Consumo de GLP residencial.
En el Cuadro 11.4 se discrimina el consumo de GLP entre hogares urbanos y rurales tanto en galones como por número de hogares de acuerdo con cálculos del consultor. De un total de consumo del GLP en los hogares en 2005 de 261,996,000 galones, 207,667,855 tuvo lugar en la zona urbana y 54,328,145 en la rural, el 20.6 %. El consumo promedio del GLP en barriles por zona era de 1.743 barriles para la urbana y 1.839 para la rural.
220
Sin embargo, las cifras del balance en energético 2005 de UPME, aunque iguales para el total del consumo difieren en la distribución urbano/rural de 235,655,196 y 26, 231, 435 galones, lo que daría consumos promedio por hogar de 1.95 y 0.89 barriles.
Cuadro 11.4 Consumo del GLP en cocción 2005
Cifras en galones.
Departamento
AMAZONAS 6.986 5.949 51% 2.527 4.459 1.956 3.992
ANTIOQUIA 47.930.937 634.119 43% 6.377.581 41.553.356 76.704 557.415
ARAUCA 848.316 36.982 72% 41.613 806.703 1.649 35.333
ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES 834.300 14.212 88% 229.432 604.867 3.553 10.659
ATLANTICO 462.827 18.923 4% 101.822 361.005 3.785 15.138
BOGOTA 32.420.262 347.647 18% 285.298 32.134.964 2.781 344.866
BOLIVAR 3.779.508 61.671 15% 453.732 3.325.775 6.731 54.941
BOYACA 10.577.394 116.246 36% 2.327.027 8.250.368 23.249 92.997
CALDAS 10.640.479 178.102 72% 3.745.449 6.895.030 56.993 121.109
CAQUETA 3.359.162 55.036 57% 285.189 3.073.973 4.248 50.788
CASANARE 1.645.845 29.162 40% 605.360 1.040.486 9.751 19.411
CAUCA 6.251.218 108.287 35% 2.299.265 3.951.953 36.208 72.078
CESAR 4.713.189 69.811 35% 437.801 4.275.387 5.895 63.916
CHOCO 542.423 50.564 50% 22.931 519.491 1.943 48.621
CORDOBA 1.295.985 63.465 20% 389.057 906.928 17.320 46.145
CUNDINAMARCA 34.245.321 300.914 50% 4.733.287 29.512.034 37.810 263.104
GUAINIA 2.547 2.725 39% 937 1.610 911 1.814
GUAJIRA 258.761 15.512 12% 95.175 163.586 5.187 10.325
GUAVIARE 902.944 10.723 49% 79.180 823.764 855 9.868
HUILA 4.122.532 50.182 20% 1.516.312 2.606.221 16.780 33.403
MAGADALENA 1.332.890 54.993 22% 227.266 1.105.625 8.524 46.469
META 5.635.072 77.898 38% 2.072.640 3.562.432 26.047 51.851
NARIÑO 12.168.174 179.864 50% 4.475.585 7.692.589 60.142 119.722
NORTE DE SANTANDER 11.318.963 176.864 59% 4.163.236 7.155.727 59.139 117.726
PUTUMAYO 1.195.899 45.238 58% 263.098 932.801 9.048 36.191
QUINDIO 3.527.953 85.789 60% 620.920 2.907.033 13.726 72.063
RISARALDA 10.645.699 141.271 61% 3.513.081 7.132.618 42.381 98.890
SANTANDER 11.387.315 104.855 21% 4.188.377 7.198.938 35.061 69.794
SUCRE 71.552 13.378 8% 26.318 45.235 4.473 8.905
TOLIMA 8.695.872 125.270 35% 3.198.435 5.497.437 41.887 83.383
VALLE 31.146.883 397.951 37% 7.543.872 23.603.011 87.623 310.328
VAUPES - 200 4% ND ND ND ND
VICHADA 28.792 4.310 37% 6.344 22.448 863 3.447
Total País 261.996.000 3.578.113 33% 54.328.145 207.667.855 703.223 2.836.146
Consumo
Rural (5)
Consumo
Urbano (6)
Hogares
Rurales con
uso de GLP en
Cocción (7)
Hogares
Urbanos con
uso de GLP en
Cocción (8)
Consumo
residencial
2005 (2)
Hogares con uso de
GLP en Cocción (3)
(5) y (6) Estimaciones preliminares realizadas por el Consultor. Cifras sujetas a revisión
(7) y (8) Calculos propios del Cosultor a partir de Resultados del Censo El Cuadro 11.5 muestra la participación del gas natural, la energía eléctrica y otros combustibles en las actividades de cocción en los hogares de cada uno de los departamentos, que da que el 36.2% de los hogares cuentan con el servicio de gas natural, el 9.0 % con energía eléctrica y el 21.2 % con leña, carbón y otros en la cabecera y restos, lo que significa que cerca de 3, 247,036
221
hogares de 2005 podrían ser sujetos al consumo del GLP, o sea, a los que utilizan energía eléctrica, leña, carbón y otros. Estos resultados del Censo 2005 muestran los cambios drásticos que se han dado en la utilización de combustibles para cocción comparado con períodos anteriores en el sentido de la casi desaparición de la energía eléctrica y la penetración del gas natural.
Cuadro 11.5
Consumo de Otros Combustibles en Cocción
AMAZONAS 233 2% - 0% - 5.482 47% - 4.306
ANTIOQUIA 442.409 30% 162.216 11% 243.439 235.951 16% 515.328 271.889 652.551
ARAUCA 514 1% - 0% 13.868 27% - 34.872
ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRES 1.615 10% - 0% 323 2% - 12.154
ATLANTICO 37.846 8% 368.994 78% 376.897 47.307 10% 395.332 18.435 50.937
BOGOTA 154.510 8% 1.332.647 69% 1.259.902 96.569 5% 1.291.000 31.098 636.363
BOLIVAR 8.223 2% 213.794 52% 209.608 127.454 31% 234.820 25.212 64.145
BOYACA 3.229 1% 61.352 19% 65.701 142.079 44% 84.756 19.055 105.960
CALDAS 7.421 3% 49.473 20% 71.623 4.947 2% 96.246 24.623 91.536
CAQUETA 966 1% - 0% 40.553 42% - 54.077
CASANARE 729 1% - 0% 26.948 43.014 59% 26.991 43 25.799
CAUCA 24.751 8% - 0% 176.352 57% - 127.067
CESAR 3.989 2% 75.794 38% 87.451 79.784 40% 99.804 12.353 40.704
CHOCO 14.158 14% - 0% 36.406 36% - 52.546
CORDOBA 12.693 4% 92.025 29% 103.397 104.718 33% 127.373 23.976 16.750
CUNDINAMARCA 12.037 2% 156.475 26% 163.374 132.402 22% 218.293 54.919 194.483
GUAINIA 70 1% - 0% 4.193 60% - 2.770
GUAJIRA 2.585 2% 37.487 29% 51.494 73.681 57% 65.193 13.699 4.798
GUAVIARE 44 0% - 0% 11.117 51% - 13.335
HUILA 5.018 2% 102.874 41% 106.191 92.837 37% 142.384 36.193 13.294
MAGADALENA 14.998 6% 94.988 38% 107.000 84.989 34% 122.143 15.143 42.583
META 2.050 1% 84.048 41% 95.278 40.999 20% 101.008 5.730 51.775
NARIÑO 21.584 6% - 0% 158.280 44% - 159.406
NORTE DE SANTANDER 5.995 2% 59.954 20% 65.919 56.956 19% 111.202 45.283 121.526
PUTUMAYO 780 1% - 0% 31.979 41% - 43.183
QUINDIO 2.860 2% 44.324 31% 53.834 10.009 7% 95.275 41.441 31.451
RISARALDA 9.264 4% 60.214 26% 75.730 20.843 9% 121.834 46.104 62.925
SANTANDER 9.986 2% 254.648 51% 258.742 129.820 26% 282.510 23.768 95.496
SUCRE 5.017 3% 73.578 44% 77.200 75.250 45% 89.705 12.505 12.017
TOLIMA 3.579 1% 118.112 33% 123.745 110.954 31% 183.582 59.837 71.010
VALLE 161.331 15% 440.972 41% 507.313 75.288 7% 698.139 190.826 242.599
VAUPES 100 2% - 0% 4.711 94% - 1.304
VICHADA 116 1% - 0% 7.222 62% - 3.016
Total País 970.699 9,0% 3.883.968 36,2% 4.130.786 2.276.337 21,2% 5.102.918 972.132 3.136.738
Total Hogares
Anillados
Total Hogares
Anillados y por
Conectar
Urbanos sin
anillar Departamento
Usuarios Energia
Electrica cocción
Usuarios Gas Natural
cocciónUsuarios Otros Cocción
Total Hogares
con Gas Natural
2006 (1)
Fuente: DANE, Censo de Población 2005.
11.3. DEMANDA POTENCIAL DEL GLP EN LOS HOGARES RURALES La decisión de utilizar un energético depende de los sustitutos, el valor de la inversión y los precios relativos de los energéticos. Un agente toma la decisión de utilizar un determinado energético porque está disponible, le permite realizar actividades y porque le es más económico utilizarlo en comparación con otros sustitutos. La evaluación financiera permite concluir que el GLP compite con el diesel, la energía eléctrica, las gasolinas y el keroseno, pero el problema existe para la sustitución de la leña.
222
Si se trata de los hogares rurales, hay una diferencia entre el costo para el usuario de cocinar con leña y el costo del GLP que le es más alto, lo que hace difícil su utilización a menos que se le subsidie. Para la sociedad el costo de utilizar leña es alto por el daño ambiental y los efectos nocivos sobre la salud (los estudios señalan el incremento en enfermedades pulmonares, cáncer y afectación a las mujeres embarazas), pero para el campesino su costo es prácticamente cero si hay disponibilidad de leña y el trabajo de obtenerla es igualmente nulo si hay mano de obra excedente, es decir, el valor del salario es cero o insignificante. Situación diferente sería si se tuviera un mercado para la leña y restricciones de mano de obra. Esta situación es un ejemplo claro de falla de mercado, ya que para el consumidor el costo que él percibe por utilizar leña es cero, pero para la sociedad es positivo por los daños ambientales de la deforestación, el incremento en los gastos salud pública y privada y la pérdida prematura de vidas humanas y de incapacidades para trabajar. El estudio Household Fuels and Il.Health in Developing Countries: What improvements can be brought by LP Gas del año 2005 realizado para la World LP Gas Association determina muy bien los efectos de la cocción con leña, carbón, desechos y residuos sobre la salud humana. Según el informe la literatura existente suministra evidencia de un riesgo muy alto de la cocción por leña para tres enfermedades importantes: infecciones agudas respiratorias en jóvenes, enfermedades pulmonares crónicas en mujeres adultas y cáncer de pulmón (la evidencia es fuerte solamente cuando se usa carbón). La sustitución de la leña por otros combustibles, en este caso por GLP, tiene efectos positivos sobre el ambiente y la salud humana que hacen que sea prioritario incentivar este proceso. Como hay una diferencia entre costos y beneficios que no son percibidos por el consumidor, se tiene aquí un ejemplo clásico para aplicar subsidios con el fin de impulsar la sustitución de consumo de leña por la del GLP, tal como se hace con los demás servicios públicos por razones de distribución de ingresos. La oposición a esta propuesta se ha basado en la dificultad de estratificar los usuarios y de evitar trampas. Para el sector rural la prepuesta puede ser más realista porque es fácil identificar la población objetivo de los subsidios y puede diseñarse mecanismos para ello como zonas de distribución exclusiva donde el Estado puede orientar los subsidios en la inversión y en los precios. La electrificación rural es un ejemplo donde el Estado ha subsidiado la inversión en infraestructura. Los Programas del GLP Rural que se han implementado funcionan inicialmente porque hay subsidios en la adquisición de la cocina, los implementos, el cilindro y los primeros dos cambios. Las investigaciones contratadas por ECOPETROL y realizadas por Itansuca y la Universidad de los Andes en 2006 muestran que los hogares rurales en más de un 95 % han hecho uso del GLP hasta la utilización de las dos recargas, pero que después existe incertidumbre por los
223
costos del cilindro que representan una proporción alta de los ingresos de los hogares; de ahí la necesidad de plantear un esquema de subsidios en la inversión inicial y el precio del GLP. La demanda futura del GLP en el sector rural residencial no puede proyectarse por métodos tradicionales estadísticos sino que debe obedecer a políticas de Estado sobre el nivel de cobertura que se desee en un período determinado. De 28% de cobertura en 2005 la pregunta es cuando se quiere una cobertura de 100% o que metas anuales se desean en un período de 20 años. Definida esta política se determina la demanda del GLP residencial rural año por año. Se conoce el consumo en 2005 y el potencial si todos los hogares utilizaran GLP para este año y para 2025 suponiendo una cobertura de 100%, procedimiento que se va aplicar a continuación. Está claro que donde hay disponibilidad de gas natural el GLP no es competitivo. En este sentido, en los 410 municipios que en septiembre de 2006 disponían de gas natural el GLP tenderá a desaparecer con el tiempo a menos que se produzca un cambio brusco en los precios relativos, lo cual no es previsible (Ver Anexo de Municipios con Gas Natural). En un escenario de largo plazo las posibilidades del GLP se concentrarán en los restantes 709 municipios o un poco menos que no contarán con oferta de gas natural y en las zonas rurales alejadas de las cabeceras. Lo anterior significa que el mayor potencial de penetración del GLP se encuentra en las zonas rurales, ya que según el censo 2005, 62% de los hogares utilizan leña, madera, residuos y carbón mineral, 3 % energía eléctrica, 2% gas natural y 3 % sin información. Es decir, para 2005 se tenía un potencial (sin incluir los hogares con gas natural) de 1,694, 144 hogares, para un total de 1, 507,788 barriles año (4131 BPD) con los datos del balance o 3,115,530 barriles año ( 8536 BPD) con los cálculos del consultor argumentados de CREG del Cuadro 11.4 11.4. DEMANDA POTENCIAL DEL GLP EN LOS HOGARES URBANOS En las cabeceras 15% de los hogares no utilizan ni gas natural ni GLP: 11% energía eléctrica, 1% carbón vegetal y 3% no informan, lo que equivale a 1,235,948 hogares potenciales consumidores del GLP. Parte de este total de hogares se irán para consumo de gas natural en las cabeceras que dispongan de gas natural en el futuro, casos Antioquia y Valle del Cauca, y el resto pueden ser potenciales consumidores del GLP. Obviamente la mayoría de ese 11% de hogares (904, 727) que utilizan energía eléctrica para cocción debe desaparecer en el futuro. Los departamentos que utilizan una proporción todavía alta de energía eléctrica para cocción son Antioquia, Valle de Cauca, Chocó, San Andrés y Providencia, Bogotá, Cauca y
224
Atlántico, de ahí que es de suponer que más de la mitad de esos hogares tenderán hacia el gas natural que a GLP. Podría pensarse preliminarmente de un potencial de unos 200, 000 hogares de las cabeceras para GLP para un potencial de 390,000 barriles año según balance energético o 1068 barriles por día. Hay que tener en cuenta que en las zonas urbanas hay todavía municipios que les llegara el gas natural y que eliminaran buena parte del GLP que se consuma allí, que se puede prever ocurrirá en Antioquia, Valle y antiguo Caldas, que en 2005 representaba 6,850 BPD y que por lo menos la mitad desaparecerá con el tiempo. 11.5. DEMANDA POTENCIAL DEL GLP EN EL SECTOR RESIDENCIAL
En total, para 2005 el potencial del GLP residencial estaría entre 5,199 BPD o 9,614 BPD. Lo anterior significa que si a los 17,090 BDP de consumo residencial de 2005 de GLP se adicionaran esta demanda potencial de los hogares urbanos y rurales se tendrían entre 22,289 BPD o 26,694 BPD, por debajo del potencial de oferta de 27,000 barriles en 2007.
225
12. LA DEMANDA DEL GLP 12.1. CONSIDERACIONES PARA ESTIMAR LA DEMANDA DEL GLP Existe evidentemente una demanda potencial del GLP en usos tradicionales y nuevos por municipios y sectores. Pero lo importante a continuación es como hacer que esta demanda sea efectiva, en lo cual, además de la disponibilidad y los precios, hay que definir políticas de comercialización, infraestructura y subsidios, si es necesario. El mayor potencial adicional se encuentra en el área rural para los hogares y las actividades productivas, tanto porque existen las tecnologías como porque se da la viabilidad económica en ausencia del gas natural. los escenarios futuros del consumo del GLP tienen que tener en cuenta los siguientes hechos: 1) Sustitución del GLP por el gas natural en el área urbana de los
municipios que cuentan y contarán con gas natural, número que puede llegar a 450, lo cual depende del consumo actual, los precios relativos y de una tasa de sustitución anual.
2) Utilización del GLP en el resto de municipios de acuerdo con el crecimiento poblacional y el desarrollo de las actividades productivas (crecimiento del PIB).
3) Penetración del GLP en las zonas rurales para usos domésticos. 4) Penetración del GLP en las actividades productivas del sector rural. 5) Penetración del GLP en la agroindustria 6) Generación de energía eléctrica con GLP. 7) Utilización del GLP en petroquímica. 8) Nuevos usos del GLP en las zonas urbanas, como asaderos,
ambientación, etc. 9) eliminación del contrabando del GLP de Ecuador y Venezuela Existen muchas posibilidades pero no todas tienen la misma importancia en razón a la oferta disponible del GLP para los próximos quince años. Se ha dejado de lado el mayor potencial de utilización que se localiza en el sector transporte, dada la existencia del gas natural y porque no habría GLP interno para los usos tradicionales y nuevos y el transporte a menos que se considerara la opción de importar y de incrementa la producción nacional. Claramente hay nichos para el GLP que se concentran en todas las regiones donde no existe gas natural, residencial urbano y rural, sector agrícola sectores urbanos con gas natural para usos menores en que el GLP es una alternativa atractiva si se permiten cilindros de 10 libras. En el mundo el GLP se utiliza en las regiones carentes de gas natural, así que la conclusión que se ha llegado sobre Colombia no es extraña. La gran
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discusión se centra en el trnsporte ya que en varios países con gas natural se consume gas natural para transporte, casos de Estados Unidos, Italia, Mexico, Argentina y otros. Se conoce de contrabando del GLP de Ecuador y Venezuela por el diferencial de precios. Informaciones de Ecuador del periódico Hoy de Quito hablan de cerca de 300 BPD y de Venezuela las cifras pueden estar por 600 BPD, para un total de 900 BPD. 12.2. DEMANDA DEL GLP SEGÚN LA UPME La demanda del GLP va a depender de la evolución de los usos tradicionales y de la rapidez de la penetración del GLP en las áreas rurales para usos residenciales y productivos. El mayor uso potencial del GLP se concentra en el sector transporte, pero como se ha mencionado atrás, ante las limitaciones de la oferta y los problemas de seguridad y mayores efectos ambientales que el gas natural, es inconveniente pensar en el GLP automotor. La UPME dentro de sus modelos de energéticos calcula la demanda del GLP teniendo en cuenta la sustitución del GLP por el gas natural en las zonas urbanas y la sustitución del GLP por leña en las zonas rurales. Se presentan dos escenarios de demanda del GLP dependiendo de las tasas de penetración del gas natural y del GLP: escenario base y un escenario bajo. Para cada escenario se calcula la demanda en los sectores residencial-comercial e industrial. Escenario base El escenario base corresponde a una penetración normal del gas natural en las zonas urbanas y a una baja sustitución del GLP en las zonas rurales. En este escenario la demanda del GLP en los sectores residencial y comercial aumenta de 19,012.9 BPD en 2006 a 22,254.2 BPD en 2025, correspondiente a una tasa anual de crecimiento de 0,79 % (Cuadro 12.1 y Gráfica 8.1). Para la industria la UPME supone un consumo constante en el período de 1,077.1 BPD. El total de la demanda nacional del GLP aumentaría en el escenario base de 20,090 BPD en 2006 a 23,331.3 BPD en 2025.
227
Cuadro 12.1 Cifras en BDP
AÑO RESIDENCIAL INDUSTRIAL TOTAL
2006 19.012,9 1.077,1 20.090,0
2007 19.272,8 1.077,1 20.349,9
2008 19.658,3 1.077,1 20.735,3
2009 19.935,9 1.077,1 21.013,0
2010 20.555,3 1.077,1 21.632,4
2011 21.036,6 1.077,1 22.113,7
2012 21.295,5 1.077,1 22.372,6
2013 21.502,3 1.077,1 22.579,4
2014 21.621,1 1.077,1 22.698,2
2015 21.611,5 1.077,1 22.688,6
2016 21.727,1 1.077,1 22.804,2
2017 21.897,6 1.077,1 22.974,7
2018 21.926,9 1.077,1 23.004,0
2019 21.985,9 1.077,1 23.063,0
2020 22.030,4 1.077,1 23.107,5
2021 22.075,0 1.077,1 23.152,1
2022 22.119,6 1.077,1 23.196,7
2023 22.164,4 1.077,1 23.241,5
2024 22.209,3 1.077,1 23.286,4
2025 22.254,2 1.077,1 23.331,3
PROYECCIONES DE DEMANDA DEL GLP
ESCENARIO BASE
Fuente: UPME.
Gráfica 12.1
Proyecciones demanda GLP escenario base
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Año
BP
D
RESIDENCIAL INDUSTRIAL TOTAL
Escenario bajo En el escenario bajo la penetración del gas natural es más acelerada y el GLP penetra a una tasa de 6,0% en las zonas rurales. Bajo estas condiciones la demanda del GLP en los sectores residencial y comercial es bastante inferior a la del escenario base en 2025, llegando a 17,518.5 BPD. Por su parte, la demanda industrial baja a 872.1 BPD en 2025, para un tota nacional de 18,390.6 BPD, 4,940.7 BPD menos que en el caso base (Cuadro 12.2 y Gráfica 12.2).
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Bajo estos escenarios la oferta interna del GLP es más que suficiente y se tendrían excedentes para la exportación, sin incluir la oferta de los Llanos Orientales. Esta demanda puede sufrir modificaciones si se tiene una política más agresiva de penetración del GLP en las zonas rurales, en la agroindustria y en usos nuevos.
Cuadro 12.2 Cifras en BDP
AÑO RESIDENCIAL INDUSTRIAL TOTAL
2006 13.667,6 1.065,8 14.733,4
2007 12.585,0 1.054,6 13.639,6
2008 11.338,0 1.043,5 12.381,5
2009 11.496,3 1.032,6 12.528,8
2010 12.238,9 1.021,7 13.260,7
2011 12.806,5 1.011,0 13.817,4
2012 13.394,5 1.000,4 14.394,8
2013 13.919,6 989,9 14.909,4
2014 14.326,7 979,5 15.306,2
2015 14.591,2 969,2 15.560,3
2016 14.947,9 959,0 15.906,9
2017 15.357,7 948,9 16.306,7
2018 15.607,5 939,0 16.546,4
2019 15.887,2 929,1 16.816,3
2020 16.148,1 919,3 17.067,5
2021 16.413,3 909,7 17.323,0
2022 16.682,9 900,1 17.583,1
2023 16.956,9 890,7 17.847,6
2024 17.235,4 881,3 18.116,8
2025 17.518,5 872,1 18.390,6
PROYECCIONES DE DEMANDA DEL GLP
ESCENARIO BAJO
Fuente: UPME
Gráfica 12.2
Proyecciones de demanda GLP. Escenario bajo
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Año
BP
D
RESIDENCIAL INDUSTRIAL TOTAL
12.3. DEMANDA DEL GLP PARA ANTIGUOS Y NUEVOS MERCADOS. 12.3.1. Sectores rural y urbano
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En primer lugar, el uso más evidente es el de ampliar el mercado del GLP a los hogares del sector rural que utilizan otros combustibles, y a los hogares urbanos que no cuentan o contarán con gas natural. Para 2005 el potencial del GLP residencial de hogares rurales y urbanos era de 5,199 BPD y 9,604 BDP respectivamente. Lo anterior significa que si se adicionara esta demanda a los 17,090 BPD de consumo de 2005 se tendrían 22,289 BDP o 26,694 BDP en 2005, muy cerca del potencial de oferta actual y previsible en el mediano plazo. Si se supone un crecimiento de los hogares de 1,5 % de 2005 a 2025, el consumo potencial de 2005 en los hogares rurales y urbanos aumentaría entre 7,002 BPD y 12,935 BPD en 2025. Sin embargo, como se calculó en 11.4 el consumo de Antioquia, Valle y Antiguo Caldas sumaba 6850 BPD en 2005, que se prevé será sustituido en una alta proporción por gas natural en 2025, que más compensaría el incremento. Si se supone una penetración de 60% en estos mercados, para 2025 el incremento potencial residencial nuevo (7,02 y 12,935 menos 4110) estaría entre 2892 y 8825 BPD, sin considerar los incrementos en el mercado tradicional residencial. Una proyección a 2005 de la demanda potencial en 2025 partiría de los siguientes supuestos: 1. Cobertura rural de 100 % en 2025. 2. De los mercados de Antioquia, Valle y Antiguo Caldas solo quedaría el
40 % del consumo de 2005. 3. El mercado residual tradicional (17090-4110) crece a la tasa anual de
hogares de 1.5 %. 4. Se parte de un consumo final de 17, 139 BPD en 206 según el balance
energético. Con estas consideraciones la demanda residencial aumentaría de 17,139 BPD en 2006 a cifras entre 24,484 BPD y 30,417 BPD en 2025, un incremento entre 7345 y 13,278 BPD. Según el escenario de referencia de la UPME la demanda residencial pasaría de 19,092.9 BDP en 2006 a 22,154.2 barriles por día en 2025, un incremento de 3,061.3 BPD. 12.3.2. Agroindustria En segundo lugar, la agroindustria es otro sector de enorme potencial, fundamentalmente en la parte agropecuaria de los procesos donde no se
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cuenta con disponibilidad de gas natural. En el componente industrial, localizado en las ciudades, el potencial se concentra en las regiones que no disponen de gas natural y/o carbón. En 2007 solamente Cauca, Nariño y en Antioquia, por lo cual el potencial es realmente cero. Más aun, lo que se espera es una caída en el consumo del GLP en la industria, por lo que el escenario bajo de la UPME para la parte correspondiente a industria es más acertado. En la parte agropecuaria el potencial sin conversión de tractores es de más de 6011 BPD en 2005, que proyectado a 2025 a una tasa de 1.5 % daría un valor de 8756 BPD. Como se discutió en el Capítulo 10 hay un consumo importante potencial en el sector rural que tiene ver con tractores, que hoy se mueven con diesel, combustible que se está importando, y que las previsiones indican que esto continuará en el futuro. Si se tuviera una política de sustituir el diesel por el GLP, hay un potencial de por lo menos 3334 BPD en 2006, si todos los equipos se convirtieran a este energético y de 4857 en 2025. 12.3.3. Industria La industria no es un sector para el GLP en cuanto a los usos tradicionales de calor y vapor en calderas y hornos, pero sí en multitud de usos pequeños en los cuales los equipos son portátiles como montacargas donde e GLP es el combustible apropiado. Aquí el problema es de promoción conocimiento de las alternativas por todos los agentes. Se considera por el grupo consultor que la proyección más realista es la que supone una caída en el consumo de GLP, tal como en el escenario bajo de UPME, que da 872 BPD para 2005, excluyendo el consumo en petroquímica.
12.3.4. Transporte.
Independiente de la prohibición del GLP vehicular, en este sector el potencial es enorme. Se recomienda crear nichos para GLP para cierto tipo de vehículos.
12.3.5. Otros Usos
Hay múltiples usos pequeños para todos los sectores y zonas como ambientación, asaderos, para los cuales se requiere la disponibilidad de cilindros muy variados, específicamente pequeños, de 10, 15 o 20 libras. Por ejemplo si un millón de hogares utilizaran GLP para asaderos con un consumo mínimo de un cilindro de 10 libras en el año, se tendría una demanda potencial de 155 BPD.
231
Hay otro uso que es la generación de energía eléctrica para zonas aisladas donde no pueden llegar las líneas de transmisión y que podría competir con generación térmica con base en el diesel oil. En el mercado existen dos usos apropiados para el GLP que son la refrigeración y el aire acondicionado, que no están presentes en Colombia pero que son de utilización corriente en muchos países.
12.4. CONCLUSIONES
La perspectiva del GLP es optimista dad el potencial existente. Se ha pasado por una etapa de transición de la penetración del gas natural que ha sustituido GLP y salvo algunos sitios en que aún puede penetrar este combustible, lo peor ha pasado como lo indican las previsiones de la demanda del GLP de la UPME del escenario de referencia o base y el pequeño incremento en el consumo final que ocurrió en 2006. Más bien, el problema va a ser el déficit de oferta interna del GLP, que de no resolverse llevaría a la necesidad de importar GLP. En un escenario optimista, la demanda del GLP en 2025, con declinación del GLP en la industria a 872 BPD y sin considerar el uso en la petroquímica, el transporte y los tractores, podría ascender a valores entre 34,112 BPD y 40,045 BPD. Al incluir el consumo potencial en tractores y otras posibilidades menores la demanda potencia podría llegar a más 45,000 BPD. En cuanto a la oferta interna neta del GLP después de utilización en petroquímica, de acuerdo con las informaciones oficiales, con la ampliación de la refinería de Cartagena se tendrá una cifra de 27,260 BPD. En estas circunstancias, con la demanda potencial para más de 30,000 BPD, sin considerar la demanda en tractores y transporte, se requerirá de incrementos en la oferta interna y/o importaciones. Todo lo que se ha analizado hasta ahora muestra que lo que existe es un enorme potencial que no se ha explotado y que los temores de crisis del sector son infundados.
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13. NORMATIVIDAD TECNICA DEL GLP Y CONDICIONES ACTUALES DE
LAS ACTIVIDADES DE MANTENIMIENTO DE CILINDROS Y TANQUES ESTACIONARIOS
13.1 ANTECEDENTES
En la primera mitad del siglo XX no existieron en Colombia normas técnicas en el sentido moderno de la palabra, esto es, que fueran expedidas por un organismo especializado ya sea de carácter gubernamental o privado por delegación del Estado.
Las necesidades en materia de normalización técnica eran cubiertas desde la esfera de la normativa legal expedida por las autoridades competentes en cada sector industrial. Ésta era también la situación para el gas licuado del petróleo o gas propano, que tuvo su primera reglamentación en el año de 1948 con la expedición del decreto 499, apenas un año después de que se iniciara la distribución del GLP a instancias de las compañías petroleras norteamericanas que adelantaban actividades en Colombia.
Esto explica que el decreto 499 fuera en esencia la traducción de la norma norteamericana NFPA 58 de la época. La industria arrancaba entonces con una reglamentación técnica de alto nivel pero lo que no se hizo en el tiempo fue la actualización del decreto y menos aun se tuvo la oportunidad de contar con un sistema de vigilancia y control que garantizara su cumplimiento por parte de quienes se dedicarían a la actividad de distribución. Esta se convertiría en una constante que llega hasta el momento actual.
A manera de dato curioso, cabe mencionar que el decreto 499 estuvo vigente en Colombia por casi 50 años y que luego de su derogación se expidió el primer reglamento técnico propiamente dicho para la industria del GLP a través de la expedición de la resolución 80505 de 1997. Durante todo ese tiempo que el decreto estuvo vigente, la norma NFPA, su antecedente, tuvo más de 20 actualizaciones en los Estados Unidos correspondientes a la evolución en el manejo técnico y los aspectos de seguridad del gas licuado del petróleo.
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Mas de quince años después, hacia 1965, se elaboraron en Colombia las primeras normas técnicas para la industria del gas y éstas se hicieron justamente para aplicación en la industria del gas propano por el recién creado Instituto Colombiano de Normas Técnicas –ICONTEC, en momentos en que, desde luego, no era concebible para el país el uso del gas natural como combustible para uso residencial en los procesos de cocción.
De esta época datan las normas técnicas sobre elementos como el cilindro para el envasado del GLP, y el regulador y la válvula para controlar la presión y el paso del gas contenido en los cilindros. Este inicio, digamos entusiasta, de elaboración de normas, no paso de estos temas y no se continuo con un programa que hubiera podido desarrollar, por ejemplo, normas sobre tanques, instalaciones internas, aparatos gasodomésticos o equipos a gran escala como carro-tanques, plantas de almacenamiento, terminales de llenado, etc.
Posteriormente, pero solo hasta la segunda mitad de los años 80, y por solicitud puntual de ECOPETROL, se desarrollaron varias normas sobre las propiedades fisicoquímicas del gas propano. Hasta aquí entonces lo que puede denominarse el desarrollo normativo para la industria del GLP en su primera fase.
Lo que se puede denominar la segunda fase, no fue el resultado de un plan o programa planteado para el GLP, sino consecuencia del lanzamiento del plan de masificación del gas natural a comienzos de los 90 cuando se acometieron varias etapas de un programa intensivo de normalización técnica para estructurar la plataforma normativa para este nuevo combustible y se elaboraron más de 100 normas técnicas en un lapso de 10 años. Dado que muchas de estas normas se elaboraron para instalaciones, componentes de las mismas, gasodomésticos e instalación de gasodomésticos, entre otras áreas, que tienen esencialmente los mismos requisitos independientemente de que funcionen con gas natural o gas propano, en la práctica se dio entonces también un fortalecimiento de la normativa técnica para este último.
En forma adicional a este énfasis en normalización técnica para el gas natural, que de alguna manera favoreció también al gas propano, durante el período (1995-2005) se han dado también desarrollos normativos específicos para la industria del GLP en particular en normas relacionadas con recipientes para su almacenamiento, aplicaciones vehiculares, instalaciones industriales para el uso del GLP y plantas de almacenamiento.
13.2 NORMAS TÉCNICAS EXISTENTES
234
Las normas técnicas existentes para el GLP han sido elaboradas por cinco (5) Comités Técnicos de Normalización del ICONTEC a saber:
Comité 115 Cilindros
Comité 120 Gasodomésticos
Comité 124 Accesorios para instalaciones de gas
Comité 135 Instalaciones de gas
Comité 153 GLP automotor
Se anexan a este documento cinco (5) archivos con las normas existentes.
13.3 PROYECTOS DE NORMAS EN CURSO
En 2007 continúa el trabajo normativo para la industria del GLP al interior del organismo nacional de normalización ICONTEC. A continuación se relacionan los comités y los temas objeto de estudio.
COMITÉ No. 115 Cilindros y tanques metálicos:
Inspección y mantenimiento de tanques de almacenamiento de capacidad superior a 420 libras.
COMITÉ No. 135 Instalaciones de gas:
Plantas de almacenamiento del GLP (NFPA 59)
13.4 NECESIDADES DE ELABORACIÓN DE NORMAS
Se consultaron las bases de información del ICONTEC y se estableció que en la actualidad no existe un inventario sobre necesidades de elaboración de normas. Sin embargo no se descarta que la industria pueda estar requiriendo desarrollar algunas normas particulares.
13.5 APLICACIÓN DE LAS NORMAS TÉCNICAS EXISTENTES (DIFICULTADES O PROBLEMAS)
Como sucede para muchos sectores industriales en Colombia, no solo con la industria del GLP, el problema más allá de si las normas existentes cubren o no todo el espectro de necesidades, es que desde siempre no han existido los mecanismos de control que puedan garantizar su aplicación o cumplimiento por
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parte de la industria y esto no necesariamente porque no haya interés o comprensión de sus responsabilidades por parte de las autoridades de control, sino por razones estructurales en el funcionamiento de esta industria que se remontan a sus orígenes y que se mantienen aun hoy pese a los esfuerzos por reglamentar la prestación de este servicio público.
Todos los estudios que se han realizado en el pasado para la industria del GLP dejan claro en sus conclusiones que la ausencia de una efectiva supervisión y control es uno de los grandes vacíos en esta industria; en 2006 la Superintendencia de Servicio Públicos Domiciliarios SSPD entregó un informe titulado ¨¨ Informalidad en la distribución del GLP – Acciones Adelantadas (2006), donde se señala, una vez más, el bajo cumplimiento de la normatividad técnica por parte de los actores de esta industria, atribuible a muchas circunstancias, pero fundamentalmente a la prestación del servicio mediante el uso de un parque universal de cilindros que es a la larga el precursor de todas las demás y en ese sentido, el principal generador de informalidad en el sector.
Como se presenta en otros apartes del presente estudio, la solución a esta situación pasa por un cambio estructural en el manejo de los cilindros haciendo que estos puedan ser manejados bajo el concepto de una red física, discontinua si se quiere, pero red al fin y al cabo, que sea de propiedad o al menos estar bajo la responsabilidad del prestador del servicio, única forma de promover o incentivar el interés del distribuidor de gas por mantenerla en condiciones óptimas para la prestación del servicio.
13.6 RECOMENDACIONES PARA PROCURAR EL CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS TÉCNICAS (PROPUESTAS Y/O CORRECTIVOS).
Puede afirmarse que se empiezan a dar los primeros pasos en la vía de asegurar el cumplimiento de las normas técnicas a través de la expedición de los nuevos Reglamentos Técnicos (R.T.) que se vienen adelantando para el sector energético y así también para la industria del GLP. Este el caso por ejemplo del R.T. para cilindros y tanques del GLP que busca introducir un ordenamiento en la fabricación y mantenimiento de estos recipientes.
Los nuevos R.T. propician este cumplimiento en virtud de una directriz novedosa en la expedición de estas disposiciones legales sobre asuntos técnicos, que consiste en que el control y supervisión se hace, en gran medida, a través de los Organismos de Certificación que son los encargados de evaluar la conformidad y expedir los certificados correspondientes; ciertamente, este es un mecanismo más ágil que el aplicable hasta ahora, que consistía en asignar la responsabilidad por la vigilancia y el control a una autoridad competente pero normalmente sin capacidad operativa para desarrollar una actividad efectiva.
236
Fortalecer los procesos de certificación conducirá sin duda a una mayor observación de las normas por parte de los actores de la industria. Desde luego, esta sola medida no podrá garantizar los resultados esperados; ésta será una medida que refuerce las que se adopten dentro de un nuevo marco regulatorio para la industria.
13.7 EL MANEJO Y MANTENIMIENTO DE LOS CILINDROS Y TANQUES DEL GLP EN COLOMBIA
13.7.1 Antecedentes El concepto del mantenimiento de los cilindros del GLP, tal y como se conoce ahora, se originó a mediados de los años 70 cuando hizo crisis el estado del parque de cilindros en los que se prestaba el servicio a los usuarios, en parte como consecuencia del fuerte énfasis de los distribuidores en la comercialización y muy poco en lo técnico y la calidad del servicio, énfasis que se había originado por la implementación del ¨ sistema de cupos ¨ que persistió hasta 1991, momento a partir del cual se contó con un importante crecimiento en la producción nacional del GLP que permitió una alta penetración de este combustible con importantes incrementos años tras año a lo largo de esa década.
El Estado enfrentó este problema del mantenimiento promoviendo en el año de 1975 la creación de asociaciones sin animo de lucro para que se dedicarán al mantenimiento y la reposición de cilindros; asociaciones que fueron conformadas por los mismos distribuidores del gas y que financiaban sus actividades con dineros transferidos directamente de ECOPETROL a partir de un nuevo componente en la estructura de precios del GLP que se ha conocido desde entonces como el ¨ margen de seguridad o margen para el mantenimiento ¨.
Este manejo de los recursos para el mantenimiento, por parte de los mismos distribuidores, persistió hasta el año de 1996 cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG, con fundamento en la Ley 142 de 1994 o Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, estableció mediante la resolución CREG-074 de 1996 el marco regulatorio que regiría en adelante el servicio publico domiciliario de gases licuados del petróleo.
13.8 MARCO REGULATORIO EXISTENTE PARA EL MANTENIMIENTO DE CILINDROS.
El marco regulatorio vigente para el manejo y mantenimiento de los cilindros y tanques del GLP se desprende de la mencionada resolución CREG- 074 de 1996, la cual ha sido modificada por diversas resoluciones CREG, buscando precisar los requisitos que rigen el manejo de los recursos derivados del margen de seguridad.
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A continuación se presenta textualmente los requisitos vigentes más relevantes de las resoluciones pertinentes para el análisis que nos ocupa:
RESOLUCIÓN CREG 074 DE 1996:
Artículo Reposición de tanques para suministro residencial. Las obligaciones de la fiducia con relación a la reposición de tanques estacionarios del GLP, tienen el siguiente alcance: a) Los tanques estacionarios en servicio, cuya fecha de fabricación sea posterior al 1º de enero de 1985, su reposición estará íntegramente a cargo de la Fiducia. b) Los tanques estacionarios en servicio, cuya fecha de fabricación sea anterior al 1º de enero de 1985, su reposición estará a cargo del propietario. En este caso, los talleres estarán obligados a hacer la reposición y facturarán el valor correspondiente al propietario, de acuerdo con las tarifas fijadas con la fiducia. Parágrafo. Para el cumplimiento del presente artículo el propietario del tanque debe demostrar la fecha de su fabricación mediante la respectiva factura original de compra o la placa de especificaciones de fabricación que debe estar adherida en el cuerpo del mismo. Si esta comprobación no es factible, el tanque recibirá la denominación del ordinal b) del presente Artículo. Artículo Reposición de tanques para suministro comercial e industrial. La reposición de los tanques estacionarios en servicio para suministro comercial e industrial, cuya fecha de fabricación sea posterior al 1º de enero de 1985, se harán dependiendo de su capacidad, así: a) Los tanques con capacidad individual igual o menor a 500 galones (1.892,5 litros) de agua, estarán íntegramente a cargo de la Fiducia. b) Los tanques con capacidad individual superior a 500 galones (1.892,5 litros) de agua, serán objeto de negociación entre el propietario y la Fiducia, teniendo en cuenta que los primeros 500 galones (1.892,5 litros) de agua están exceptuados de cargo al propietario, según el literal a) del presente artículo. Parágrafo. Los dineros que recibe cada taller por entradas en la venta de chatarra de cilindros, tanques, otros recipientes, sus partes y accesorios, ingresarán a la fiducia, previa deducción de la tarifa de destrucción que se fije como resultado de las convocatorias.
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Artículo Prohibición e informes. Se prohíbe la utilización por la industria del GLP, de cilindros, tanques estacionarios y otros recipientes que se importen usados al país.
Los fabricantes o importadores de cilindros y tanques estacionarios, deberán informar semestralmente a la fiducia con copia al Ministerio de Minas y Energía, Dirección General de Hidrocarburos, la cantidad de cilindros y tanques estacionarios fabricados o importados, las ventas efectuadas y la identificación de los clientes que adquieran tanques.
Artículo Instalaciones con tanques estacionarios. Los distribuidores no podrán surtir tanques estacionarios y otros recipientes que no cumplan con las normas técnicas y de seguridad expedidas por las autoridades competentes. Las redes internas, antes de ser puestas en servicio, deberán someterse a las pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento, y en general a todas aquellas que establezcan los reglamentos, normas o instrucciones vigentes.
El distribuidor está obligado a inspeccionar los tanques, otros recipientes e instalaciones de los usuarios periódicamente y a intervalos no superiores de cinco (5) años o a solicitud del usuario, consultando las normas técnicas y de seguridad y si es del caso, solicitar el mantenimiento, la reparación o la reposición de los mismos. Parágrafo. Las pruebas y revisiones a que se refiere el inciso 2o. del presente artículo, serán realizadas por el distribuidor y su costo está incluido en el cargo fijo para la entrega del producto por medio de tanque estacionario y medidor individual en las resoluciones de precios del GLP, siempre que este valor y el del GLP sean facturados con posterioridad al consumo realizado por cada usuario o consumidor final. Artículo Tanques estacionarios. Los mantenimientos de rutina a los tanques estacionarios que requieran el traslado a las instalaciones de talleres, deberán informarse con anterioridad al usuario. El distribuidor deberá proporcionar al usuario un mecanismo sustituto de suministro del GLP, de tal forma que se garantice el adecuado y oportuno servicio.
El distribuidor deberá efectuar revisión continua a los tanques estacionarios de las instalaciones a las que suministre este combustible, e informar al taller respectivo para la planeación y programación oportuna del mantenimiento, reparación o reposición requerido.
El distribuidor y los talleres deberán elaborar un programa adecuado que
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permita el mantenimiento y reparación de los tanques estacionarios y otros recipientes, evitando traumatismos a los usuarios.
RESOLUCIÓN CREG 146 DE 1997:
ARTÍCULO 1. El artículo 29 de la Resolución CREG-074 de 1996, modificado por el artículo 1º de la Resolución CREG-096 de 1996, quedará así: "Fiducia. Los recursos provenientes del margen para seguridad establecido en la estructura vigente de precios del GLP fijada por la CREG, serán administrados por el Ministerio de Minas y Energía a través de un contrato de fiducia celebrado de conformidad con el numeral 6º, artículo 2º, del Decreto 27 de 1995, y demás normas que le sean aplicables. En los términos de la presente Resolución, los recursos provenientes del margen de seguridad se emplearán: para el pago de la póliza a que se refiere el artículo cuarenta y siete (47) de la presente Resolución; para el mantenimiento, reparación y reposición de cilindros portátiles, tanques estacionarios, otros recipientes, partes y accesorios de los mismos y demás conceptos relacionados con estas actividades; para los pagos que genere el contrato de fiducia y su interventoría; y, para el desarrollo y cambio de las válvulas de los cilindros portátiles del GLP, por unas de seguridad. Parágrafo. Los distribuidores del GLP por red local, tendrán el derecho de exigir a la fiducia el reintegro de los recursos provenientes del margen, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la presentación de las facturas y asientos contables que demuestren los volúmenes de gas suministrados en el respectivo período".
De la revisión de estos requisitos y la operativa administrativa definida para el mantenimiento, se concluye que el espíritu de la reglamentación ha sido en efecto el de propender por un estado adecuado del parque de cilindros y tanques de almacenamiento dentro de un adecuado manejo de los recursos derivados del margen de seguridad.
En forma concomitante con la regulación CREG en esta materia, el Ministerio de Minas y Energía ha estado precisando durante los últimos 10 años los requisitos que se deben cumplir para la fabricación y el mantenimiento de cilindros y tanques del GLP. Con tal propósito, el Ministerio ha expedido diversas resoluciones hasta evolucionar a un Reglamento Técnico con todas las formalidades, expedido recientemente mediante la resolución 180196 de febrero 21 de 2006.
13.9 MANEJO INSTITUCIONAL ACTUAL DE LOS CILINDROS POR PARTE DE LAS COMPAÑÍAS PRESTADORAS DEL SERVICIO.
240
A pesar de la iniciativa o interés de la regulación por propiciar el mejoramiento de las características técnicas de los tanques y cilindros y así mismo su mantenimiento y reposición en el tiempo, la verdad es que el propósito no se ha logrado porque no es factible interesar al distribuidor en el cuidado de una red que él sabe que no es suya, que es de todos y de nadie.
La forma como opera el propio mecanismo del mantenimiento desincentiva al distribuidor para solicitar las operaciones de mantenimiento y reposición, debido a que los plazos que deben agotarse en el trámite correspondiente, afectan su ¨ red de distribución ¨ –mejor dicho la red de todos- porque al enviar cilindros al mantenimiento o solicitar su reposición reduce su capacidad de distribución durante varios días.
Es evidente, entonces, que los cilindros son manejados estrictamente bajo un enfoque comercial que consiste en que los distribuidores buscan maximizar su operación mediante la mayor utilización posible de esa red de cilindros que sabe que no es suya y por la cual tampoco se le puede hacer responsable bajo el esquema regulatorio actual, donde los cilindros son de los usuarios y es prácticamente imposible identificar quien hace un manejo de los cilindros contrario al deber ser, al querer de la regulación existente.
Esta realidad, el manejo de los cilindros por parte de los distribuidores impide el mantenimiento de las condiciones técnicas y de seguridad del parque de cilindros, de ésta red física, y ha llevado a que las actividades de mantenimiento tengan que ser supervisadas o mejor administradas por las autoridades competentes.
13.10 PROGRAMA DE REPOSICIÓN DE CILINDROS. 13.10.1 Estudio de Econometría de 1998 La evaluación técnica de la decisión de implementar un programa de reposición, definiendo nuevos tamaños de cilindros, se inició al conocerse los resultados del Estudio Evaluativo del Sector de Gases Licuados del Petróleo –GLP-: Fase I, contratado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas y realizado por la firma ECONOMETRÍA durante el período julio 1997 – marzo 1998, del cual se resume la siguiente información referente al estado del parque de cilindros en 1998:
A partir de los datos estadísticos reportados por los Fondos de Mantenimiento y Reposición, se corroboró que tan sólo el 7% de los cilindros objeto de reparación y mantenimiento fue sometido a estos trabajos, y sólo el 53% de los cilindros objeto de reposición fue cambiado. Los niveles de mantenimiento y reposición alcanzados fueron preocupantemente bajos.
No se registraron de manera adecuada, por parte de los Fondos, los trabajos de destrucción de cilindros que deberían salir de circulación, "situación que facilitó el hecho comprobado de la entrada al mercado de cilindros previamente rechazados"
241
Los cilindros fueron sometidos a dos tipos de inspecciones: una visual
exterior y otra de revelamiento de espesores por ultrasonido.
En el primer caso se encontró que cuando los cilindros fueron sujetos a simples procesos de inspección visual a cargo de personal técnico calificado, sólo el 56% ofreció un estado exterior aceptable mientras que el 44% restante no se consideró apto para continuar en servicio o al menos requería de un mantenimiento inmediato.
Los análisis realizados mediante el revelamiento de espesores, técnica no destructiva de alta confiabilidad para determinar las características constructivas y el grado de seguridad funcional de los cilindros objeto del muestreo, arrojaron los siguientes resultados alarmantes:
En promedio, el 70.5% de los cilindros no cumplían con las especificaciones correspondientes de diseño.
Por experiencia del equipo técnico de Econometría se estableció que los fabricantes de cilindros y los Fondos existentes en Colombia no practicaban examen radiográfico alguno para el control de la calidad de las juntas soldadas. De hecho, al momento de la inspección a los Fondos, se encontró que ninguno de ellos poseía los equipos requeridos y exigidos por la regulación para estas labores.
Para la época, se estimó que el parque de cilindros existente alcanzaba los 3.7 millones de unidades, de los cuales, de acuerdo con el estudio: "...cuando menos el 57.5% de los cilindros (o sea 2.13 millones) se encuentra en mal estado o no ofrece condiciones constructivas y funcionales apropiadas para el servicio previsto." Esta cifra se vuelve alarmante si se considera que cada galón del GLP en estado líquido equivale aproximadamente a 270 galones de mezcla gas-aire en estado de vapor, que puede tener un poder destructivo equivalente a unos 5 kilos de dinamita.
El estudio determinó que se debían tomar medidas estructurales para corregir la situación de riesgo a la que estaban siendo sometidos los usuarios de este servicio.
Aproximadamente el 58% de los cilindros de 100 libras, el 45% de los cilindros de 40 libras y el 29% de los cilindros de 20 libras, tenían más de ocho años de edad. Lo que significaba que en promedio el 50% del parque llevaba más de ocho años en circulación y no había recibido un mantenimiento adecuado, por lo que técnicamente se exigía su reparación y económicamente se justificaba su reposición en la mayoría de los casos.
Todo lo anterior indica que la evaluación técnica y el diagnóstico de la situación real del parque de cilindros, fueron las razones preponderantes que condujeron a la reposición total del parque de cilindros mediante un programa intensivo y efectivo. La reposición debía hacerse en forma evidente, para lo
242
cual se consideró que tener nuevos tamaños de cilindros garantizaría la reposición real. La reposición por cilindros de otro tamaño permite una confirmación visual de que el cambio si se está realizando y permite a toda la ciudadanía participar en su control. El programa de reposición y mantenimiento está diseñado de tal forma que pasados los dos primeros años se espera que no haya cilindros con una antigüedad mayor a ocho años y que las condiciones de operación y seguridad de los restantes sean las adecuadas. Después de ocho años, todos los cilindros deberán ser de los nuevos tamaños, lo que garantizará que la reposición total se haya realizado. ¨
Como se observa en este análisis contundente del Ministerio de Minas y Energía, el balance del mecanismo de mantenimiento adoptado por el Estado en 1975, y que persistió hasta 1996, no tuvo sencillamente ninguna resultado positivo; al contrario, termino afectando la imagen de la industria en la medida
en que al no obtener los resultados esperados, surgió la pregunta de si fue o no adecuado el manejo que le dio la industria a los recursos originados por el
margen de seguridad y en tal sentido como fueron utilizados dichos recursos.
13.10.2 Programa de Reposición de cilindros a partir de 2000
Para entender el programa de reposición de cilindros hay que conocer cuantos cilindros hay en circulación. Econometría calculó para diciembre 2000, 4.286.097 cilindros y para julio 2006 la CREG estimó 5.508.085, discriminados como se muestra en el Cuadro 13.1
Cuadro 13.1
Parque existente cilindros en 2002 y 2006
Tipo de cilindros
Parque estimado
Dic 2002
Parque estimado
Julio 2006
20 lbs 362.290 444.528
30lbs 0 1.222.584
40lbs 3.608.380 3.360.514
80lbs 0 57.804
100lbs 315.426 422.655
TOTAL 4.286.097 5.508.085
Fuente: 2002, Econometría. 2006, Documento CREG-053. 25 de Julio de 2006.
La ejecución presupuestal de los recursos del margen de seguridad para mantenimiento y reposición de cilindros muestra que tanto se ha cumplido con
243
-
1.000.000.000,00
2.000.000.000,00
3.000.000.000,00
4.000.000.000,00
5.000.000.000,00
6.000.000.000,00
7.000.000.000,00
8.000.000.000,00
9.000.000.000,00
May-0
1
Jul-01
Sep-0
1
No
v-0
1
Ene-0
2
Mar-
02
May-0
2
Jul-02
Sep-0
2
No
v-0
2
Ene-0
3
Mar-
03
May-0
3
Jul-03
Sep-0
3
No
v-0
3
Ene-0
4
Mar-
04
May-0
4
Jul-04
Sep-0
4
No
v-0
4
Ene-0
5
Mar-
05
May-0
5
Jul-05
Sep-0
5
No
v-0
5
Ene-0
6
Mar-
06
May-0
6
Jul-06
Sep-0
6
Gastos Reposición y Mantenimiento
Margen de Seguridad Disponible
Gastos de Administración
los dineros. En el Cuadro 13.2 y en el Gráfico 13.1 se presentan los datos correspondientes.
Gráfico 13.1
Se concluye que de mayo 2001 a febrero 2004 el margen de seguridad disponible estuvo por encima de de los gastosa de administración y reposición, indicando su poca utilización. A partir de marzo 2004 hasta mayo 2006 la situación se revierte, tratando de recuperar la reposición que no se hizo antes. Entre junio y septiembre 2006 se presentan oscilaciones muy fuertes.
Entre 2000 y 2006 la CREG ha expedido siete resoluciones sobre reposición de cilindros:
La Resolución 048 de agosto 2000 dio inicio al programa de reposición de cilindros de agosto 2000 a noviembre 2002, que implicó que los viejos cilindros de 20, 40 y 100 libras debían ser reemplazados por cilindros de 30 y 80 libras.
Este programa inicial fracasó porque las metas eran generales y no individuales para los distribuidores, lo que llevó a la expedición de la Resolución 019 de abril 2002 que fijó metas por empresas de abril 2002 a junio 2003. Sin embargo, continuó la no aceptación por los empresarios de los cilindros de 30 y 80 libras y la negativa de los talleres a fabricarlo bajo la excusa de baja rentabilidad.
En octubre 2002 la CREG hizo conocer l Resolución 071 que modificó las metas para los trimestres diciembre 2002 a febrero 2003 y de marzo a mayo 2003.
En junio de 2003 la CREG expidió la Resolución 021, en donde se fijaron metas individuales trimestrales para el período de julio 2003 a junio 2004, pero no todas las empresas las cumplieron, lo que llevó a que la
244
Superintendencia de Servicios Públicos abriera investigación en 2004 contra 125 de las 130 por incumplir las metas. Los empresarios alegaron en su defensa la dificultad de cumplir con los cilindros de 80 libras por deficiencias en el diseño.
Terminado el período de metas de la Resolución 021, se expidió la Resolución 057 de julio 2004 con metas para los cilindros de 20 y 40 libras para el período entre agosto 2004 a febrero 2005 y se abstuvo de fijarlas para la reposición de los cilindros de 100 por 80 libras, reconociendo explícitamente los argumentos de los empresarios sobre los cilindros de 80 libras.
De nuevo, en 2005 se fijan las nuevas metas para el período de marzo 2005 a febrero 2006, mediante la Resolución 002 de febrero 2005. Vencido este período en marzo 2006 se expidió la Resolución 009 que determinó las metas de marzo 2006 a febrero 2007.
En las Cuadros 13.3, 13.4 y 13.5 se presentan las metas y el cumplimiento de las mismas según la CREG para el período 2002 a 2006, conclusiones que concuerdan con las que resultan del análisis financiero.
Según las informaciones de la CREG el cumplimiento de las metas fue de 78,49% de 2002 a 2006, lo que significa un incumplimiento alto de 21,51%.
Pero al analizar el parque existente y las reposiciones efectuadas se encuentra resultados contradictorios. En total se efectuó la reposición de 2.604.002 cilindros, pero solamente aparecen en julio 2006, 1.222.584 cilindros de 30 libras y 55.804 de 80 libras, para un total de 1.278.658, faltando por explicar que pasó con los restantes 1.325.614 repuestos porque supuestamente debían corresponder a cilindros de 30 y 80 libras.
Las cifras de cilindros existentes en julio 2006 de 20, 40 y 100 libras parecen dar la respuesta. Los de 20 y 100 libras aumentaron y los de 40 libras disminuyeron solamente en 247.866.
En general, se puede concluir que el programa de reposición de cilindros tiene fallas en el cumplimiento de las metas en el total y por cilindros, desajustes que tienen que ver, como se ha analizado, con el mantenimiento de la filosofía universal en que el usuario es el dueño del mismo.
Cuadro 13.3
Metas establecidas según CREG
Fuente: Memorias al Congreso Nacional 2005-2006 CREG.
TIPOS DE CILINDRO
Resoluciones 20 lbs 40lbs 100lbs TOTAL 071 de 2002 62808 313510 72490 448808 021 de 2003 123134 856931 187015 1167080 057 de 2004 70212 525065 N.D 595277 002 de 2005 251533 439226 N.D 690759 009 de 2006 43464 372380 N.D 415844
TOTAL 551151 2507112 259505 3317768
245
Cuadro 13.4
Cumplimiento de la reposición de cilindros
TIPOS DE CILINDRO
Resoluciones 20 lbs 40lbs 100lbs TOTAL
071 de 2002 16652 81507 3475 101634
021 de 2003 71935 448601 25193 545729
057 de 2004 89188 531720 N.D 620908
002 de 2005 164333 686166 N.D 850499
009 de 2006 90330 394902 N.D 485232
TOTAL 432438 2142896 28668 2604002 Fuente: Memorias al Congreso Nacional 2005-2006 CREG.
Cuadro 13.5
Porcentaje de cumplimientos de reposición/metas
establecidas según CREG
TIPOS DE CILINDRO
Resoluciones 20 lbs 40lbs 100lbs TOTAL
071 de 2002 26,51% 26,00% 4,79% 22,65% 021 de 2003 58,42% 52,35% 13,47% 46,76% 057 de 2004 127,03% 101,27% N.D 104,31% 002 de 2005 65,33% 156,22% N.D 123,13%
009 de 2006 207,83% 106,05% N.D 116,69%
TOTAL 78,46% 85,47% 11,05% 78,49% Fuente: Memorias al Congreso Nacional 2005-2006.
CREG. Cálculos propios
13.10.3 Supervisión y control de la actividad de mantenimiento de los cilindros.
Para acceder a los servicios de mantenimiento y reposición, cada uno de los distribuidores del GLP del país deben presentar una programación bimestral de los cilindros que enviará a los Talleres para mantenimiento o reposición. El Taller recoge los cilindros en mal estado y entrega los cilindros nuevos al Distribuidor del GLP, quien los incorpora a su parque operacional. De esta forma los cilindros se están reemplazando gradualmente a través de las ventas que realizan los distribuidores del GLP en los camiones de reparto. Sin embargo el programa de reposición no avanza con el cubrimiento esperado, independientemente de que en promedio se encuentre que las metas globales se estén cumpliendo.
Dentro del desarrollo del esquema fiduciario, los talleres de mantenimiento y reposición de cilindros contratados tienen, entre otras funciones, la de recoger
246
los cilindros en las plantas de los distribuidores del GLP. Estos cilindros se clasifican y aquellos que por su estado de deterioro y condiciones técnicas no admiten ningún tipo de reparación, se destruyen por aplastamiento de su cuerpo. La chatarra resultante de este proceso de destrucción se vende y el producto de esta venta ingresa al fondo para ser utilizada en mantenimiento y reposición de otros cilindros.
13.10.4 Mantenimiento de cilindros y tanques estacionarios.
En el caso particular del mantenimiento de los cilindros y los tanques estacionarios, esta actividad es objeto de un reglamento técnico especifico adoptado por la RESOLUCIÓN No. 180196 de febrero 21 de 2006. Este reglamento establece los Requisitos técnicos para cilindros y tanques utilizados en la prestación del servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo, GLP y sus procesos de mantenimiento.
Los requisitos establecidos en dicho reglamento tienen que ver con lo siguiente:
requisitos para los fabricantes y/o empresas de mantenimiento de cilindros y/o tanques:
requisitos para los cilindros utilizados en la prestación del servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo, glp:
requisitos para el mantenimiento de cilindros metálicos:
mantenimiento de cilindros de construcción compuesta:
requisitos para los tanques utilizados en la prestación del servicio público domiciliario de gas licuado del petróleo, glp:
requisitos para el mantenimiento de tanques.
marcación única de cilindros
marcación única de tanques:
procedimiento para la evaluación de la conformidad:
247
métodos de evaluación de los cilindros
métodos de evaluación del mantenimiento de los cilindros
métodos de evaluación de los tanques
métodos de evaluación del mantenimiento de los tanques estacionarios
Cabe precisar que este reglamento establece claramente los métodos de evaluación tanto para los cilindros como para los tanques nuevos y así también los métodos de evaluación para el mantenimiento de los cilindros y los tanques estacionarios. Al tiempo define en forma detallada los mecanismos de verificación para establecer la conformidad o el incumplimiento de los requisitos de los recipientes nuevos o de los procesos de mantenimiento.
De nuevo, el tema aquí no es que no existan los Reglamentos Técnicos para el mantenimiento, la dificultad mayor radica en que no existe un mecanismo fuerte de vigilancia y control que garantice su cumplimiento por parte de los actores involucrados; en el caso de los tanques estacionarios estamos hablando de los distribuidores de gas y los usuarios.
Adicionalmente la vigilancia y control se dificulta porque la responsabilidad de establecer si una instalación con tanque estacionario requiere mantenimiento o no esta en cabeza del distribuidor de gas y es este quien debe ´´convencer´´ al usuario de que solicite u ordene dicho mantenimiento. Con la competencia desleal entre distribuidores, este aspecto del mantenimiento pasa a segundo plano porque el distribuidor que ´´moleste menos´´ será el que obtenga el favorecimiento en la compra del gas por parte del cliente.
Se podría considerar para el caso de las instalaciones del GLP con tanques estacionarios, la introducción del mecanismo de certificación de las instalaciones como sucede hoy en día con las instalaciones de gas natural; dicha certificación estaría a cargo de organismos de inspección de tercera parte acreditados por la Superintendencia de Industria y Comercio. En tal caso, habría que establecer claramente que el dueño o usuario de la instalación es la persona que esta en la obligación de tener su instalación certificada lo cual implica que es el responsable de que su mantenimiento se haga de manera oportuna y adecuada.
Algo similar se ha dado ya en el país para las instalaciones eléctricas con la expedición del Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas –RETIE donde el usuario es el que tiene la responsabilidad de hacer certificar su instalación eléctrica. En este caso, se ha hecho aplicable por ahora solo para las instalaciones eléctricas nuevas por los costos que implicaría la adecuación de las instalaciones existentes que no cumplan totalmente el RETIE.
248
En el caso del gas la medida tendría que ser retroactiva por razones estrictas de seguridad para los usuarios, e incluso habría que evaluar si de seguridad nacional, dadas las características del gas como energético, a todas luces más críticas que las de la electricidad. Adicionalmente, en este caso si existen recursos públicos para el mantenimiento de los tanques.
Esta disposición no debería ser de mal recibo por parte de los usuarios en la medida en que los recursos para el mantenimiento de sus instalaciones y tanques estarían con cargo al margen de mantenimiento y seguridad que todos conocemos.
Los lineamientos centrales para el desarrollo de esta estrategia serían los siguientes:
Expedir un reglamento para instalaciones domiciliarias con tanques de almacenamiento atendidas con GLP a granel.
Fijar un plazo prudente para la implementación de la certificación de las instalaciones.
Promover la creación de los Organismos de Inspección debidamente acreditados para esta actividad.
Desarrollar campañas masivas de comunicación para resaltar las nuevas disposiciones en materia de seguridad para beneficio de los usuarios y lograr así su concientización.
Efectuar un levantamiento del inventario de las instalaciones domiciliaras con tanques de almacenamiento a través de la inspección por parte de los Organismos de Inspección quienes estarían certificando las que estén conformes e indicando las que deben ser objeto de mantenimiento porque no cumplen las normas técnicas.
El costo de la certificación de la instalación debería estar a cargo del usuario como sucede con las instalaciones de gas natural.
El costo del mantenimiento tendría dos componentes lo relativo a los tanques o recipientes que debería ser con cargo al margen de seguridad y lo relativo a los demás elementos y componentes de la instalación (tuberías, medidores, válvulas, etc) que deberían ser con cargo al usuario.
249
Establecer un momento cero para el inicio del programa de mantenimiento de acuerdo con la disponibilidad de recursos del fondo.
Implementar la inspección periódica para renovar el certificado a las instalaciones y controlar que se efectué el mantenimiento de los tanques.
La mayor falla en la normatividad legal actual es la falta de claridad para asignar responsabilidades en cuanto al mantenimiento ya que en la práctica estas responsabilidades se diluyen por las circunstancias comerciales. Lo anterior se veo agravado por el hecho de al Estado le resulta inviable vigilar directamente a todos los distribuidores para verificar si están cumpliendo o no con sus obligaciones.
Con el esquema planteado en esta propuesta ´´audaz´´ se le asigna la responsabilidad directamente al usuario y se introduce como agentes de tercera parte para la vigilancia y control a los Organismos de Inspección acreditados.
250
14. MARCO INSTITUCIONAL DEL GLP. 14.1. CONTEXTO GENERAL A pesar de que la Industria del Gas Licuado del petróleo (GLP) en Colombia tiene un largo historial de más de cincuenta y ocho años (58), lapso en el que ha experimentado un sinnúmero de cambios en su manejo institucional y operativo, el Estado sigue tutelando e interviniendo esta actividad al actuar en su doble función como agente orientador de las políticas sectoriales, responsable de su Regulación y Control, y al mismo tiempo, como empresario a través de ECOPETROL En estas condiciones, en el desarrollo de esta industria los mecanismos propios del mercado no han ejercido el papel esperado. Por una parte, la oferta del combustible es un monopolio estatal y, por otra, su comercialización mayorista y minorista, responsabilidad de la iniciativa privada, evidencia problemas de competencia desleal e “informalidad” en su operación que afectan la estabilidad y viabilidad económica de muchas empresas, lo cual unido a las deficientes condiciones y estado en el que se encuentra el “parque de cilindros”, ha deteriorado la prestación de este servicio perjudicando sensiblemente al usuario. Con la aprobación del Plan de Masificación del gas en 1991 que buscaba inicialmente el uso intensivo del GLP, ciertamente se produjo un alto crecimiento de la demanda en la década de los noventa producto más del fuerte racionamiento eléctrico vivido en el país en esa época, antes que una estrategia de largo plazo. Por tal motivo, la fuerte penetración del gas natural llevó a reacomodar los “tradicionales nichos de mercado” del GLP, con el agravante de que muchos empresarios no se prepararon para asimilar este cambio, por el contrario, la informalidad en la distribución se acentuó dramáticamente. Los indicadores son muy dicientes al registrar la Superintendencia de Servicios Públicos cerca de 30.000 expendios de GLP en el país, más de 3.500 vehículos repartidores y 138 empresas comercializadoras que atienden hoy una demanda de este combustible similar a los niveles alcanzados en 1997, evidenciándose una preocupante tendencia al descenso de su consumo a partir del año 2000, registrándose una caída del 5.8% entre el 2001 y el 2005. En este contexto, el proceso de estructuración del esquema institucional de la Industria ha tenido dos etapas bien definidas: antes de La ley de Servicios Públicos( Ley 142 de 1994), caracterizada por el manejo total por parte del Ministerio de Minas y Energía de todas sus actividades y la situación actual, en la que se ha hecho efectiva la aplicación de esta ley, delimitando las funciones y competencias de las entidades Gubernamentales en lo que se refiere a la Planeación, Regulación, Supervisión y Control y calificando esta industria como un “ servicio público domiciliario”.
251
14.2. SITUACIÓN ANTES DE LA LEY 142. En sus comienzos, la industria del GLP al igual que la del sector eléctrico y otras actividades energéticas en el país, la iniciativa privada tuvo un papel preponderante tanto en la producción (refinerías de Tibú y Barranca) como en su distribución (Compañía Colombiana de Gas- COLGAS). Posteriormente, en 1951, con la creación ECOPETROL- el Estado asumió el manejo de las refinerías, el transporte y la propiedad de un alto porcentaje de acciones de COLGAS. Con el auge de esta industria en las décadas de los 70 y los 80s, debido al crecimiento de Bogotá y algunas ciudades intermedias, se estimuló la creación de empresas distribuidoras de GLP, configurándose una “modalidad mixta” de participación estatal y privada a lo largo de la cadena de este combustible91. En este esquema el Estado concentró su función en garantizar el abastecimiento de GLP (ECOPETROL) para atender los requerimientos nacionales y en promulgar el marco de disposiciones legales en las cuales se establecieron las políticas y directrices en materia de precios, seguridad, manejo de la distribución y otros aspectos de la industria (existían más de 39 disposiciones, constituyendo la R/ 580 de 1960 la base de la legislación de la industria). En cuanto a las actividades desarrolladas por el sector privado, variaron en la medida en que la misma industria experimentaba cambios significativos en la demanda de este combustible. Es así como el Ministerio de Minas y Energía, conformó un “sistema de cupos” que estuvo vigente hasta 1993, en el cual “se otorgaban licencias para distribuir volúmenes asignados del combustible en Zonas Geográficas específicas, lo que en cierta forma se convirtieron en “nichos de mercado” para algunas empresas distribuidoras. Sin embargo, este mecanismo trajo múltiples abusos, problemas de competencia desleal en la industria, hasta llegar a la degradación y politización de su manejo. Los cupos fueron generadores de informalidad por cuanto el medio natural de distribución de este combustible, “el cilindro”, se “universalizó” al rotar sin control alguno entre empresarios y usuarios como se viene haciendo hasta la fecha. En 1975 el Ministerio de Minas y Energía, para enfrentar los graves problemas de seguridad en el manipuleo de cilindros, expidió la R/ 578 que autorizó inicialmente a las empresas distribuidoras para crear asociaciones o “Fondos”, sin ánimo de lucro, encargados del mantenimiento de estos artefactos, cuyo financiamiento provenía y proviene de “un margen” establecido en la estructura de precios del combustible pagado por el usuario para garantizar la “seguridad y calidad” de los cilindros. Tal mecanismo, fue modificado por el actual esquema Fiducia-talleres que opera mediante el establecimiento por parte de la CREG de metas de reposición de cilindros. Un análisis detenido de las implicaciones relacionadas con el mantenimiento se efectúa en capítulo aparte de este estudio.
91
La industria del GLP en Colombia- ACOGAS- Diciembre/ 1995.
252
Finalmente, el Estado en 1989 entregó el almacenamiento comercial del GLP al sector privado y conservó en cabeza de ECOPETROL el almacenamiento operativo, realizado básicamente en las refinerías y terminales intermedios. Las compañías distribuidoras minoristas se asocian entonces para crear “Compañías Almacenadoras” con el fin de atender los requerimientos regionales. Estas compañías se denominaron en un principio “Distribuidores Mayoristas “. Si bien esta primera etapa se caracterizó por la formación de la industria y la definición de los principales agentes que hoy intervienen en la misma, su desenvolvimiento presentó serios limitantes para su desarrollo como: -La elevada concentración de funciones en cabeza del Ministerio de Minas y Energía: Normatividad legal, planeación, control y determinación de políticas -La alta dependencia e ingerencia de ECOPETROL en el desarrollo técnico, económico, financiero, institucional y empresarial de la industria que limitó la búsqueda de una auténtica competencia en los distintos eslabones de la cadena. -.El complejo y elevado número de normas expedidas por el Ministerio ante su incapacidad de ejercer un verdadero control de la industria, congestionó su efectividad y no permitió su aplicación y cumplimiento, generando una permanente desorientación empresarial. -La politización del “ mercado” con la asignación de “ cupos” -La incapacidad para resolver la parte medular de la industria “ el mantenimiento y reposición de cilindros” por cuanto “los fondos” no cumplieron su objetivo financiero y operativo llevando a un progresivo deterioro del parque. 14.3. SITUACIÓN ACTUAL. Con la expedición de la ley de Servicios Públicos, como uno de los desarrollos de la Constitución de 1991, surgió en la industria y en las entidades de gobierno, básicamente el Ministerio de Minas y Energía y la CREG, una controversia sobre la interpretación del alcance de esta disposición en lo relativo a la aplicación de esta norma y su relación con el manejo del GLP. Sólo hasta 1996 y después de casi cuatro años de un “limbo jurídico” en el que se encontraba la industria, la Presidencia de la República aclaró las competencias de cada entidad gubernamental y conceptualizó sobre el tratamiento de este servicio “como público y domiciliario.”, al cual los empresarios deben someterse, estableciéndose así el actual esquema institucional en el que interactúan el Estado y los empresarios. El esquema gubernamental: El nuevo esquema introduce las funciones
253
regulatoria y la de control en agencias gubernamemtales separadas y especializadas, dejando en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, las directrices de política. Intervienen además otras entidades cuyas funciones y responsabilidades se relacionan con mayor o menor énfasis con las distintas actividades o elementos de la cadena de esta industria92
Grafico 14.1 Esquema institucional de la industria del GLP
En este esquema el Ministerio de Minas y Energía como rector de la política sectorial, traza los lineamentos generales para esta industria para lo cual recibe el apoyo de la UPME, agencia independiente responsable del planeamiento integral del sector. Igualmente expide la normatividad técnica que precisa algunas actividades de la industria. La regulación del sector corre a cargo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), dependiente del Ministerio de Minas y Energía y la vigilancia de la industria es función de la Superintendencia de Servicios
92
La Cadena del GLP en Colombia UPME-
Presidente de la Republica
Conpes
DNP
M M A M C I T M T M M E
C A R S I C S S P D Dirección General de
Hidrocarburos Entidades adscritas
ECOPETROL Gran Comercializador
CREG UPME
Comercialización
Al por Mayor
Al por Menor (Detal)
USUARIOS
ESTAD
O
S. P R I V A D O
Conpes: Consejo Nacional de Política Económica y social. DNP: Departamento Nacional de Planeación. MMA: Ministerio de Medio Ambiente. MCIT: Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. MT: Ministerio de Transporte. MME: Ministerio de Minas y Energía. CAR: Corporación Autónoma Regional. SIC: Superintendencia de Industria y Comercio. SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos y Domiciliarios. Fuente: UPME 2OO0 – Ajustes Consultores 2OO6
254
Públicos Domiciliarios (SSPD), coordinada por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. La producción y comercialización del GLP sigue bajo la responsabilidad de ECOPETROL, entidad encargada del abastecimiento del gas combustible en el país. El Ministerio del Medio Ambiente por su parte interviene en los aspectos ambientales, el de Transporte en el control del transporte y la Superintendencia de Industria y Comercio en el cumplimiento de las normas de calidad y eficiencia. Aunque en principio el esquema presenta una compleja red de entidades gubernementales, se puede advertir que la asignación de funciones parece apropiada ya que no hay cruces al menos en lo que se refiere a sus competencias básicas, sin embargo en el ejercicio de ellas, surgen algunos problemas de coordinación que dificultan el ordenado y armónico accionar que se espera debe ofrecerse a esta industria y que en cierta manera, entorpece o desconcierta una adecuada labor empresarial. Tal es el caso de la cambiante regulación por parte de la CREG particularmente, en materia de metas para el “mantenimiento y reposición de cilindros”, que ha dificultado la labor de control por parte de la SSPD., e igualmente, las modificaciones al tamaño de los cilindros que ha entorpecido el seguimiento a la circulación de recipientes de 100 libras. En lo que se refiere al control de la normatividad técnica a los vehículos distribuidores de GLP, función a cargo del Ministerio de Trasporte, a través de la Superintendencia de Puertos y Transporte, así no este incorporado en el Comité de Seguridad ( Art. 24 ley 689 de 2001) deberá cumplir esta labor y no dejarla a la SSPD. De igual manera, lo relacionado con el peso, calidad de los cilindros y aplicación de la normatividad técnica de carácter obligatorio de esta industria debe ser ejercida por la SIC, dentro de un contexto de coordinación con la SSPD que apunte a la agilización del control y fundamentalmente a la racionalización de la información interinstitucional. Si bien es cierto que la regulación constituye la parte medular para fijar las reglas del juego y los parámetros de competencia y competitividad dentro de los cuales debe desenvolverse esta industria, el planeamiento sectorial cobra igualmente gran importancia para establecer tendencias o escenarios posibles de comportamiento del mercado del combustible, haciéndose deseable una permanente y continua coordinación entre la CREG y la UPME, a fín de ofrecer los mejores elementos en cuanto a la determinación de la oferta y demanda esperadas, procesos de sustitución , aplicación de uso racional de energía e incidencia de precios y tarifas de energéticos competitivos. En todos estos elementos institucionales deberá estar presente como gran
255
coordinador el Ministerio de Minas y Energía como cabeza del sector, bajo cuya tutela la industria precisa encontrar un orientador e interlocutor para superar problemas y garantizar su ordenamiento, sin embargo el gran protagonismo institucional que ha cobrado la CREG debido al impacto que ha generado en la industria el esquema regulatorio, ha desbordado en cierta manera el accionar institucional del Ministerio. El esquema empresarial: En lo que corresponde al sector privado, el cambio significativo se dio al modificarse “la naturaleza jurídica de las empresas” transformándose, de acuerdo con lo establecido en la ley 286 de 1996, en empresas de Servicios Públicos. Este proceso causó malestar entre los empresarios debido a la heterogeneidad y características de constitución de un buen número de ellas, básicamente las distribuidoras de GLP, estableciéndose una fase de “transición “para adoptar los cambios producto del ajuste jurídico e institucional de esta industria, los cuales aún no se han asimilado por un buen número de empresas93. El sector privado interviene en el esquema institucional desarrollando actividades operativas a través de empresas Comercializadoras Mayoristas, Comercializadoras Mayoristas - Distribuidores y Distribuidores puros. De acuerdo con recientes informes de la Superintendencia de Servicios Públicos94 a mediados de 2006 el número de agentes que intervienen en la prestación del servicio del GLP es el siguiente:
Cuadro 14.1
Agentes que intervienen en el servicio del GLP
Actividad Numero de Agentes
Gran Comercializador 1
Comercializador Mayorista 12
Comercializador Mayorista – Distribuidor
16
Distribuidor 110
Fuente: Superintendencia de Servicios Públicos - 2006 La integración vertical entre comercializadores mayoristas y distribuidores ha plantado problemas de competencia al igual que los fenómenos propios de informalidad en la parte de distribución al aplicar modalidades de “tercerización “para el desarrollo de algunas de sus actividades (transporte y distribución de cilindros)
93
“La entrada y salida de empresas ha llevado a que el el mercado actual de distribución este constituido por empresas de diverso tipo y estructura organizacional…” SSPD-2006 94
La informalidad en la distribución del GLP- SSPD. 2006.
256
Con todo, la actual estructura de la industria, mas que modificarla, precisa la determinación de responsabilidades de de cada uno de los agentes e igualmente, explorar sobre la posible separación de la actividad de transporte a granel del GLP por ductos (Gran Comercializador) con el fin de definir las condiciones para la eventual entrada de nuevos agentes en el la importación de este combustible. Así mismo, adecuar la parte de distribución a los cambios que se den al aprobarse la ley del plan de desarrollo. Aspecto que se analiza en el capitulo “esquema de desarrollo de la industria”, de este informe. Los cambios institucionales y jurídicos efectuados han constituido un fuerte giro para todos los empresarios, máxime que se introdujo la regulación y se acentuó la función de control y supervisión. Si bien se racionalizó el sinnúmero de normas expedidas por el Ministerio de Minas y Energía, la regulación no se ha caracterizado por la estabilidad y firmeza de sus disposiciones, por cuanto los cambios permanentes de su normatividad, la califican como “transitoria”, generando incertidumbre en su aplicación y alcance. La resolución 074 de la CREG que unificó mas de 35 disposiciones que regían la industria, se convirtió en lo que se denominó como la “norma marco”, definiendo los principios e igualmente los agentes que participan en el mercado y en la cadena del GLP. Entre los principales parámetros fijados para garantizar el “reordenamiento” de esta industria se pueden señalar los siguientes:
La determinación de fórmulas para la fijación de precios y tarifas del combustible.
La identificación de actividades complementarias al servicio como: El transporte, la Planta envasadora, los Depósitos y los expendios de Cilindros.
El replanteamiento del “mecanismo para el mantenimiento y reposición de cilindros” a través de una Fiducia.
Un nuevo enfoque de seguridad y responsabilidad de la industria frente a los usuarios del servicio.
En esta segunda etapa, la regulación ha jugado un papel institucional determinante, pero aún quedan asuntos por definir y temas discutibles por su alcance. Por ejemplo, los niveles de calidad establecidos y exigidos para este combustible frente a las condiciones técnicas de operación de las refinerías Colombianas, no se pueden cumplir aunque se penalice su entrega. De igual manera, la asignación de márgenes de comercialización donde deben primar los principios de suficiencia económica y transparencia previstos en la ley no consultan las realidades empresariales. Los pobres resultados en materia de mantenimiento de cilindros están mostrando que el mecanismo aprobado debe ser objeto de una modificación
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profunda. Así mismo, los correctivos para identificar “el cilindro universal” (sello de seguridad) adoptados por la CREG para atacar la informalidad han resultado “ineficaces por la facilidad de su retiro y reemplazo” que a juicio de la SSPD- entidad de control de la industria- “ha dificultado hacer efectiva la responsabilidad del distribuidor hasta el usuario final y ha facilitado la realización de prácticas indebidas (transvase) “. Múltiples son los problemas que encara la regulación de esta industria, cuyo análisis detenido y sus implicaciones en cada uno de los agentes que intervienen en la cadena se discuten y analizan con mayor profundidad en capítulo aparte de este estudio. 14.4. FORTALEZAS Y DEBILIDADES DEL ACTUAL ESQUEMA
INSTITUCIONAL El actual esquema institucional en principio no es un obstáculo para el desarrollo de la industria del GLP por cuanto una de sus mayores fortalezas es la definición y asignación de competencias a las entidades del Estado para aplicar:
La regulación, como instrumento fundamental para la prestación del servicio dentro de los principios de competencia, competitividad y cobertura
El control, para garantizar el cumplimiento de normas técnicas y regulatorias y protección al usuario
El planeamiento, como elemento orientador del comportamiento sectorial a través de instrumentos dinámicos de proyección integral.
No obstante, el esquema presenta debilidades más en la forma de cumplir funciones o actividades por parte de las entidades de gobierno, antes que de tipo estructural, las cuales se pueden puntualizar así:
La red de entidades que intervención directa o indirectamente en la industria adolece de mecanismos de “coordinación integral e interinstitucional” apropiados para la aplicación de los instrumentos jurídicos y regulatorios.
A parte del comité de seguridad creado por ley, existen otros como el “comité ad hoc” que no operan o se activan cada vez que se presenta algún problema, diluyendo responsabilidades y debilitando la dinámica del ejercicio empresarial.
Un excesivo y complejo “arsenal” de instrumentos y mecanismos de control que los empresarios no pueden asimilar y que llegan a constituir una práctica rutinaria que pierde su objetivo.
Un marcado sesgo a captar mas información financiera y contable de las
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empresas antes que indicadores técnico-económicos que incidan fuertemente con la prestación del servicio y sus relaciones con los usuarios. La SSPD a pesar de introducir varios mecanismos de control, se ha sentido desbordada ante la informalidad que presenta la industria, básicamente en la distribución y su amplio ámbito geográfico de operación.
La falta de voluntad política del ente regulador para encarar el problema central de la industria, el manejo del “parque universal de cilindros”, con decisión y sin temor de afectar intereses. Alternativas como “el sistema de marca” permitiría superar la informalidad y garantizaría la identificación por parte del usuario, del prestador del servicio “distribuidor” y sus condiciones de calidad y eficiencia.
Por su parte, los agentes empresariales, el otro componente del esquema institucional de la industria, adolece de serias deficiencias que van desde la misma conformación y estructuración de las empresas hasta la indolencia en la operación de un gran número de ellas, que ante la angustia por “competir” se apartan de los principios elementales del manejo empresarial, generando un grave desorden que desmotiva y reciente el interés por la eficiencia y seguridad de la prestación de este servicio95. Llama la atención la existencia de dos agremiaciones empresariales (CONFEDEGAS Y AGREMGAS) que llevan la vocería de la industria de acuerdo con los intereses de los asociados que las conforman, lo que evidencia la falta de unidad de criterio y de postura frente a problemas neurálgicos como el manejo del “parque universal de cilindros” o su “marcación”, las modalidades de su mantenimiento y los márgenes y principios para la determinación de los precios de este combustible, entre otros. Algunas de las debilidades que se evidencian en el componente empresarial de esta industria tienen que ver con:
La falsa creencia de algunos empresarios de que ECOPETROL como gran protagonista en la formación de esta industria puede seguir tutelando y respaldando algunas actividades de la cadena, como aconteció en el pasado. Aunque la regulación ha avanzado ciertamente en establecer condiciones de suministro, existen todavía problemas en cuanto a la calidad y modalidades de contratación con los otros agentes de la cadena.
La falta de visión empresarial para asimilar “la masificación del gas”, al no resignarse a perder mercados que fueron rápidamente controlados por la fuerte penetración del gas natural. No se adoptaron estrategias empresariales para “cuidar y mantener a los usuarios”, ni mucho menos
95
Diagnóstico del sector (Gas LP) y análisis de la resolución CREG 109 de 2003- CONFEDEGAS- 2004.
259
para vender las ventajas de este servicio frente a otros energéticos competitivos.
La escasa capacidad de fusión empresarial para enfrentar los retos que impone el mercado, bien por su estructuración o bien por el temor a arriesgar un capital que se fue acumulando por la misma inercia de operación de un buen número de empresas. Aunque algunas empresas han desaparecido más por problemas de competencia desleal, antes que por integración de ellas mismas, la verdad es que ha faltado liderazgo empresarial competitivo en la parte de distribución.
La forma de entender la normatividad, mas como un medio para desfavorecer sus intereses empresariales, antes que en sus bondades para mejorar la industria y hacerla mas eficiente, ha sido uno de los “traumas” y secuelas que dejó la abolición de los famosos “cupos”.
La tendencia a tratar de sobrevivir, así la misma competencia le indique lo contrario, llevando a la destrucción de valor y a la promoción de la informalidad.
La falta de interés del usuario por reclamar calidad y eficiencia del servicio, acomodándose fácilmente al esquema que le impone el empresario, no valorando innovaciones o cambios en la forma de atención.
Los preocupantes perjuicios que esta causando “el contrabando “de GLP, básicamente de Venezuela por la devaluación del bolívar frente al peso, lo que ha llevado al deterioro empresarial de compañías que fueron pioneras en la prestación de este servicio.
14.5. LIMITANTES DE LA INDUSTRIA Y EL PLAN DE DESARROLLO. .Si bien es cierto que el actual arreglo institucional bajo el cual se desenvuelve la industria: Estado- iniciativa privada, presenta deficiencias mas de tipo formal (coordinación intergubernamental) antes que estructurales (eliminación o fusión de entidades), persisten limitantes en la orientación política y regulatoria que no han ofrecido la suficiente transparencia y claridad para facilitar un desarrollo empresarial dentro de un clima de confianza y certidumbre. Así por ejemplo, pese a que el plan de masificación del gas impulso un cambio en “la canasta energética” las acciones de política y estrategias de planeación energética (sustitución, abastecimiento, infraestructura etc.) han privilegiado al Gas Natural, cuya penetración ha sido posible gracias a la magnitud de inversiones ( gasoductos) realizadas en principio por el mismo Estado . Por el contrario, las directrices de política del GLP han sido marginales o generales, e inclusive las inversiones en infraestructura del Gran Comercializador han sido
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nulas en la última década. De igual manera, la industria no tiene asegurado su abastecimiento en el mediano y largo plazo por cuanto depende de una “ oferta administrada” y las condiciones para incursionar en su importación no están dadas ya que no existe una política de precios relativos de los energéticos, la regulación no establece condiciones y estímulos suficientes y no se tiene claridad sobre el acceso al sistema de transporte por poliductos e infraestructura de almacenamiento, propiedad del Gran Comercializador. A diferencia de los otros energéticos (gas natural, electricidad...) con los cuales compite, el GLP no tiene estratificación ni subsidios directos ni cruzados ni red propia de distribución, debe someterse a un control de precios referenciados al comportamiento de un precio internacional bajo la óptica de que la política de precios debe reflejar los costos de oportunidad, donde en la práctica, no existe competencia en su producción interna. : Pero el aspecto crítico de la industria tiene que ver con la distribución y modalidad de prestación del servicio, mediante una “red universal de cilindros” cuyo parque registra un alto deterioro. Los intentos regulatorios por atacar la informalidad, evitar la competencia desleal y facilitar una “apertura” empresarial competitiva en la distribución que garantice eficiencia y calidad del servicio, han fracasado. Al rededor de este problema la industria se encuentra “entrapada”, por cuanto los estudios promovidos por el ente regulador, indican que se hace necesario “modificar la ley ”, para adoptar una modalidad diferente a la del cilindro universal, ya que se deben contemplar desde los aspectos jurídicos relacionados con la propiedad del cilindro( los usuarios) ; los financieros referidos con el manejo de los “márgenes de seguridad” incluido en la estructura tarifaria ; los económicos, técnicos y operativos propios del esquema de “reposición y mantenimiento” (Fiducia- Talleres- auditores),y los regulatorios en cuanto a las responsabilidades que deben asumir los distribuidores para dar la confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio Sobre el particular, cabe señalar que el Plan de Desarrollo 2006- 2010, a la fecha sujeto a la aprobación del Congreso, no establece metas para el desarrollo de la industria como si lo hace con la electricidad y otros combustibles y sus directrices en lo que se refiere al GLP, son enunciados generales al señalar que “ se trabajará en la masificación del uso del gas licuado de petróleo mediante el establecimiento de incentivos para que los agentes formales de la cadena presten los servicios de distribución y comercialización ( el resaltado es nuestro) en capitales de Departamento, cabeceras municipales y áreas rurales donde la distribución del gas natural no sea económicamente viable” El plan no es explicito en indicar la clase de incentivos que se otorgaran básicamente a aquellos agentes que atiendan los mercados no cubiertos por el gas natural, esto es zonas apartadas. Se generan interrogantes en cuanto al
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reconocimiento económico por el costo que precisa transportar y prestar este servicio a regiones apartadas u otra clase de estímulos generados por la propia competencia al minimizar costos por la vía de rendimientos a escala. Desde luego, la aplicación de cualquier incentivo no puede ir en desmedro de de la calidad del servicio ni mucho menos de su repercusión en el precio final ya que iría en contravía de la capacidad de pago de los usuarios de estas zonas, lo que haría inviable una penetración del GLP a estas regiones. Los incentivos podrían darse hacia un esquema de “marca” con propiedad de los cilindros en cabeza de las empresas para una mejor calidad del servicio, su expansión e innovación. Este esquema reduciría los costos de operación, vigilancia y control El plan igualmente trata de resolver en el largo plazo (año y medio) el problema neurálgico de la industria en lo referente al mantenimiento y reposición de cilindros y el correspondiente al margen de seguridad, responsabilizando a la CREG, establecer un nuevo mecanismo, tal como se indica en artículo 44 del proyecto de ley del plan cuyo texto se transcribe a continuación: “Artículo 44- Servicio Domiciliario de gas licuado-Dentro del término de (18) meses siguientes a la expedición de la ley, la CREG, establecerá el mecanismo apropiado para garantizar la reposición y mantenimiento de los cilindros de gas licuado de petróleo utilizados para el Servicio Público Domiciliario. Así, mismo, dentro de este periodo la CREG establecerá un esquema de responsabilidad que haga posible identificar el prestador del Servicio Público domiciliario de GLP, para que garantice la calidad y seguridad del combustible distribuido. El margen de seguridad de que trata el artículo 23 de la ley 689 de 2001 se eliminara a partir del 1º de Enero de 2009” Es oportuno señalar que al momento de presentar este informe, este texto estaba sujeto a cambios o modificaciones por parte del Congreso. En consecuencia, del alcance de esta medida tal como esta propuesta en este texto, se pueden puntualizar los siguientes aspectos:
Por el largo plazo (año y medio) que se da a la CREG para determinar el mecanismo para la reposición y mantenimiento de cilindros, la industria podría entra en un periodo de incertidumbre que irremediablemente va afectar su desenvolvimiento y accionar empresarial.
Al hablar de un mecanismo “apropiado”, se interpreta que el actual (Fiducia-Talleres) por los pobres resultados obtenidos esta agotado y debe cambiarse, máxime que su financiamiento sustentado en “el margen de seguridad” se eliminaría en Enero de 2009, según el proyecto de ley.
Surge el interrogante de cómo se financiará el nuevo mecanismo, pues en la ley 689 se incluía dentro del precio de venta del GLP. En
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caso de trasladar este costo al distribuidor como responsable de la prestación integral del servicio, este se reflejará en el precio final del combustible.
En cuanto al esquema que debe establecerse para identificar el prestador del servicio, el consultor interpreta que implícitamente se esta refiriendo al sistema de envase o cilindro universal, cuya identificación debe superar el actual sistema de “sello de seguridad” (resolución 074 de la CREG) ya obsoleto y promotor de la informalidad, por otra alternativa como “su marcación” que identifica y responsabiliza a cada distribuidor. Por lo demás, no se requeriría de centros de canje, ni de fiducias, ni de control de recursos de margen de seguridad y se facilita el autocontrol entre las empresas.
Aunque lo deseable hubiera sido que en el texto del artículo propuesto, se explicitara la modalidad de identificación del “prestador del servicio” para evitar interpretaciones o desviaciones de tipo regulatorio, la verdad es que su redacción genera inquietudes e interrogantes sobre su alcance.
Corresponderá a la CREG dar respuesta a tales inquietudes y acertar en la firmeza de la normatividad que se expida en este tema, ya que al modificarse el artículo 23 de la ley 689 no se “otorgará participación a los distribuidores en la reglamentación que se expida”, en lo que se refiere al “mantenimiento y reposición de cilindros”, circunstancia que no se dio anteriormente por la disparidad de criterios y posiciones sobre este tema entre los empresarios y la CREG. 14.6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Del análisis anteriormente efectuado, se presentan las siguientes conclusiones generales y se sugieren algunos correctivos: 1. El actual esquema institucional no es obstáculo para el desarrollo de la
industria del GLP, no presenta cruces en las competencias y funciones básicas de las entidades de gobierno que rigen la industria, pero si evidencia problemas de coordinación interinstitucional que dificultan su ordenado y armónico accionar. Corresponderá al Ministerio de Minas y Energía -MME, como cabeza del sector, establecer los mecanismos de coordinación apropiados y racionalizar el sinnúmero de comités existentes.
2. La cambiante normatividad regulatoria y la falta de firmeza de las
disposiciones de la CREG, ha dificultado la labor por parte de la SSPD, particularmente en el control del mantenimiento y reposición de cilindros, por la modificación constante de metas y tamaños de estos envases. De adoptarse un sistema “de marcación de cilindros” que la misma SSPD ha propuesto, se autorregularía su control y se haría más eficiente la gestión de esta entidad en cuanto a la supervisión de la calidad de este servicio.
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3. Aunque el Ministerio de Transporte-MT- no hace parte del Comité de seguridad del GLP, el control del parque de vehículos distribuidores y carrotanques debe ejercerse a través de la Superintendencia de Puertos y Transporte –SPT-, y no dejar esta labor en manos de la SSPD.,
3. El control de la aplicación de toda la normatividad técnica de la industria,
es responsabilidad de la SIC. Todas estas funciones de control asignadas a las Superintendecias demandan una adecuada coordinación e igualmente con las respectivas autoridades municipales.
4. La racionalización de los esquemas de control y la unificación de sistemas
de información (SIU-SIEE, ETC) es una necesidad imperiosa que reclaman los empresarios.
5. Será deseable lograr una mayor coordinación entre la CREG y la UPME
con el fin de intercambiar criterios sobre los elementos fundamentales del comportamiento futuro de la industria: oferta, demanda, estrategias de sustitución, definición de precios relativos de la energía etc. y realimentar así el ejercicio del planeamiento integral.
6. Múltiples son los problemas que encara la regulación de esta industria
debido a la “transitoriedad” de las disposiciones y a los fallidos intentos de la CREG por atacar la informalidad y evitar la competencia desleal en la distribución del GLP.
7. La propuestas incluidas en el Plan de desarrollo 2006-2010 para superar
este grave problema al encomendar a la CREG, durante un período, a nuestro juicio muy largo( 18 meses), para “ establecer un mecanismo apropiado para garantizar la reposición y mantenimiento de cilindros”, si bien crean una gran expectativa de cambio ( posiblemente introducir un sistema de marcación y modificar la propiedad de los cilindros), van a generar una etapa de gran incertidumbre que podrá afectar a esta industria. Será conveniente entonces que el MME y la CREG, una vez se apruebe la ley Plan, expliquen los alcances de las medidas a adoptar para permitir el normal desarrollo de actividades de la industria, mientras se expiden las resoluciones correspondientes.
8. Al modificar la actual estructura operativa de la industria, se precisa la
determinación de responsabilidades de de cada uno de los agentes, e igualmente, explorar la posible separación de la actividad de transporte a granel del GLP por ductos para estimular la competencia en la cadena.
9. El sector empresarial que realiza buena parte de las actividades
operativas de la industria (almacenamiento y distribución) presenta problemas de integración vertical, estructuración y conformación de empresas que ha propiciado prácticas de competencia desleal y graves deficiencias reflejadas en la mala calidad del servicio. No se tuvo la visión
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para asimilar “el plan del gas” y sus tradicionales “nichos de mercado” fueron rápidamente controlados por la agresiva penetración del gas natural.
10. Los empresarios deberán redoblar esfuerzos para modificar su actitud
frente a la prestación del servicio, esto es, asimilar cambios innovadores en las modalidades de entrega del combustible; implementar estrategias modernas de mercadeo, calidad y seguridad del servicio; lograr la fusión o integración de empresas y, fundamentalmente, buscar unidad de criterio gremial para permitir una adecuada concertación frente a los cambios que se impone introducir para reactivar esta industria.
15. ESQUEMA DE DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DEL GLP.
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15.1. CONSIDERACIONES A lo largo del estudio se ha señalado que uno de los mayores obstáculos para el desarrollo de la industria del GLP, ha sido la falta de una estrategia de largo plazo que oriente a todos sus agentes e igualmente a los consumidores sobre sus perspectivas y potencialidades tal como se hace con sus energéticos competitivos: la electricidad y el gas natural. Igualmente, se ha encontrado que en los Planes de desarrollo su tratamiento es inexistente o marginal y que en el Plan energético si bien se examina su comportamiento conjuntamente con otros combustibles, no se profundiza en los obstáculos y/o barreras que enfrenta esta industria y la forma de superarlos. Así las cosas, el Plan 2006-2010 que esta en discusión del Congreso, no presenta metas para esta industria, solamente propone objetivos generales de política como “….Impulsar los usos alternativos del GLP incentivando en todo caso el abastecimiento de la demanda domiciliaria que permita identificar el prestador del servicio” Al examinar el alcance de este texto a la luz de las realidades de esta industria, se puede interpretar que los usos alternativos de este combustible se darían básicamente en la industria petroquímica (con la ampliación de la Refinería de Cartagena y la entrada de la planta de Curiana) lo que le representaría a los productores un mayor rendimiento económico, desde luego, asegurando el abastecimiento doméstico. Otra alternativa de uso sería en el sector transporte, sin embargo en el proyecto de ley del plan solamente se modificaría el artículo 23 de la ley 689 de 2001 relacionado con la seguridad y el mantenimiento del parque de cilindros del GLP, quedando en firme el artículo 22 que impide el uso de este combustible en este sector. Se observa igualmente el interés del Plan en priorizar el abastecimiento residencial o doméstico, identificando al prestador del servicio (el resaltado es nuestro). Esto quiere decir que para identificar la empresa distribuidora que atiende al usuario, se debe modificar el actual sistema ( cilindro universal) ya agotado, con mecanismos que fijará el ente regulador, tal como se indica en el proyecto de ley –( cuyo análisis detenido se efectúa en los capítulos correspondientes a la parte institucional y regulatoria de este estudio) -, en lo que tiene que ver con la posible implantación del “ sistema de marca” y la modificación del actual esquema de “ reposición y mantenimiento de cilindros”. De adoptarse estos cambios que realmente constituyen el problema neurálgico de la industria, el esquema de desarrollo en la parte operativa de la distribución, experimentará ajustes cuya incidencia tendrá que ver esencialmente con el grado de integración de las empresas al asumir responsabilidades dirigidas fundamentalmente a garantizar un servicio seguro y confiable.
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Desde luego, la regulación deberá sustentar los cambios para atacar la informalidad, generar un ambiente de competencia y permitir racionalizar los eslabones de la cadena. Se espera entonces encontrar firmeza en las nuevas disposiciones regulatorias afín de dar la estabilidad esperada a la industria 15.2. AJUSTES Estos cambios, de alguna manera, tendrán relación con el arreglo institucional, pieza clave para alcanzar un esquema de desarrollo armónico del sector. Sobre el particular, y como se advirtió en el capítulo correspondiente, no será preciso plantear o introducir reformas administrativas de ninguna naturaleza o alcance a la entidades de gobierno ( fusión o eliminación de entidades ), así se haga necesaria una recomposición de la estructura operativa de la industria del GLP, al modificar la propiedad del parque actual de cilindros y al asumir los distribuidores su mantenimiento y reposición, como sucede con los prestadores de otros servicios públicos( redes de energía y de gas natural). Las relaciones de las entidades gubernamentales con el ajuste de la estructura operativa de la industria, en caso de darse estos cambios, tienen que ver entre otros con los siguientes aspectos:
La necesaria coordinación interinstitucional de las entidades que la supervisan, como se propone en el capítulo institucional.
La agilidad y mayor eficiencia del control por parte de la SSPD, ya que al integrar la propiedad del cilindro y su mantenimiento en las empresas distribuidoras, se estimula su autorregulación.
La racionalización de disposiciones de la CREG ya que se tiende a buscar la desregulación de la industria
La revisión de los reglamentos y la normatividad técnica por parte del MME, la SIC y el INCONTEC en caso de implantarse el “sistema de marca”
No sobra señalar que al trasladar el mantenimiento y reposición de cilindros a las empresas distribuidoras, desaparece el complejo mecanismo fiducia- talleres- interventoría que coordina el propio Estado, pero que en fin de cuentas hace responsable a los distribuidores de la calidad del parque y del servicio .Desde luego, el control del sistema de mantenimiento que asumirán las empresas (talleres propios, contratados o cualquier otra figura que ofrezca eficiencia económica y operativa) seguirá siendo responsabilidad de las entidades de Gobierno (SSPD, SIC) que tienen la competencia para exigir la calidad y seguridad servicio. En lo que tiene que ver con la cadena operativa propia de la industria en la que interviene el sector privado (dawnstream), un esquema de desarrollo que apunte a incentivar la eficiencia y competencia y a reducir la informalidad, implica como principio racionalizar el número de empresas existentes
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estimulando su fusión y estableciendo requisitos de calidad, composición de capital, indicadores de gestión, atención al público etc. Al respecto, la SSPD ha registrado 110 empresas distribuidoras encontrando “debilidad en su estructura y organización, posicionamiento fuerte de los “fleteros”, poca efectividad de la Auditoria Externa, ausencia de control interno, incumplimiento de normas etc.” ( estudio sobre la informalidad de la industria del GLP-2006) , deficiencias que se espera superar al implantar el cambio de responsabilidades de estas empresas al asumir el control de la red natural del servicio ( el cilindro) , su mantenimiento y reposición, tal como se sugiere en el siguiente esquema:
Gráfico 15.1
D
I
S
T
R
I
B
U
C
I
O
N
M
A
N
T
E
N
I
M
I
E
N
T
O
Comercialización Minorista GLP
CilindrosCilindros
TanquesTanques
Redes LocalesRedes Locales
S. MarcaS. Marca
SemiestacionariosSemiestacionarios
EstacionariosEstacionarios
El esquema tiende a la integración de la actividad de distribución a través del equipamiento o infraestructura propia del servicio (cilindros, tanques, redes) que unido a la propiedad de los cilindros por parte de las empresas y a su marcación, estimula su autocontrol y posicionamiento en el mercado lo que redundar en beneficio de la calidad y la eficiencia que espera recibir el usuario. Se supera la intervención de otros agentes relacionados con la reposición y mantenimiento ya que las empresas responderán directamente por esta actividad con talleres propios o contratados, debidamente certificados. . En la medida en que el desplazamiento de los mercados del GLP, se hace mas evidente por la penetración del gas natural o se dificulta el acceso de este energético, la integración de las actividades de su distribución tiende a racionalizar costos y a dar un mejo cubrimiento del servicio. Como se plantea en el capítulo que analiza ampliamente el aspecto regulatorio de la industria, una de las ventajas que justifican el esquema de marca es el incentivo a la inversión en mantenimiento, reposición, expansión e innovación.
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“En este ambiente, las empresas que sobrevivan deben ser aquellas que sean realmente eficientes, El sistema de marcación no se puede evaluar en abstracto ni aislado del conjunto de medidas que deben formar parte del mismo esquema, tales como permanencia del usuario por un tiempo mínimo y la obligación de devolver el recipiente al mismo distribuidor.” 15.3. ESQUEMA OPERATIVO DE LA INDUSTRIA El tránsito del parque de cilindros de un sistema “universal” a uno de “marca”, implica ajustes en el último eslabón de la cadena del GLP, básicamente su distribución, como ya se analizó. Los otros componentes (producción, transporte y almacenamiento) aunque en principio no requerirían cambios de fondo, si sería deseable separar la actividad de transporte de la producción, promoviendo su acceso mediante mecanismos ágiles que estimulen la participación de la empresa privada. En el inicio del esquema operativo de la industria (upstream), la competencia es inexistente, así la CREG haya establecido algunos lineamientos para la importación del combustible. La posición dominante que tiene ECOPETROL en la producción y transporte de GLP, es evidente, sin embargo llama la atención que para este segmento de la cadena la regulación es casi inexistente, tal como se evalúa con detenimiento en el capítulo correspondiente del estudio. De otra parte, al registrarse en los últimos años exportaciones, así sea en mínimas cantidades, no se ha regulado la prioridad de abastecimiento del combustible que garantice un suministro estable y respalde su expansión.
Grafico 15.2 Esquema operativo de la industria
Gran Comercializador - ECOPETROL-
Upstream
PRODUCE
IMPORTA
EXPORTA
Downstream
Transporte Nueva empresa
-Mixta-
MANEJO DUCTO
Comercializador Mayorista Empresas -Privadas-
ALMACENA
IMPORTA
Comercializador Minorista Empresas -Privadas-
ENVASA
DISTRIBUYE
MANTIENE Y
REPONE
Cilindro de
Marca
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En el esquema (downstream) se propone separar actividades estratégicas como el transporte para permitir la participación de la iniciativa privada básicamente en el manejo de los propanoductos que transportan cerca del 60% del combustible. Asignar estos activos de propiedad de ECOPETROL a una empresa (mixta o exclusivamente privada) independiente que se constituya para el efecto, contribuiría a dar mas transparencia a la cadena y hacerla mas competitiva como la del gas natural. En cuanto al manejo de poliductos que maneja igualmente ECOPETROL y distribuye combustibles líquidos derivados del petróleo entre ellos el GLP, su libre acceso fue declarado por la ley 681 de 2001y su reglamentación expedida por el MME, sin embargo no se ha asimilado por los agentes privados en aspectos relacionados con los compromisos a contraer, tarifas etc. La CREG ha mostrado su interés en dejar la actividad de importación en los agentes mayoristas con lo cual unido a su función comercializadora estimularía aún mas su proyección dentro de la cadena. Finalmente la desregularización de la actividad de distribución minorista, antes analizada, al incorporar el mantenimiento y reposición de cilindros el cual debe hacerse compatible con la introducción de un “sistema de marca”, será el paso fundamental para atacar la informalidad y buscar al máximo la relación directa distribuidor- usuario. La integración de actividades estratégicas del servicio: envase, distribución, mantenimiento e identificación de su marca en solo agente, racionalizara la prestación y será un reto empresarial para cambiar la deteriorada imagen que tiene esta industria. Otras alternativas para introducir nuevos agentes en la cadena como separar el envasado de la distribución, no permitir la integración vertical de las empresas, separar la actividad de almacenamiento en la afanosa búsqueda de la competencia, antes que agilizar la operación de la industria la entrabaría, haciendo mas difícil y compleja su control y supervisión por parte de las distintas agencias gubernamentales. 15.4. CONCLUSIONES 1. De aprobarse el texto del proyecto de ley del Plan de Desarrollo 2006-
2010, que propone cambiar el actual sistema de mantenimiento y reposición e igualmente el manejo y características de la red de cilindros (universal por marca) para “identificar el prestador del servicio”, se tendrá que modificar las actividades del segmento de distribución.
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2. Así se cambie la función operativa de las empresas distribuidoras, no se
hará necesario introducir ninguna reforma administrativa a las entidades de gobierno que rigen la industria del GLP, será imperioso introducir mecanismos de coordinación interinstitucional
3. En caso de implantarse un sistema de “marcación de cilindros” y para facilitar un desarrollo empresarial dentro de un clima de eficiencia y competencia, se debe: racionalizar, dar firmeza y estabilidad a las disposiciones de la CREG; agilizar los procedimientos de control por parte de la SSPD y actualizar los reglamentos y normatividad técnica de la industria por parte del MME y la SIC.
4. Aunque en el actual esquema vertical de la industria, la competencia es inexistente en el segmento de la producción, se sugiere separar de esta actividad el transporte (manejo de los propanoductos) permitiendo la conformación de una empresa mixta o privada independiente que maneje estos activos.
5. Los ajustes del segmento de distribución a través del manejo integrado del equipamiento (cilindros, tanques y redes) y de sus actividades (envasado, distribución y mantenimiento), estimulará su autocontrol y posicionamiento en el mercado lo que debe reflejarse en la calidad y eficiencia esperada de este servicio.
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16. ESTRATEGIAS PARA EL DESARROLLO DE NUEVOS MERCADOS DEL GLP.
La ampliación de los mercados tradicionales y el desarrollo de nuevo requiere de la cooperación gobierno, empresa privada y usuarios. Para satisfacer el potencial de demanda del GLP de los hogares rurales, urbanos y de las actividades agropecuarias, la oferta interna será insuficiente, lo que requeriría importaciones, o en su lugar ajustar la infraestructura refinadora y de los campos para producir más GLP. Este punto es clave ya que en el pasado la insuficiente penetración del GLP obedeció a la restricción del energético, que ha sido un desincentivo para nueva inversión nacional o externa. Nadie va a impulsar un uso masivo del GLP si se prevé que se tendrán limitaciones futuras de la oferta La oferta del GLP debe priorizar el mercado interno más que el externo. Este punto puede ser muy importante en el futuro cuando ECOPETROL se privatice porque si los precios internos al productor están por debajo de los internacionales, le convendría exportar, con lo cual incrementaría sus ganancias, de ahí que hay necesidad de que las disposiciones legales no lo permitan para que predomine el interés colectivo sobre el privado. Superados los dos puntos anteriores, hay que definir prioridades en la penetración a nuevos mercados. Por razones ecológicas y de bienestar hay que llevar el energético a los hogares rurales. Sin embargo, dados los bajos ingresos rurales hay que seguir una estrategia apropiada como es la que ha venido desarrollando ECOPETROL, de llegar a los hogares subsidiando la cocina y el consumo del combustible, tal como ocurre con la energía eléctrica, estratificando a los hogares.. Esta estrategia debe acompañarse de convenios con empresas distribuidoras para que mantengan el servicio a través de redes de distribución apropiadas y se provea de adecuada asistencia a los usuarios. Se plantea por el grupo consultor la creación de áreas de servicio exclusivo, como en gas natural, pero limitado a las zonas rurales, que permite tener políticas claras de inversión, cobertura y control y de economía al darle a una empresa la atención de un número alto de usuarios para que la inversión sea atractiva y se le de la mayor atención a los usuarios. Para el sector agropecuario el potencial de usos es muy variado. Las empresas atendieron primero los mercados fáciles de las zonas urbanas de las grandes y
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medianas ciudades y posteriormente los de las pequeñas ciudades, pero ante la escasez de combustible no se produjeron los incentivos necesarios para atender otros sectores y usos. De ahí que no se extendió el servicio a los hogares rurales ni a las actividades agropecuarios ni a multitud de usos para la industria y los hogares urbanos. Por lo tanto, para que no se repita la experiencia pasada hay que garantizar a las empresas distribuidoras del GLP, el suministro para atender los potenciales requerimientos, ya sea con producción interna o con importaciones. De lo contrario no se dará estabilidad al sector. Teniendo en cuenta que en el país la utilización del GLP se ha limitado a muy poco usos y sectores, por ejemplo, casi en un 90 % para cocción en el sector residencial, es evidente que faltan acciones del gobierno y la empresa privada. De ahí que se propone lo siguiente. Campañas de uso del GLP compartidas entre el capital privado y el gobierno, que puede incluir la distribución gratuita de artefactos en los niveles de ingreso menores. Promover la participación de las universidades y centros de investigación para mejor la adaptabilidad de los equipos más eficientes a las condiciones culturales y sociales de las diferentes comunidades. Desincentivar el uso de combustibles contaminantes como el diesel, el keroseno, el fuel oil y la gasolina, en el transporte, la industria y equipamiento rural, a través de normas muy estrictas y penalizaciones en los precios. Desarrollar campañas comprensivas de mercado para crear la conciencia de utilizar maquinaria agrícola con GLP. El gobierno tiene muchas herramientas para promover el GLP: incentivos, regulaciones, normatividad, financiación de investigación, desarrollo y demostración, educación pública y castigo a los combustibles por sus efectos ambientales. Este último punto es clave para contribuir a mejorar el ambiente y no debe ser preocupación crear impuestos a los combustibles para desincentivar su uso y promover la sustitución por otros menos perjudiciales para el medio ambiente como el GLP. Crear en la UPME y/o en el Ministerio de Minas de Minas y Energía un grupo de expertos dedicado exclusivamente a pensar sobre el sector del GLP, con el fin de hacer seguimiento al sector, diseñar políticas de utilización para nuevos mercados, campañas de promoción, talleres, seminarios, documentos, coordinar las entidades del sector públicas y privadas, llevar y actualizar estadísticas, participar en seminarios internacionales, definir programas de investigación. Un problema para la expansión del GLP a nuevos mercados es la falta de conocimiento de las innumerables posibilidades en cuanto a usos y
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tecnologías, lo cual hace imprescindible una unión gobierno, productores potenciales de aparatos y distribuidores del combustible para llegar a los usuarios con publicidad, talleres, seminarios, concursos y educación. Crear el Premio GLP para reconocer cada año a aquellas personas o entidades que propongan usos innovativos de esta fuente de energía en cualquier sector y uso, que es una forma de promover este combustible entre la comunidad para nuevos usos y mercados.
17. CONCLUSIONES
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1. La industria del GLP en Colombia con cerca de sesenta años de desarrollo se ha caracterizado por una oferta “administrada” que no ha respondido al potencial de su demanda debido a la ausencia de una política sostenida de largo plazo. Por falta de oferta se ha privilegiado la penetración de energéticos competitivos como la electricidad y el gas natural, un energético definitivamente más económico, que han afectado la expansión del GLP, y que en los último siete años se ha reflejado en una caída del consumo.
2. Aunque el consumo del GLP se ha concentrado en el sector residencial
(83,2 % en 2006), al comparar la participación por energéticos se tiene la paradoja que en los hogares el energético por excelencia ha sido la energía eléctrica, que representaba hasta el decenio de los noventa casi el 50 % del total de la demanda, cifra muy por encima de los estándares internacionales, explicable por el poco impulso que se dio al gas natural y al GLP.
3. El uso tradicional del GLP en el sector residencial es la cocción de
alimentos con un 89,3% del total, seguido del calentamiento de agua con 11,7 %.
4. En comercio y la industria, el 8,04% y 8,26% del consumo total del GLP
se concentra en la producción de calor y vapor en hornos y calderas.
5. En la industria el GLP se concentra en los subsectores de alimentos, bebidas, producción de vidrio y cerámica, hierro, acero y no ferrosos, papel e imprenta, químicos y textiles y confecciones, explicando más del 80,0% del consumo en los tres primeros grupos.
6. En las actividades agropecuarias prácticamente no se utiliza este
combustible, al punto de que en los balances de energía no se registra su consumo.
7. El uso potencial del GLP en transporte se descartó en el decenio de los
noventa, por razones de seguridad y de oferta limitada, a pesar de las ventajas en cuanto a rentabilidad y eficiencia, ya que en los motores pierde menos potencia que el GNV.
8. Al crecimiento acelerado en el consumo en el decenio de los noventa
siguió una caída en el mismo, como consecuencia de la entrada agresiva del gas natural al mercado, de tal forma que la demanda cayó de 24.106 BPD en 2000 a 21.662 BPD en 2006. Esta evolución obedece a dos tipos de sustituciones: en primer lugar, la de energía eléctrica por GLP en los noventa y en segundo lugar las del GLP y energía eléctrica por gas natural a medida que fue desarrollándose el plan de masificación de gas.
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9. Los precios relativos pasados, presentes y los previstos hasta 2030 muestran claramente que el gas natural es más competitivo que el GLP y este más que el diesel y la energía eléctrica, lo cual refleja la sustitución que viene dándose y lo que ocurrirá en el futuro en las zonas con disponibilidad del gas natural. Este es un proceso que no es exclusivo de Colombia sino mundial.
10. En el mundo el GLP es utilizado ampliamente como carburante por sus
ventajas ambientales, de eficiencia y económicas, indistintamente en países con y sin gas natural, para reemplazar combustibles líquidos. En muchos países se han establecidos subsidios para el consumo y facilidades para comprar los equipos de conversión. Hay países en que funcionan ambos energéticos, como en Estados Unidos, México, Italia, Inglaterra y otros.
11. No se debe definir una política rígida sobre el GLP vehicular. Las
previsiones de la disponibilidad de gas natural y diesel oil muestran que habrá necesidad de importaciones, de ahí que lo mejor es establecer unos nichos para el GLP, por ejemplo, en taxis, botes, embarcaciones, camperos para el campo, flotas transporte de carga pesado. Es más prudente la diversidad que apostarle a un solo energético, máxime cando ya se pronostica faltantes de gas natural y diesel oil.
12. La infraestructura de transporte se maneja exclusivamente por parte de
ECOPETROL en lo que se refiere básicamente a los sistemas de ductos (propanoductos y poliductos), no habiéndose efectuado inversiones o ampliaciones en esta actividad en las últimas dos décadas. La red es muy pequeña para un desarrollo del sector.
13. Para llevar GLP de la refinería de Cartagena o importado al interior del
país el medio de transporte es el fluvial por el río Magdalena o por carrotanques, pero para cantidades mayores sería necesario construir un ducto.
14. A pesar de que el almacenamiento comercial del GLP lo realiza el sector
privado (30 empresas), los efectos de la restricción en la demanda observados desde inicios del presente siglo han frenado cualquier decisión de ampliaciones o inversiones adicionales en esta actividad. Lo mismo ocurre con en almacenamiento operativo realizado por ECOPETROL.
15. No obstante haberse reducido el número de empresas distribuidoras al convertirse en “empresas de servicios públicos”, el número existente (110 empresas) y los problemas de demanda de este combustible han llevado a la “tercerización” de estas actividades lo que se ha traducido en una “informalidad” que ha afectado sensiblemente la eficiencia y calidad del servicio.
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16. Antes de la expedición de la ley de servicios públicos, la regulación
estuvo en manos del Ministerio de Minas y Energía. A partir de 1.994, la CREG asumió la regulación del servicio domiciliario del GLP, próxima a cumplir 10 años de aplicación, cuyo alcance y características de “transitoriedad” han creado problemas para su aplicación práctica en esta industria.
17. Las propuestas de la CREG relacionadas con la regulación del precio del
comercializador se consideran apropiadas dadas las perspectivas de oferta de producción nacional y demanda y la posición dominante que continuará teniendo ECOPETROL en el mediano y largo plazo.
18. Existen condiciones favorables para avanzar hacia un esquema de
libertad vigilada en las actividades de comercialización mayorista y distribución, relacionadas con la mayor competencia entre sustitutos y la necesidad del GLP de expandirse hacia nuevos mercados.
19. En la definición de la estructura de la industria será aconsejable la identificación de las actividades de gran comercializador, transportador (separarlo para dar mayor claridad al esquema), comercializador mayorista y distribuidor.
20. El principal problema de la distribución se centra en la mala calidad de la
prestación del servicio y en la debilidad de los incentivos hacia la expansión de la cobertura, aspecto estrechamente relacionado con el esquema de cilindro universal. La experiencia internacional sobre el tipo de esquema operativo de cilindros muestra que “el sistema de marca” conlleva fuertes elementos de eficiencia y calidad. Un esquema de marca registrada con propiedad de los cilindros en cabeza de las empresas reducirá los costos de operación, vigilancia y control: no se requeriría de centros de canje, ni de fiducias, ni de control de recursos de margen de seguridad y se facilita el autocontrol entre las empresas.
21. Se debe avanzar en la separación de la actividad de transporte a granel
del GLP por ductos con el fin de facilitar las condiciones para la futura entrada de nuevos agentes en el negocio de la importación del GLP.
22. Existen condiciones favorables para avanzar hacia un esquema de
libertad vigilada en las actividades de comercialización mayorista y distribución, relacionadas con la mayor competencia entre sustitutos y la necesidad del GLP de expandirse hacia nuevos mercados.
23. El Programa de GLP Rural de ECOPETROL de los años 2004-2005 de subsidios a la inversión inicial y al consumo de dos cilindros ha sido un éxito por la aceptación en más de un 95 % de los usuarios, pero dados
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los bajos ingresos de los hogares del campo, la continuidad del consumo es dudosa.
24. Puesto que el uso de este combustible para la cocción de alimentos en
el área rural implica un cambio cultural, no bastan los esfuerzos de comercialización para su penetración en este mercado; se deben acompañar de un trabajo social que facilite a los usuarios la comprensión de las ventajas de una energía limpia y eficiente en su uso.
25. Para impulsar la penetración del GLP en los hogares rurales se requiere
definir una política de Estado que subsidie, como sucede con los otros energéticos, el GLP rural, a través de entregas subsidiadas de la inversión inicial y subsidios al consumo.
26. Se recomienda para aplicar la política anterior la creación de Zonas
Exclusivas, como se plantea en el Plan de Desarrollo, entregándola por concurso público a empresas a las cueles se les exigirá condiciones muy estrictas de operación, metas de cobertura y seguimiento a los usuarios.
27. Puede afirmarse que se empiezan a dar los primeros pasos para
asegurar la aplicación y el cumplimiento de las normas técnicas a través de la expedición de los nuevos Reglamentos Técnicos (R.T.) que se vienen adelantando para el sector energético y para la industria del GLP.
28. Los nuevos R.T. propician este cumplimiento en virtud de una directriz
novedosa, que consiste en el control y supervisión a través de los Organismos de Certificación encargados de evaluar la conformidad y expedir los certificados correspondientes.
29. La forma como opera el actual mecanismo de mantenimiento de cilindros
desincentiva al distribuidor para solicitar las operaciones de mantenimiento y reposición, debido a que los plazos que deben agotarse en el trámite correspondiente, afectan su “red de distribución”, que no le pertenece por cuanto es un “sistema Universal”.
30. El margen de seguridad disponible hasta el 2.004 estuvo por encima de
de los gastos de administración y reposición, indicando con ello la poca utilización de este mecanismo. A partir de esta fecha, la situación se revierte, tratando de recuperar la reposición que no se hizo, sin cumplir las metas inicialmente establecidas.
31. El esquema institucional vigente para la industria del GLP en Colombia plantea dos grandes barreras que entraban su accionar. Del lado estatal opera un conjunto de instituciones gubernamentales a las que se les han fijado funciones de definición de políticas, regulación, supervisión y control que no siempre actúan en coordinación. Del lado empresarial existen grandes desequilibrios en la estructura y organización, que se
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reflejan en la forma de atender los mercados, lo que ha llevado a la competencia desleal y a la misma informalidad en la prestación del servicio.
32. La existencia de un excesivo y complejo “arsenal” de instrumentos y
mecanismos de control impiden alcanzar los objetivos esperados en cuanto a exigir eficiencia y calidad en la prestación del servicio.
33. Un marcado sesgo a captar mas información financiera y contable de las
empresas antes que indicadores técnico-económicos dirigidos a la protección de los usuarios, no ha permitido a la SSPD cumplir adecuadamente sus funciones, por el contrario, se ha sentido desbordada ante la informalidad que presenta la industria.
34. Los intentos regulatorios por “reordenar la industria” no se han traducido en cambios significativos que estimulen un giro empresarial positivo, lo que muestra que en esta actividad el campo de acción es grande.
35. Llama la atención la existencia de dos agremiaciones empresariales
(CONFEDEGAS Y AGREMGAS) que llevan la vocería de la industria de acuerdo con los intereses de las empresas que las conforman, lo que evidencia la falta de unidad de criterio y de postura frente a problemas neurálgicos como el manejo del “parque universal de cilindros” o su “marcación”, las modalidades de su mantenimiento y los márgenes y principios para la determinación de los precios de este combustible, entre otros.
36. El censo industrial de establecimientos, con sus direcciones y utilización
de energía da una información sobre el usos de la energía y permite establecer todas las ordenaciones posibles por departamento, municipio, tipo de energéticos utilizados, clasificación por tipo de industria y determinar donde hay gas natural disponible. Del mismo se determina que en Cauca y Nariño hay 33 industrias y 141 en Antioquia que no utilizan aún gas natural porque no está disponible. Este universo permite concluir, como con la encuesta, que no se debe pensar que el GLP tiene futuro en la industria en los usos actuales de calderas y hornos.
37. Se realizó una encuesta a 1230 establecimientos industriales con
información sobre los energéticos utilizados y los usos, de los cuales el 80 % se localizan en Bogotá, Antioquia, Valle del Cauca y Atlántico, que reflejan el valor de la producción industrial y del consumo de energía eléctrica. El restante 20% de establecimientos encuestados pertenecen a diferentes departamentos, entre los cuales Cauca y Nariño sin disponibilidad de gas natural.
38. Se encontró consumo del GLP para calderas, hornos, montacargas y otros usos así como alta participación de gas natural, carbón, diesel oil y
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crudo. Igualmente energía eléctrica para iluminación, fuerza motriz, refrigeración y calor (cocción y calentamiento de agua.
39. El 98 % de los establecimientos industriales se encuentran en municipios con disponibilidad de gas natural y el 2 % restante están localizados en Cauca, Nariño y Antioquia. El caso de este último departamento muestra un consumo aún alto del GLP, pero se entiende que con el tiempo será sustituido por gas natural.
40. Se concluye que no es posible pensar en sustitución de otros energéticos por GLP en la industria, ya que al existir gas natural no es posible económicamente que esto ocurra en usos como calderas y hornos. La sustitución que se dará será la puesta: del GLP por gas natural a medida que los equipos que hoy utilizan el primer energético requieran renovación.
41. Las perspectivas del GLP no son negativas como podría pensarse por la
reducción de la demanda a partir de 2002. Se ha pasado por una etapa de transición de la penetración del gas natural que ha sustituido GLP y salvo algunos sitios en que aún puede penetrar este combustible, lo peor ha pasado, como lo indican la reacción hacia arriba del consumo en 2006 y las previsiones de la demanda del GLP de la UPME.
42. La demanda potencial del GLP se concentra en los hogares rurales y
urbanos, en las actividades productivas en el campo, en la petroquímica y en los equipos móviles para el campo.
43. Hay 1, 704,251 hogares rurales en 2005 que pueden pasarse a GLP, reemplazando leña, electricidad y carbón para cocción y una cantidad mucho menor en las zonas urbanas, pero que entre ambos darían un potencial de 5120 BPD, que proyectados a 2025 equivalen a 6896 BPD.
44. La agroindustria comprende todos aquellos procesos industriales que tienen insumos del sector agropecuario. En el componente industrial o se espera demanda potencial del GLP ya que la disponibilidad de gas natural, fundamentalmente, no permite la entrada del GLP. El potencial se encuentra en la parte agropecuaria.
45. En las actividades agropecuarias el potencial en 2005 era, sin considerar tractores, era de por lo menos 2000 BPD y 2918 en 2025. Si se incluyera tractores habría que agregar 7400 BPD en 2025.
46. Hay multitud de aplicaciones menores en hogares y actividades productivas que requieren cilindros de 10 y 20 libros, difíciles de cuantificar, pero que son un potencial para la utilización del GLP. Igualmente, hay posibilidades no consideradas en Colombia como en refrigeración, aire acondicionado y generación de energía eléctrica.
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47. En resumen, se podría tener una demanda para 2025 de por lo menos
34,000 BPD sin tractores y aplicaciones menores o de más de 40,000 BPD si se consideran estas aplicaciones.
48. Para 2006, la oferta neta del GLP, es decir, después de descontar los
usos petroquímicos, era de 26,000 BPD, suficiente para atender la demanda en el mediano plazo. Con la ampliación de la refinería de Cartagena, a partir de 2011 la oferta neta aumenta ligeramente a 27,000 BPD, con lo cual la demanda podría satisfacerse hasta por lo menos el año 2020 en el escenario menos agresivo, sin utilización del GLP en tractores y usos nuevos menores, generación de energía eléctrica, refrigeración y aire acondicionado, requiriéndose importaciones menores del combustible.
49. La consolidación y estabilidad del sector depende de una política clara y continua de abastecimiento con producción interna y exportaciones si fuere necesario, pues de lo contrario es muy difícil atraer inversión y que los agentes productivos implementen planes para penetrar en todos los sectores y usos potenciales.
50. El potencial calculado de demanda de GLP es el conveniente desde los
puntos de vista económica, técnica y ambiental, de ahí la necesidad de volverlo una realidad porque corresponde a una política energética correcta.
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18. RECOMENDACIONES. 1. El desarrollo del sector del GLP debe guardar coherencia con el de los
demás sectores energéticos dentro de una clara política integral que tenga en cuenta la dotación interna de recursos y los costos de los diferentes energéticos. Esto significa que no se trata de forzar el desarrollo de un sector contra otro, sino de hacer la mezcla adecuada de recursos teniendo en cuenta la canasta energética variada de Colombia.
2. La armonía del desarrollo energético colombiano implica que los precios
relativos deben guardar consistencia, evitando que a través de subsidios se produzcan distorsiones no deseadas o inconvenientes.
3. En esta forma, la distribución de energía eléctrica y de gas natural
incluyen subsidios para los estratos 1, 2 y 3 y sobrecostos para los estratos 5 y 6 y las actividades productivas; el etanol está subsidiado para promover su utilización; la electrificación rural se ha beneficiado de inversión del estado; la electrificación inicial del país fue un objetivo de muchos gobiernos hasta comienzos del deceno de los ochenta que financiaron la inversión en generación, transmisión y distribución y los combustibles para el transporte han estado por debajo del costo de oportunidad de importación y/o exportación. El único energético que no ha tenido diferenciación de precios por estratos o sectores ha sido el GLP.
4. El GLP tiene ventajas económicas, de eficiencia energética y de efectos
ambientales que lo hacen un combustible muy apropiado para su utilización en las zonas donde no exista el gas natural y para sustituir combustibles líquidos como gasolinas, diesel oil y fuel oil, altamente contaminantes.
5. La experiencia mundial muestro que su uso es muy extenso en todos los
sectores y regiones por sus diferentes ventajas y disponibilidad y en este sentido Colombia no puede ser una excepción.
6. Se recomienda una política de Estado, con metas y acciones claras para
impulsar su utilización más eficiente, definir sectores prioritarios e incentivos sí es necesario por razones estratégicas y de beneficio social.
7. El primer sector prioritario de la acción estatal debe ser la aceleración de
la penetración del GLP en las zonas rurales para uso residencial, que requiere de la promoción por el Estado a través de programas como el Gas para el Campo de ECOPETROL, de alto contenido social, en que los beneficios sociales están por encima de los costos.
8. Dados los beneficios sociales de eliminar el consumo de leña, facilitar a
los hogares rurales un combustible moderno y de contribuir a eliminar las enfermedades pulmonares, se propone un plan para llevar el GLP a las zonas rurales a través de la Definición de Zonas Exclusivas de uso,
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entregadas por concurso público a empresas que cumplan estrictos requisitos de organización empresarial.
9. Dentro de estas consideraciones se recomienda subsidiar el consumo del
GLP a los hogares rurales, como con los planes realizados por ECOPETROL en que se subsidian los equipos, pero adicionalmente definiendo subsidios al consumo, estratificando a los hogares rurales como ocurre actualmente en las zonas rurales para la energía eléctrica.
10. La propuesta anterior tiene su racionalidad en los siguientes factores:
Los bajos ingresos de la mayoría de las familias del campo.
Los beneficios sociales de sustituir leña.
La modernización de los hogares
El ahorro en tiempo 11. Reemplazar el sistema de cilindro universal por u no marcas.
12. Promover la masificación del GLP en las zonas rurales y estimular el uso
en el sector agropecuario permitiendo su utilización como combustible en equipos y maquinaria de transporte.
13. Igualmente, es necesaria una racionalización del número de empresas. Es
importante tener pocas empresas fuertes, con capacidad de inversión, investigación
14. Debe eliminarse el requisito de separación de actividades. Las empresas
deberían incluir las actividades de Gran Comercializador, almacenamiento, transporte, distribución y comercialización.
15. Organizar una política de educación al público de investigación y de
promoción en el sector 16. Crear el Premio Anual al Uso Eficiente y Innovativo del GLP 17. Establecer proyectos de ejemplos demostrativos de la utilización del GLP 18. Realizar una campaña educativa para promover el uso del GLP en los
sectores urbanos y rurales. 19. Solicitar al Ministerio de Minas y Energía coordinar conjuntamente con la
CREG, la Superintendencia de Servicios Públicos y el Gremio o Gremios representativos de esta industria, adelantar campañas educativas a los usuarios para la eficiente promoción y uso de este servicio.
20. Garantizar una oferta compatible con la demanda potencial del GLP que
asegure su abastecimiento en el corto, mediano y largo plazo con producción interna e importaciones si fuere necesario.
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21. Asegurar la infraestructura de transporte requerida para abastecer de manera económica y eficiente el GLP, para lo cal el gobierno debe diseñar un plan de ductos, incluyendo la necesaria para importar por la Costa Atlántica o Pacífica.
22. Mejorar la calidad del GLP producido en las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja para cumplir con los estándares internacionales y que sea compatible con los precios pagados al productor en la fórmula tarifaria que regula el precio del GLP.
23. Realizar campañas de uso del GLP compartidas entre el capital privado y
el gobierno. 24. Desincentivar el uso de combustibles contaminantes como el diesel, el
keroseno, el fuel oil y la gasolina, a través de normas muy estrictas y penalizaciones en los precios.
25. Desarrollar campañas comprensivas de mercado para crear la conciencia
de utilizar maquinaria agrícola con GLP. 26. El gobierno tiene muchas herramientas para promover el GLP: incentivos,
regulaciones, normatividad, financiación de investigación, desarrollo y demostración, educación pública y castigo a los combustibles por sus efectos ambientales.
27. Crear en la UPME y/o en el Ministerio de Minas de Minas y Energía un
grupo de expertos dedicado exclusivamente a pensar sobre el sector del GLP.
28. Desarrollar una campaña para hacer conocer las innumerables
posibilidades en cuanto a usos y tecnologías del GLP, para lo cual se recomienda la unión gobierno, productores potenciales de aparatos y distribuidores del combustible para llegar a los usuarios con publicidad, talleres, seminarios, concursos y educación.
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