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Experiencia de Promigas traspasa fronterasPara Promigas, 2007 marcó un hito en su proceso de expansión hacia países de América Latina, como inversionista directo y a través de las empresas en las que tiene participación accionaria.

Es así como, en búsqueda de la internacionalización de su modelo de distribución de gas natural, que ha sido exitoso en Colombia, Promigas adquirió 40% de Gas Natural de Lima y Callao S.A., Cálidda, empresa distribuidora de gas natural en la ciudad de Lima.

En febrero de 2007, la Organización Terpel, empresa de su portafolio de inversiones, se estableció en Panamá con la compra del 100% de Conade, compañía dedicada al negocio minorista y mayorista de combustibles líquidos en ese país, a través de 53 estaciones de servicio de su propiedad que operan bajo la marca Accel. Esta cuenta con una participación de mercado del 12,8%.

Igualmente, al final del año se adquirieron las 205 estaciones de servicio operadas por la multinacional Repsol-YPF en Chile,

con lo que la Organización Terpel logró incursionar en ese mercado con una participación del 12,4%. Con esta adquisición, Terpel tiene ahora presencia en Colombia, Ecuador, Panamá y Chile, consolidándose como protagonista de importancia en Latinoamérica.

Por su parte, Gazel, compañía que comercializa gas natural vehicular en la que Promigas tiene inversiones, continuó con la expansión de las redes de servicio de sus filiales en los mercados internacionales. Es así como en Perú, PGN finalizó el año con 6 estaciones, 4 más que en 2006, y registró ventas por 22 millones de m3. En México, Ecomex, que a partir de 2008 utilizará la marca Gazel, vendió 16,8 millones de m3 a través de sus 3 estaciones, y en Chile, CGN adelanta la construcción de su primera estación.

De esta forma, Promigas sigue trabajando activamente en el cumplimiento de su visión y propendiendo por llevar su conocimiento y experiencia en el desarrollo de mercados de energía a otros países en América Latina.

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Promigas: Líder en éticay responsabilidad socialSegún resultados de Merco, monitor de reputación corporativa, Promigas ocupa el puesto 35 en el ranking general de reputación corporativa y el primer lugar en la variable de ética y responsabilidad social

Recientemente las organizaciones han dado paso a comportamientos corporativos más reflexivos y responsables y se percibe un mayor equilibrio entre el rendimiento total para el accionista y la competitividad de su oferta comercial y el resto de los stakeholders y, especialmente, sus empleados y la comunidad en la que esta se desenvuelve, dando origen al concepto de responsabilidad social corporativa.

De esta forma, la sociedad está cambiando las condiciones de la relación de las instituciones con sus diferentes públicos y en el contexto de esta nueva lógica empresarial se sitúa

la creciente preocupación de las organizaciones por su reputación corporativa.

Merco, Monitor Empresarial de Reputación Corporativa, tuvo su origen en el año 1999, en España, como resultado de una investigación en la Universidad Complutense de Madrid, una de las más prestigiosas de ese país. En la actualidad y tras siete ediciones de Merco en España, el monitor se ha convertido en un referente con alto poder de influencia en el mundo empresarial español. La misión del Merco es evaluar anualmente la reputación de las empresas y de los líderes empresariales a través de una instancia

independiente y de acuerdo con una metodología rigurosa y homologable.

En 2007, Merco decidió iniciar la evaluación en Colombia y, en los resultados conocidos recientemente, Promigas ocupó el puesto 35 en reputación corporativa entre las 100 empresas del ranking general y el 4 en el sector servicios públicos.

Entre los factores de reputación que incidieron en estos resultados, y en los que Promigas superó a las otras empresas encuestadas, se encuentran: resultados económico-financieros, dimensión y tamaño, estrategia competitiva,

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ética y responsabilidad corporativa, oferta comercial y distribución, y dimensión global/presencia internacional.

En el análisis por variable, Promigas ocupó el primer lugar en ética y responsabilidad social corporativa, la cual fue destacada por los encuestados como la de mayor importancia.

Por su parte, Antonio Celia Martínez-Aparicio, Presidente de Promigas, ocupó el lugar número 18, entre sus colegas a la cabeza de las principales organizaciones en Colombia, y el 3 entre los líderes de las empresas de servicios públicos.

Comparación de los factores de Reputación de Promigas - Total MERCO

Resultados Económico-Financieros 14.0 9.2

Solidez y Dimensión Económico-Financiera 4.7 1.2

Calidad de la Información Económico-Financiera 1.0

Oferta Comercial y Distribución 9.3 16.2

Valor de la Marca 4.7 3.3

Calidad del Producto / Servicio 4.7 7.2

Servicio al Cliente 4.7 1.8

Estrategia Competitiva 11.6 6.2

Marketing y Comunicación 2.3 4.7

Cultura Corporativa y Calidad Laboral 4.5

Gestión y Liderazgo 7.0 8.9

Ética y Responsabilidad Corporativa 11.6 8.5

Confianza y Credibilidad 4.7 4.9

Comportamiento Medioambiental 3.0

Dimensión Global / Presencia Internacional 7.0 5.7

Dimensión y Tamaño 14.0 8.5

Innovación 4.5

Inversión en I+D 0.6

Nuevos Productos y Servicios 0.2

0% 5% 10% 15% 20% 25%

Promigas Total MERCO

Las cualidades que lo destacan, según los entrevistados, son: su capacidad estratégica y visión, el ser emprendedor y arriesgado, su ética y responsabilidad social corporativa, su éxito empresarial y el logro de objetivos, su habilidad como negociador y gestor de crisis y su capacidad de comunicación.

Metodología Merco

La mayoría de los estudios sobre reputación se basan en una única evaluación, por medio de encuestas, entre directivos y ejecutivos. La diferencia de Merco es la realización, además, de una segunda evaluación por parte

de expertos y de una tercera evaluación directa, en ambos casos, en cada una de las empresas que figuran en el ranking provisional de reputación corporativa.

En la segunda, los expertos evalúan cada una de las siguientes variables: resultados económico-financieros, ética y responsabilidad social corporativa, reputación interna, dimensión internacional, calidad laboral, calidad de la oferta comercial e innovación. En la tercera, técnicos de los institutos de investigación verifican la reputación de cada una de las empresas, mediante un “cuestionario de méritos”.

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Ficha técnica del estudio.

• Universo: 5.483 ejecutivos de primera línea de las principales empresas colombianas.• Muestraobtenida: 504 casos. Supone un error teórico de muestreo del ±4,25% con un nivel de confianza del 95,5 (p=q).• Tipodeentrevistaytrabajodecampo: Postal y Web. Desde diciembre de 2007 hasta mayo de 2008.• Evaluacióntécnica: Entrevistas y/o análisis de la información de las 75 primeras empresas.• Evaluacióndeexpertos:189 en total, agrupados según su especialidad para cada una de las variables.

Variables MercoValoración media de

importancia

Desviación típica

Resultados económico-financieros 8,4 1,8

Calidad de la oferta comercial 8,7 1,7

Calidad laboral 8,5 1,8

Ética y responsabilidad social corporativa 9,1 1,9

Dimensión global de la empresa 7,5 1,9

Innovación 8,6 1,7

1º Promigas

2º Federación Nacional de Cafeteros

3º Grupo Carvajal

4º Carbones Cerrejón

5º Isagen

6º Isa

7º Corona

8º Epm (Empresas Públicas de Medellín)

9º Ecopetrol

10º Manuelita

Ranking:10 Primeras empresas - Ética y Responsabilidad Social

Importancia de las Variables MERCO de empresas

Total MERCO:Datos 1ª edición

Una vez procesados los resultados, se elaboran dos rankings de reputación: Las 100 empresas con mejor reputación corporativa y los 100 líderes con mejor reputación en Colombia. Igualmente, se determinan rankings por sectores y por variables.

El Merco es reconocido como uno de los monitores de mayor prestigio en el mundo junto a The Global Most Admired Companies difundido por Fortune y Britain´s Most Admired Companies que publica Management Today.

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Promigas hace presencia en México D.F. con su empresa GazelCon la asistencia de empresarios, autoridades y representantes del sector gas natural en México, se llevó a cabo la presentación de Gazel, empresa cuya actividad principal es la comercialización del gas natural vehicular, GNV.

Esta compañía, de la cual Promigas es accionista, inició operaciones en ese país, en 2006, con la apertura de 3 modernas estaciones de servicio dedicadas a la distribución y venta de gas natural para vehículos.

“El gas natural vehicular es una alternativa importante para mejorar la atmósfera de la zona metropolitana del Valle de México. Además de lograr significativos beneficios ambientales, nuestra propuesta comercial ofrece el combustible

vehicular más económico del mercado con descuentos de consumo del 30%, en comparación con la gasolina”, manifestó Luis Méndez, Director General de Gazel México.

Gazel se proyecta como una organización experta, disciplinada, moderna y cercana. Cuenta con un equipo humano competente y motivado para lograr la satisfacción de sus clientes. Su visión es consolidarse, en los próximos 5 años, como líderes en la industria del GNV en Colombia y desarrollar negocios afines en países andinos.

En Colombia, sigue siendo el principal comercializador de GNV con una participación del 40% del volumen de gas vendido por medio de una red de 153

estaciones de servicio, que representan 39% de los puntos de venta del país.

De igual forma, continúa con su expansión en otros mercados internacionales, a través de sus filiales PGN, en Perú, que finalizó el año con 6 estaciones, y CGN, en Chile, que adelanta la construcción de su primera estación.

Gracias a la gestión iniciada por Promigas hace más de 20 años, la cifra de vehículos convertidos a gas natural en el país es cercana a los 233.000, lo que ubica a Colombia en el séptimo lugar a nivel mundial en vehículos convertidos a gas natural vehicular, superando a China y a Estados Unidos. Cabe subrayar que entre 2001 y 2006 se convirtieron más de 150.000 vehículos.

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Promigas presenta en Brasil la exitosaexperiencia colombiana de la masificación del gas natural

Experiencia de Promigas en escenarios internacionales

En el marco del evento “Gas Summit Latin America 2008”, Jairo De Casto, Gerente de Nuevos Negocios de Promigas, fue ponente con la conferencia “Apertura Económica del Sector Privado, Planes Gubernamentales de Desarrollo Energético y el Crecimiento del Gas Natural en Colombia”, en la que presentó los aspectos más relevantes de la experiencia de Promigas en la evolución del sector en este país.

Como antecedentes del desarrollo de este importante tema se señalaron el impacto del plan de masificación del gas natural en Colombia, el cual se inició a finales de la década de los 80 y que ha permitido

pasar de 200.000 usuarios en aquel momento a 4,6 millones de usuarios, es decir, más de 20 millones de personas que reciben el servicio, en 2008, superando las metas inicialmente establecidas para 2010.

Esta rápida penetración ha representado grandes beneficios para el país, teniendo en cuenta, entre otros aspectos, que el gas natural es un servicio que impacta de manera positiva las condiciones de vida de los habitantes pertenecientes a los estratos socio económicos más necesitados.

“Todo este desarrollo: el número de usuarios, la importancia del esquema de contribuciones

y subsidios y la signifitiva penetración en los sectores industrial y residencial han permitido sustituir otros combustibles más costosos para el país, generando ahorros y múltiples beneficios” comentó Jairo De Castro en su charla.

El evento contó con la asistencia de importantes personalidades del sector gas de Brasil y de otros países de América Latina y tuvo el apoyo de las Naciones Unidas y de los principales órganos y asociaciones del sector energético latinoamericano.

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Promigas Telecomunicaciones amplía su cobertura en Colombia

En 2001 Promigas Telecomunicaciones comenzó operaciones en las ciudades de Barranquilla y Cartagena, en 2006 llegó con su oferta de servicios a Bucaramanga y, recientemente, ingresó a la ciudad de Cali, donde suministra soluciones de conectividad en fibra óptica a los operadores de telecomunicaciones con presencia en el Valle del Cauca.

“La llegada de Promigas Telecomunicaciones a la ciudad de Cali contribuye con el desarrollo del sector. Somos una empresa visionaria, innovadora y moderna, con tecnología acorde con las exigencias del cambiante mundo de las telecomunicaciones y de los negocios, que en la actualidad

presta sus servicios, con una red propia, a los más importantes operadores nacionales. Estamos preparados para atender, a través de ellos, a los operadores de voz y a los mercados financiero, comercial, industrial, educativo e institucional”, señaló Roberto Alcocer, Presidente de Promigas Telecomunicaciones.

Esta empresa está especializada, a nivel nacional, en la prestación a otros operadores de servicios metropolitanos de banda ancha en fibra óptica, con capacidad para la transmisión de datos, voz y video y altos niveles de calidad, disponibilidad, eficiencia y flexibilidad.

“Hemos implementado nuestra política de servicio al cliente

centrada en el claro interés de ofrecer un servicio de calidad, oportuno y eficiente, que supere las expectativas de nuestros clientes. Para ello contamos con un equipo humano competente, que trabaja intensamente con la convicción de la importancia que tienen la calidad, la disponibilidad y la transparencia en la operación”, aseguró Alberto Polifroni, Gerente Comercial.

El backbone de la compañía comprende 330 kilómetros de fibra óptica en forma de anillo en las 4 ciudades donde hoy opera, antes mencionadas. Para el diseño de las redes se ha tenido en cuenta, principalmente, el cubrimiento de las zonas industriales, comerciales y financieras, así como los puntos

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de concentraciones de los operadores locales y nacionales. Adicionalmente, se dispone de más de 300 kilómetros de acceso en fibra óptica.

Promigas Telecomunicaciones posee un moderno y funcional centro de gestión operado y atendido por profesionales altamente calificados, el cual está dotado con sistemas que permiten ofrecer monitoreo de todas las ciudades en tiempo

real y simultáneo, así como control y configuración remota de manera centralizada sobre todos los elementos de la red, incluidos los equipos instalados en el usuario final.

La compañía tiene el compromiso de suministrar soluciones integrales de óptimo desempeño en telecomunicaciones, ajustadas a estándares técnicos nacionales e internacionales que cumplan con los acuerdos suscritos en tiempo, calidad y servicio.

“Nuestro compromiso de servicio, resumido en un principio fundamental, la transparencia, es el eje fundamental de nuestras relaciones de negocios en un modelo de servicio que no incluye la atención al consumidor final sino a los operadores. Somos un aliado estratégico ideal para los operadores de

De izquierda a derecha: Benjamín Barán Cegla, conferencista paraguayo; Yezid Donoso Meisel, conferencista colombiano; Roberto Alcocer Rosa, Presidente de Promigas Telecomunicaciones; Alberto Polifroni Benedetti, Gerente Comercial de Promigas Telecomunicaciones y Alfredo Zúñiga Mennuto, Gerente Técnico de Promigas Telecomunicaciones

telecomunicaciones”, agregó Roberto Alcocer.

Para cumplir con los requerimientos de los operadores y sus respectivos clientes, la compañía cuenta con dos plataformas: una multiservicios que soporta diferentes protocolos de acceso, conocida en telecomunicaciones como SDH, y otra de última generación, denominada MetroEthernet, de 10 Gbps. La conexión de sus enlaces es en fibra óptica extremo a extremo y tiene la flexibilidad necesaria para lograr la rápida migración hacia velocidades superiores.

Promigas Telecomunicaciones cuenta con la solidez financiera y el respaldo de Promigas, organización de amplia trayectoria en el transporte de gas natural en Colombia, con más de 35 años de experiencia.

Cali

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Convenio interinstitucional Banco Mundial-Promigas para trabajar en la masificación del gas natural en ColombiaEl convenio entre Promigas y el Banco Mundial busca subsidiar la conexión a gas natural en estratos 1 y 2. La inversión total será de 4,9 millones de dólares y su implementación concluirá a finales de 2008.

Promigas gestiona fondos a través del Banco Mundial para beneficiar con gas natural a hogares de escasos recursos

A marzo de 2008, más de 30.000 hogares en la Costa Caribe y del suroccidente del país se habían visto beneficiados con el subsidio para la conexión al gas natural, como resultado de un proyecto desarrollado por Promigas y la Asociación Mundial para la Ayuda en Función de los Resultados (GPOBA) del Banco Mundial.

Este proyecto, iniciativa de Promigas y ejecutado por sus empresas distribuidoras y la Fundación Promigas, fue seleccionado por el Banco Mundial dado su propósito principal de desarrollar, de manera sostenible y a largo plazo, la Costa Caribe y el sur occidente del país.

Gracias a esta gestión, familias de estratos socioeconómicos 1 y 2 harán parte del proceso de masificación que ha vivido el sector gas natural en los últimos 10 años, y que hoy en día alcanza los 4,5

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Si desea conocer el documento publicado por el Banco Mundial, puede acceder a la siguiente dirección:http://www.gpoba.org/docs/OBApproaches17_ColombiaNatGas.pdf

SobrelaGPOBA

La Asociación Mundial para la Ayuda en Función de los Resultados (GPOBA) fue creada en enero de 2003 por el Departamento para el Desarrollo Internacional del Reino Unido (DFID) y el Banco Mundial. Su finalidad es financiar y documentar mecanismos de ayuda en función de los resultados para la prestación sostenible de servicios básicos a aquellas personas que se encuentran en desventaja para costearlos. Los sectores en que se concentra esta asociación son: abastecimiento de agua, saneamiento, telecomunicaciones y transporte, entre otros servicios.

millones de usuarios, casi 45% de la población colombiana.

“Convencidos de que así mejoramos de manera significativa la calidad de vida de los colombianos, trabajamos cada día para llevar el gas natural a más personas y poblaciones que no tienen acceso a este combustible y que no cuentan con los recursos suficientes para conectarse al servicio”, afirma Antonio Celia, Presidente de Promigas.

A finales de este año se espera cumplir con la meta establecida para que los hogares favorecidos puedan disfrutar de beneficios como economía y seguridad, frente a otras fuentes de energía alternas, favoreciéndose también al medio ambiente.

Aunque el subsidio cubre 38% del costo total de la conexión, muchas familias no cuentan con los recursos para pagar inmediatamente el excedente, razón por la cual las compañías distribuidoras asumen el importante rol de financiar a seis años el 62%.

Para la implementación exitosa de las nuevas conexiones a gas, se cumplen las siguientes cuatro etapas: identificación de los hogares de estratos 1 y 2, de acuerdo con la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios;

realización de las conexiones por parte de las compañías distribuidoras y documentación del cumplimiento con los estándares de calidad; revisión de cada conexión y realización de interventorías técnicas al azar por parte de la Fundación Promigas; y por último revisión a cargo de la GPOBA de las verificaciones hechas por la Fundación Promigas y desembolso de los respectivos fondos.

Este proyecto se suma al compromiso y esfuerzo permanentes de Promigas por llevar el gas natural a la población más necesitada del país, que ya ha tenido resultados como los experimentados por las más de 10.000 familias de 13 localidades del Caribe colombiano, beneficiadas con el convenio de cooperación con el gobierno de Holanda por un millón de euros, para financiar, al igual que el proyecto con el Banco Mundial, conexiones domiciliarias de gas natural.

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Gas natural: Servicio público mejor percibido por los usuariosRepresenta un logro para el sector el hecho de que el gas natural haya sido calificado por sus usuarios, por tercer año consecutivo, como el servicio público con mayor nivel de satisfacción.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, contrató con Ipsos-Napoleón Franco & Cía. S.A. la realización de un estudio técnico para medir el grado de satisfacción de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios a nivel nacional.

De acuerdo con esta encuesta, el servicio de gas natural fue el mejor calificado con un Nivel de Satisfacción del Usuario, NSU, de 78,63%, resaltando que la percepción más positiva se obtuvo en los departamentos de La Guajira, Bolívar y Córdoba de la Costa Atlántica, área de influencia de algunas de las distribuidoras en las que Promigas tiene inversión.

El NSU es un indicador numérico que va de 0 a 100, donde 0 es el nivel más bajo y 100 el nivel más alto de satisfacción que se calcula para cada usuario tomando en cuenta la importancia de cada momento de relación entre el cliente y el prestador del servicio, evaluado de acuerdo con su experiencia.

Para los diferentes niveles de información que se presenta en este estudio, el NSU se calcula como el promedio aritmético de los NSU de todos los usuarios que interactúan con los diferentes procesos que intervienen en la prestación del servicio.

NSU Comparativo 2006-II y 2007 - Total nacional

Acueducto Formal

65,03* 65,70* 64,58 62,66

Energía

67,67 68,68 68,76 66,19

Alcantarillado

67,18 68,98 70,3 70,25

Aseo

67,11 68,38 66,96 64,38

Gas Naturalpor Redes

78,76 78,67 78,12 77,34

Gas en Cilindro

70,42 72,43 71,38 71,4

Teléfono Fijo

69,14 70,03 67,19 66,63

En los datos de 2007 que se presentan para efectos comparativos se excluyen

las ciudades adicionales por no haber sido seleccionadas dentro del marco muestral

2007 2006-II

2006-I 2005

* Corresponde al NSU de domicilios de la muestra que tienen el servicio con una empresa, entidad u organización prestadora reportada en el Sistema Único de Información - SUI, denominado para efectos de este estudio acueducto formal.

BaseExpandida: 10358584Muestral: 15353

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FichaTécnica

• Objetivo:Realizar un estudio técnico para el levantamiento, procesamiento y análisis de la información, que le permita a la SSPD medir el grado de satisfacción de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios a nivel nacional, así como la percepción respecto a la función que cumple esta entidad.

• Naturalezadelainvestigación:Cuantitativa.• Técnicaderecolección:Encuesta personal con aplicación de cuestionario estructurado, en el domicilio, ya sea

viviendas residenciales o no residenciales (comercio, industria u otros no residenciales).

Otros resultados sobresalientes

A la pregunta de si pudieran cambiar de empresa prestadora de servicios, sólo 5,6% de los usuarios del gas natural manifestaron esta intención.

Adicionalmente, el precio del servicio de gas natural fue considerado como justo por 77,2% de los usuarios, quienes lo perciben como el que menos interrupciones presentó durante el periodo evaluado.

En la ejecución de este estudio se entrevistaron 15.353 domicilios usuarios de servicios públicos en 188 municipios del país, muestra representativa de más de 10 millones de colombianos. Los resultados permitirán a las empresas de servicios públicos diseñar programas para mejorar su NSU, a partir de las oportunidades identificadas.

NSU Comparativo 2006-II y 2007 - Total nacional

2006-II

Total 78,63 78,67

Caldas 84,46 83,51

Bolívar 83,98 82,29

Córdoba 83,62 82,72

La Guajira 83,46 94,36

Antioquia 83,30 85,68

Risaralda 81,03 81,98

Quindío 80,57 94,80

Magdalena 79,87 82,44

Santander 79,43 75,58

Meta 78,29 76,83

Valle del Cauca 76,94 79,54

Bogotá 76,80 74,65

Atlántico 76,74 82,77

Cesar 76,47 75,18

Boyacá 76,15 76,53

Tolima 75,48 76,42

Cundinamarca 75,19 78,47

Norte de Santander 75,17 80,47

Huila 74,95 75,69

GrupoObjetivo

• Sectorresidencial:Hombres y mujeres mayores de 18 años residentes habituales de domicilios de estratos 1 al 6, responsables de la administración o el pago de los servicios públicos ubicados en áreas urbana y rural.

• Sectornoresidencial(comercio,industriauotrosnoresidenciales):Persona responsable o encargada de la administración de los servicios públicos (gerente financiero o administrativo o su equivalente), ubicados en áreas urbana y rural.

• Marcomuestral:Número de usuarios por municipio para cada uno de los 53 mercados definidos por la Superservicios. Dicho marco se construyó a partir de la información reportada al Sistema Único de Información, SUI, por las empresas de servicios públicos que comercializan energía eléctrica.

• MetodologíaparaelcálculodelNSU:Modelo de ecuaciones estructurales.• Fechadetrabajodecampo:Desde el 27 de septiembre hasta el15 de noviembre de 2007.• Tamañodelamuestra: 15.353 domicilios expandida: 10.358.584 domicilios.

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: : : : G A S N A T U R A L

Distribution of proved reserves in 1987, 1997 and 2007 Percentage

1987 Total 106.86 trillion cubic metres

1997 Total 146.46 trillion cubic metres

2007 Total 177.36 trillion cubic metres

4.44.5

8.2

33.5

41.3

8.2

4.25.7

7.3

41.7

33.8

7.3

4.49.5

7.9

42.2

29.2

6.9

Europe & Eurasia

Africa

Middle East

North America

S. & Cent. America

Asia Pacific

Una mirada al Gas Natural Licuado (GNL)

Desde 1990 el gas natural ha tenido una importante influencia en el crecimiento del consumo energético mundial. Expertos en la materia consideran que esta tendencia se mantendrá por lo menos hasta 2020 y estará impulsada principalmente por la demanda en generación, la cual podría suponer hasta un 30% de la electricidad producida.

Las reservas probadas1 de este combustible a nivel mundial, a 2007, alcanzan los 177,36 trillones de metros cúbicos (6.263,34 TPC), de las cuales más del 66% se encuentran distribuidas entre Rusia (25,2%) y los países del Medio Oriente (41,3%), donde se destacan Irán (15,7%) y Qatar (14,4%). (Ver gráfico 1)

1 Aquellas que se puede afirmar son susceptibles de ser explotadas en el estado actual de la tecnología de manera económicamente viable con un grado de certeza superior al 90%.

2 El ratio R/P se obtiene al dividir las reservas probadas que permanecen al final de un determinado año sobre la producción de ese mismo año, indicando así el tiempo que durarían esas reservas si la producción se mantuviera en ese mismo ritmo.

Gráfico 1. Distribución de las reservas probadas en 1987, 1997 y 2007

En cuanto a la producción de gas natural, esta ascendió en 2007 a 2.940 billones de metros cúbicos, situándose Rusia y Estados Unidos como los principales productores con 20,6 y 18,8% respectivamente, seguidos lejanamente por Canadá (6,2%), Irán (3,8%) y Argelia (2,8%).

Los valores anteriores permiten obtener un ratio R/P mundial2 de 60,3 años, aunque para el Medio Oriente este valor supera los 200 años.

Si se analiza el consumo de gas natural, se encuentra que Estados Unidos, con 22,6%, y Rusia, con 15,0%, son los mayores consumidores mundiales. Los países de Europa y Eurasia, luego de descontar a Rusia, contribuyen

: : : : G A S N A T U R A L

Natural gas

LNG

S. & Cent. America

Europe & Eurasia

Mexico

Canada

US

Africa

Asia Pacific

Middle East

4.2

107.313.2

8.8

9.9

41.9

6.1

6.2

23.1

6.2

69.716.4

124.4

41.9

9.9

5.4

12.8

2.622.6

4.5

5.4

3.2

14.4

7.6

23.1

17.6

8.6

16.1

44.33.314.1

8.5

Consumption by regionBillion cubic metres

082 38 48 58 68 78 88 98 09 19 29 39 49 59 69 79 89 99 00 10 20 30 40 50 60 70

3000

2500

2000

1500

1000

500

Asia Pacific

Rest of World

North America

Europe & Eurasia

World natural gas consumption rose by 3.1% in 2007, slightly above the 10-year average. The US accounted for the largest increment to growth, rising by 6.5%. In addition to North America, only Africa and Asia Pacific recorded above-average regional growth. Chinese consumption rose by 19.9%, while EU consumption fell by 1.6%.

conjuntamente con 24,4% del consumo mundial, mientras que regiones como Asia Pacífico y Medio Oriente aportan, en su orden, 15,3 y 10,2%. (Ver gráfico 2)

El panorama anterior hace evidente la deslocalización existente entre los países que poseen las mayores reservas de gas natural, los principales centros de producción y los lugares de mayor consumo a nivel mundial. Existen amplias reservas en áreas donde no

Figura 1. Principales volúmenes comercializados

Gráfico 2. Consumo por región

hay un mercado significativo y adicionalmente grandes distancias entre estas reservas y los mercados finales. Pero ha sido precisamente esta situación la que ha estimulado y dinamizado el desarrollo de flujos internacionales.

Para esto se ha recurrido tanto a los gasoductos como al gas natural licuado (GNL), transportado este último a través de grandes buques-tanques marítimos. Y aunque históricamente han sido

utilizados en mayor proporción los gasoductos, en los últimos años el GNL ha sufrido un significativo crecimiento debido principalmente a:

• laprogresivaseparaciónentrelos centros de producción y de consumo,

• lareduccióndecostosenla cadena del GNL debido a mayores eficiencias y economías de escala,

• lanecesidaddeflexibilizarlaoferta del gas natural hacia los mercados internacionales.

Es así como en el último año, 29,2% del volumen de gas natural comercializado internacionalmente fue transportado en forma de GNL. (Ver figura 1 y gráfico 3)

Descripción general: ¿Qué es GNL?

El gas natural licuado, GNL, es la forma líquida del gas natural. Para tenerlo en este estado, el gas natural es enfriado hasta el punto en que se condensa, lo cual ocurre a una temperatura de aproximadamente -161 °C y a presión atmosférica.

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: : : : G A S N A T U R A L

Bcm 37-38%

30-31%

Share of LNG in the total

22.2%

21.6%

23.5%

15.6%

PipelinesLNG

5.9%

Source: CEDIGAZ 2006

1400

1200

1000

800

600

400

200

1970 1980 1990 2000 2004 2010 20200

Este proceso, denominado licuefacción, permite reducir su volumen en aproximadamente 600 veces, facilitando así su almacenaje en grandes cantidades y su transporte a largas distancias, incluso aquellas fuera del alcance de los gasoductos. De esta manera, la tecnología del GNL hace que el gas natural esté disponible en prácticamente todo el mundo.

Características del GNL

El gas natural está compuesto principalmente por metano, pero también contiene etano, propano e hidrocarburos más pesados. Pequeñas cantidades de nitrógeno, oxígeno, dióxido de carbono, sulfuros y agua pueden también estar presentes en el gas natural.

El GNL es una forma muy pura del gas natural, ya que para que este pueda ser licuado se requiere la remoción de cualquier impureza:

• Helio: por su valor económico y los problemas que pudiera producir durante el proceso de licuefacción.

• Azufre: es corrosivo para los equipos.

• Mercurio: es corrosivo para los equipos y puede depositarse en instrumentos y alterar las mediciones.

• Dióxidodecarbono: es corrosivo para los equipos y se solidificaría a las condiciones de licuación.

• Agua: al enfriar el gas se congelaría formando hielo o hidratos que causarían bloqueos en los equipos.

• Hidrocarburospesados: al igual que el agua podrían congelarse. Adicionalmente, como el GNL producido será usado en procesos de combustión, se requiere controlar tanto su poder calorífico3 como el índice de Wobbe4.

La remoción de estos contaminantes hace que el GNL esté mayormente compuesto de metano y lo convierte, luego de

ser regasificado en una terminal de recibo, en una fuente muy limpia y confiable de gas natural. Adicionalmente, es inodoro, incoloro, no corrosivo y no tóxico.

El GNL es también un líquido criogénico5, con una densidad de alrededor del 45% de la densidad del agua.

Debido a las temperaturas a las cuales el GNL es licuado, este no puede estar odorizado ya que el odorante se congelaría, pero una vez regasificado, el gas natural puede ser odorizado sin ningún inconveniente.

Historia del GNL

La licuefacción del gas natural se remonta al siglo 19, cuando el químico y físico inglés Michael Faraday experimentó con el licuado de diferentes tipos de gases, incluyendo el gas natural.

Si bien la primera máquina de refrigeración a compresión fue construida en 1873 por

3 Calor desprendido en la combustión completa de una unidad de volumen de gas.4 Cociente entre el poder calorífico superior del gas y la raíz cuadrada de su densidad.5 El término “criogénico” se refiere a bajas temperaturas, generalmente por debajo de -73°C.

Gráfico 3. Transacciones internacionales de gas natural: gasoducto GNL

: : : : G A S N A T U R A L

el ingeniero alemán Karl Von Linde en Munich, fue sólo hasta 1912 que se construyó en West Virginia la primera instalación de GNL, la cual inició sus operaciones 5 años más tarde.

Los orígenes de la tecnología de licuefacción del GNL están estrechamente ligados con el desarrollo de las primeras técnicas de licuefacción del aire. El primer uso de GNL fue para recuperar helio del gas natural. El proceso se basaba en la licuefacción de los hidrocarburos que contenían helio, dejando este último en fase gaseosa; después de la extracción del helio el GNL era nuevamente vaporizado.

La primera planta comercial de licuefacción fue construida en 1941 en Cleveland, Ohio, almacenándose el GNL en tanques a presión atmosférica.

La licuefacción del gas natural elevó la posibilidad de su transporte a lugares lejanos y, en enero de 1959, el Methane Pioneer, un tanquero de la Segunda Guerra Mundial reconstruido, transportó la primera carga de GNL del mundo desde el Lago Charles en Louisiana hasta la Isla Canvey en el Reino Unido, demostrando que se podían transportar grandes cantidades de GNL de manera segura a través del mar.

Durante los siguientes 14 meses, 7 cargas adicionales fueron entregadas sin mayores problemas. Dada la exitosa función desempeñada por el Methane Pioneer, el Consejo Británico de Gas procedió a implementar un proyecto comercial para importar GNL de Venezuela a la Isla

Canvey, pero antes de que los acuerdos comerciales estuvieran terminados, grandes cantidades de gas natural fueron descubiertas en Libia y Argelia, países que se encuentran sólo a la mitad de la distancia entre Inglaterra y Venezuela.

En 1961, el Reino Unido firmó un contrato a 15 años con Argelia, el cual entraría en operación a partir de 1965, convirtiéndose así el Reino Unido en el primer importador de GNL mundial y Argelia en el primer exportador. Al año siguiente, Francia firmó un contrato similar para comprar GNL de Argelia. Desde entonces Argelia ha sido un proveedor muy importante a nivel mundial tanto de GNL como de gas natural y en 1972 inició también exportaciones de GNL hacia Estados Unidos.

En 1970, la planta de Libia en Marsa el Brega inició entregas a España y posteriormente a Italia. En 1972, Brunei pasó a ser el primer productor asiático con su planta en Lumut, la cual ha suplido tanto a Corea del Sur como a Japón.

La demanda de GNL en Asia siguió aumentando y en 1983 Malasia entró al mercado del GNL, seguido por Australia en 1989. Qatar se convirtió en productor de GNL en enero de 1997 y sólo hasta 1999 la primera planta de licuefacción de la Cuenca Atlántica en el hemisferio occidental inició producción en Trinidad.

La cadena de valor

La cadena de valor del gas natural licuado representa varios miles de millones de dólares desde su origen hasta su punto

final y comprende una serie de etapas o procesos que guardan una estrecha relación entre sí. (Ver figura 2)

Esta cadena inicia con la extracción del gas natural en los yacimientos y su envío a través de gasoductos a la planta de licuefacción.

Una vez en la planta, las impurezas que pueda contener el gas deben ser removidas para luego ser sometido a procesos de enfriamiento y alcanzar una temperatura de -161 °C.

El gas enfriado, ahora convertido en GNL, es almacenado en la planta en tanques especialmente diseñados hasta cuando llega el momento de ser cargado en buques metaneros que lo transportarán hacia los lugares de destino. Durante el viaje, el cual puede durar hasta 30 días dependiendo de la distancia entre los puertos de envío y de recibo, el GNL debe ser mantenido a la temperatura de -161 °C.

Al arribar el buque a la terminal de regasificación, el GNL es descargado y almacenado en tanques que lo mantendrán en las condiciones requeridas de temperatura hasta que sea llevado nuevamente de su fase líquida a su fase gaseosa.

Luego que el GNL ha sido calentado y se encuentra otra vez en su estado natural, el gas puede ser inyectado al sistema de gasoductos que lo transportará y entregará a los clientes y mercados finales.

19

: : : : G A S N A T U R A L

Proceso de licuefacción

La licuefacción es el proceso mediante el cual se convierte el gas natural a estado líquido (-161 °C y 1 atmósfera). En términos generales, este proceso en una planta puede resumirse en las siguientes etapas:

• ExtraccióndeCO2: el gas natural es purificado por adsorción del dióxido de carbono y el agua existente en el mismo.

• Deshidrataciónyfiltrado: la humedad del gas es extraída hasta lograr valores menores a 1 ppm. Luego se realiza un filtrado para extraer trazas de mercurio y partículas sólidas, y se separan los hidrocarburos pesados por condensación parcial.

Figura 2. Cadena de valor del GNL

• Licuefacción: el gas natural purificado es enfriado hasta aproximadamente -161 °C, que es la temperatura a la cual el metano se condensa. Este proceso está basado en los ciclos frigoríficos: el refrigerante en forma gaseosa se comprime y una vez que esté a alta presión se condensa mediante intercambio de calor con agua o aire; a continuación se expande alcanzando una temperatura muy inferior a la de condensación y se pone en contacto con el gas natural a licuar. Una vez que el gas natural ha sido licuado se somete a un proceso de expansión para poderlo almacenar a presión atmosférica. (Ver figura 3)

CompresiónIntercambiador

Expansión

GNL

GNRefrigerante

LíquidoBaja Tª

Licuación

RefrigeranteLíquidoAlta Tª

RefrigeranteVapor

Tª media

RefrigeranteVaporTª alta

Alta Presión

Figura 3. Esquema del proceso de licuefacción

Exploración y Producción

Licuefacción

Transporte

Regasificación

Ventas

: : : : G A S N A T U R A L

• Almacenamiento: el GNL producido es enviado a los tanques de almacenamiento, los cuales lo mantienen a su temperatura de licuefacción y a presión atmosférica hasta que sea transferido a los buques tanques que lo transportarán. El típico tanque de GNL tiene un diseño de doble pared: una pared interna, que es la que se encuentra en contacto con el GNL y está fabricada con materiales especializados para el servicio criogénico y la carga estructural proporcionada por el GNL, y una pared externa fabricada generalmente de acero al carbono y concreto pretensado. El espacio anular entre las dos paredes está cubierto con un aislante. Estos tanques tienen diámetros del orden de los 60 a 80 metros y alturas entre 40 y 50 metros, para capacidades que llegan hasta los 160.000 metros cúbicos.

En una planta de licuefacción existe, adicionalmente, infraestructura portuaria para permitir el arribo de los buques metaneros.

Entre otros sistemas auxiliares que también están incluidos en su diseño, se destacan los brazos de carga, que representan la unión física entre el cargamento y la terminal de carga/descarga del GNL. Están diseñados de tal forma que puedan compensar el oleaje y las mareas a las que está sometido el barco mientras se encuentra en la terminal.

Transporte del GNL

El GNL se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos. Estos buques, también conocidos como metaneros, son probablemente los barcos mercantes más sofisticados y de más alta tecnología que existen. Todos cuentan con doble casco, especialmente diseñados y aislados para asegurar el transporte seguro de la carga criogénica y prevenir cualquier goteo o ruptura en el evento de un accidente.

El GNL es almacenado en un sistema especial dentro del casco interior del buque, donde es mantenido a presión atmosférica y a -161 °C a lo largo de toda la navegación. En función del tipo de diseño utilizado para los sistemas de almacenamiento, se pueden identificar 2 tipos de metaneros que han evolucionado como los estándares:

Buques de membrana Buques de esfera

Ventajas Ventajas

• Mayoraprovechamientodelvolumen del buque

• Construcciónmásbarata• Menorobramuerta

• Independenciaestructuralentreel casco y los tanques

• Mayorcontroldelestadodela carga, ya que los tanques soportan un mayor rango de presiones

• Mejorcomportamientoencasode abordaje

Inconvenientes Inconvenientes

• Limitacionesalascargasparciales

• Comportamientoirregularantemala mar

• Inspeccionesdelasbarrerasdecontención complicadas

• Operaciónmáscostosaporelmenor aprovechamiento del espacio

• Mayorescostosdeconstrucción• Operacionesportuariasmás

complicadas

Años Tamaño estándar (m3)

1970 – 1980 120.000 – 125.000

1980 – 1990 130.000 – 135.000

1990 – 2000 135.000 – 138.000

2000 – 2005 145.000

2006 – Hasta 270.000

• EsféricootipoMoss: depósitos esféricos autosostenidos construidos en una aleación de aluminio que no están integrados en el casco del buque. Son fácilmente reconocibles, pues a simple vista sus tanques se destacan sobre la cubierta del barco.

• Membrana: depósitos construidos por una pared delicada (membrana) de acero corrugado y expandible que está protegida a través de un aislamiento por la estructura del buque. En apariencia, son bastante similares a otros cargueros, pero se pueden distinguir porque en su cubierta sobresale una gran estructura, normalmente de forma prismática.

Un buque típico metanero puede transportar alrededor de 150.000 metros cúbicos de GNL, los cuales, una vez regasificados se convierten en alrededor de 3.200 millones de pies cúbicos. Mide aproximadamente 274 m de longitud, 42 m de ancho y 10 m de casco sumergido. Estos buques pueden considerarse de grandes dimensiones si se comparan con otros de igual tonelaje, debido a la baja densidad de carga que transportan (el GNL tiene una densidad entre 0,45 y 0,47 Kg/m3).

21

: : : : G A S N A T U R A L

A finales de 2007 la flota de metaneros a nivel mundial estaba constituida por cerca de 250 buques y se estima que había más de 130 órdenes en firme para construcción de nuevos buques. Así mismo, con el aumento del mercado de transporte de GNL, el tamaño promedio de los buques ha ido creciendo con el paso del tiempo.

Últimamente han surgido proyectos alternativos para el transporte de GNL en pequeñas cantidades, ya sea en camiones o en barcos de tamaños mucho menores que los actuales.

Regasificación

Una vez que el buque tanque llega a la terminal de regasificación, el GNL es bombeado desde el metanero hasta los tanques de almacenamiento, los cuales son similares a los utilizados en la terminal de licuefacción.

Luego es bombeado a alta presión a través de diferentes componentes del terminal donde es calentado en un ambiente controlado hasta volver nuevamente a su estado gaseoso.

Dentro de los diversos equipos que se encuentran en una terminal de regasificación se pueden destacar:

• Bombascriogénicas: sirven para enviar el GNL desde los tanques de almacenamiento hasta el sistema de vaporización. Dado que el GNL es un buen lubricante (debido a su viscosidad), un buen dieléctrico y por su baja temperatura tiene un alto efecto refrigerante, estas bombas han sido diseñadas para que puedan trabajar sumergidas en GNL. Generalmente, se montan en 2 etapas: bombas primarias o de baja presión (hasta 116 psi) y bombas secundarias o de alta presión (desde 116 psi hasta 1090 psi).

: : : : G A S N A T U R A L

Colector de gasGas natural

Agua de mar

GNL

Colector de agua de mar

GNGas

GNLcombustible aire

Quemador decombustiblesumergido

Salida de los gasesde combustión

Intercambiador

•Vaporizadordeaguademar: el GNL procedente de las bombas secundarias es distribuido por un colector horizontal y por el interior de una serie de tubos verticales aleteados de aluminio que están montados en paneles y por cuyo exterior se desliza el agua. El agua entra en el vaporizador por la parte superior y cae por gravedad, circulando por las aletas exteriores de los tubos y aportando su calor (con lo que se enfría el agua) y retornando al mar. Mientras tanto el GNL circula en contracorriente por el interior de los tubos, recibe el calor del agua y se vaporiza.(Ver figura 4)

• Vaporizadordecombustiónsumergida: consta de una cuba llena de agua que contiene un quemador, un serpentín y sus diversos sistemas de control. El agua dentro de la cuba es calentada a unos 50 – 60 °C gracias a la combustión que se produce en el quemador sumergido que usa gas natural como combustible. El agua caliente así producida transmite su calor al serpentín, por cuyo interior circula el GNL que se vaporiza. (Ver figura 5)

Finalmente, los consumidores residenciales y comerciales reciben el gas para su uso diario proveniente de las compañías de gas locales o en forma de electricidad.

Figura 4. Equema de vaporizador de agua de mar

Figura 5. Equema de vaporizador de combustión sumergida

23

: : : : G A S N A T U R A L

Seguridad e impacto del GNL

Debido a su alto contenido de hidrógeno, el GNL tiene un mínimo impacto ambiental. Los principales riesgos son su baja temperatura (riesgo criogénico) y su combustibilidad.

Ante cualquier derrame o liberación de GNL, el vapor de agua presente en el aire se condensaría formando una neblina temporal, pero el GNL se evaporaría inmediatamente volviendo a su estado gaseoso y disipándose en el aire, sin contaminar el suelo ni el agua.

Todos los sistemas de producción, almacenamiento y transporte de GNL están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios. Adicionalmente, debido a que el GNL no es almacenado a presión, en caso de presentarse una ruptura en algún tanque de almacenamiento no habría una liberación masiva de energía y por tanto no podría ocurrir una explosión.

Para que una explosión se diera, el GNL debe primero retornar a su estado gaseoso, acumularse en grandes cantidades en un espacio confinado en una relación aire combustible entre 5 y 15% y encontrar una fuente de ignición.

El GNL no se prende fácilmente, su llama no es muy fuerte, no humea y no se extiende. Un incendio de GNL se combate de manera muy similar a uno de gasolina o gasóleo y no hay

peligro alguno de explosión en lugares abiertos.

La necesidad creciente de GNL ha enfocado la atención pública en la protección y la seguridad de sus instalaciones. El buen funcionamiento de estas instalaciones, tanto de embarcaciones como de terminales, y su protección contra actividades terroristas o de otras formas de accidentes, son una responsabilidad compartida por los operadores y las autoridades nacionales. Las instalaciones de GNL en tierra son localidades industriales y como tal están sujetas a todos los reglamentos y estándares ambientales y de seguridad impuestos por las diferentes autoridades.

En general, la industria del GNL ha tenido un record de seguridad industrial excelente comparado con otras plantas de refinación y petroquímicas. Ninguna industria está libre de incidentes, pero el GNL ha sido manejado con éxito por mucho tiempo, especialmente durante los últimos 40 años. En este lapso ha habido más de 80.000 viajes de embarcaciones de GNL que han cubierto más de 160 millones de kilómetros sin accidentes o problemas significativos de seguridad, ni en puerto ni en alta mar, a pesar de que atraviesan áreas de alto tráfico.

La industria del GNL ha cumplido los rigurosos estándares establecidos por Estados Unidos, Japón, Australia y los países europeos.

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Demandas Promedio Hora-Hora

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

1.500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 18 19 20 21 22 23 24

Horas del Día

Dem

anda

(kW

e)

Máximo (kWe) Promedio (kWe) Mínimo (kWe)

17

Prefactibilidad de alternativas de generación en sitio de un combinado cárnicoIntroducción

El objeto es analizar, de una manera transparente y entre las diferentes marcas de equipos, la viabilidad preliminar del proyecto y seleccionar la mejor alternativa tecnológica a implementar en el mismo, bajo una perspectiva que garantice un servicio de energía con calidad y confiabilidad.

A partir de la información actual e histórica suministrada por la empresa en relación con los consumos y demandas de energía eléctrica (matrices horarias Julio 06 – Agosto 07) y térmica para la generación y el consumo de vapor; y de los planes de crecimiento de la compañía para los próximos meses y años, se elaboraron los gráficos 1 a 5.

Los gráficos 1 y 2 ilustran los comportamientos eléctricos típicos de las demandas promedio horarias en un día de 24 horas y las demandas promedio diarias en un mes de 30 días, respectivamente. El gráfico 3 agrupa, mediante el Histograma de Frecuencias, las demandas eléctricas de la planta de acuerdo con rangos previamente establecidos. Por último, los gráficos 4 y 5 presentan el comportamiento típico para el consumo de vapor en un día promedio de 24 horas y las proyecciones de crecimiento eléctrico y térmico para los próximos 10 años, mostrando los valores máximos y promedio en cada caso.

Gráfico1.Curvadedemandaeléctricapromediohoraria

Tabla 1. Tecnologías para cogeneración según relación Q/E

Q/E Usuario Tecnología Recomendada

< 2 Motor combustión interna (MCI)

2 – 4,5 Turbina de gas (TG)

> 4 Turbina de vapor (TV)

En términos generales, la viabilidad de un proyecto de este tipo se fundamenta en la compatibilidad entre los esquemas de solución identificados y los sistemas electromecánicos de la planta. De igual manera, factores como el tipo de combustible, la compatibilidad de la relación calor/electricidad (Q/E) de la demanda y del motor térmico seleccionado, la disponibilidad de servicio y los costos de inversión y operación, impactan en gran medida los resultados finales del estudio.

La relación Q/E máxima (Dem máx térmica/Dem máx eléctrica) del consumidor es aproximadamente 1,6; lo que ubica, en primera instancia

y según este criterio, a la tecnología de Motor de Combustión Interna (MCI) como la más acorde para suplir las necesidades del sistema (ver tabla 1).

Este planeamiento adquiere mayor validez al analizar las curvas horarias de electricidad y vapor, ya que aunque la curva de los consumos eléctricos es muy plana y uniforme a lo largo del día (gráfico 1), e incluso en el mes (gráfico 2), el comportamiento

25

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Demandas Promedio Día-Día

800

900

1.000

1.100

1.200

1.300

1.400

1.500

Días del Mes

Dem

anda

(kW

e)

Máximo (kWe) Promedio (kWe) Mínimo (kWe)

D 1 D 3 D 5 D 7 D 9D 11 D 13 D 15 D 17 D 19 D 21 D 23 D 25 D 27 D 29

Gráfico 2. Curva de demanda eléctrica promedio diariadel vapor (gráfico 4) muestra variaciones significativas en los consumos a lo largo del día, lo cual se resume en unas relaciones Q/E promedio y mínima, mucho más bajas que la promedio de 1,6 calculada inicialmente.

Para complementar este análisis, factores adicionales como oferta en el mercado de equipos, cantidad de proveedores locales, disponibilidad de equipos y tiempos de entrega, e incluso la posibilidad de utilizar por mucho tiempo el sistema en ciclo abierto con la mayor eficiencia eléctrica posible, sustentan la preselección de la tecnología del MCI como la más adecuada para las necesidades actuales y proyectadas de la empresa.

Gráfico 3. Análisis de frecuencias de demandas para un mes

Análisis de Frecuencias de Demandas

0 0121

396

2030,00%

16,81%

45,00%

100,00%

0

100

200

300

400

500

1201

-130

0

1001

-120

0

1301

-140

0

0-10

00

Mayor

de 14

01

Rango de Demandas (kWe)

Frec

uenc

ia

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Frec

uenc

ia A

cum

. (%

)

Curva Promedio de Demanda de Vapor

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

0 4 8 12 16 20 24

Horas del Día

Dem

anda

de

Vap

or (l

b/h)

Proyecciones a 10 Años de Electricidad y Vapor

Prom: 1.238 kWe

Máx: 1.700 kWe

Prom: 4.473 lb/h

Máx: 8.200 lb/h

600

900

1.200

1.500

1.800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Años del Proyecto

Dem

anda

de

Elec

trici

dad

(kW

e)

3.000

4.500

6.000

7.500

9.000

10.500

Dem

anda

de

Vapo

r (lb

/h)

Prom Electricidad Máx Electricidad Prom Vapor Máx Vapor

Gráfico 4. Curva de demanda promedio de vapor diaria Gráfico 5. Curva de proyección de demanda a 10 años

: : : : G A S N A T U R A L

Esquemas de solución

En función del análisis de la información recolectada durante la primera etapa del estudio, a continuación se plantean los diversos esquemas de solución (ver tabla 2):

nominal ubicada entre los rangos mencionados.

Como criterios de selección de las diferentes marcas preseleccionadas, se consideraron entre otros aspectos técnicos:

• Cubrimientoóptimodelconsumo y demanda eléctricos.

• Mínimocostodelaenergíagenerada.

• Reducciónalmínimodelasfallas de fluido eléctrico por indisponibilidades del sistema.

• Optimizacióndelageneración,la transformación y el consumo de energía.

Especificaciones del sistema

Se evaluaron tres (3) alternativas de generación de energía con equipos de diferentes fabricantes pero con capacidades similares. Las alternativas presentan diferencias substanciales en: eficiencia, costos de inversión, periodos y costos de mantenimiento, consumo de combustible, disponibilidad del sistema y compra de energía en la red.

La tabla 3 muestra la comparación de algunas características generales de cada alternativa, incluyendo las condiciones del caso base o esquema actual.

Tabla 2. Esquemas de solución

Esquema Equipo generador Tipo

Caldera recuperadora

(vapor)

*CH ABS 2Eexhostodirecto

(agua fría)

CH ABS 2Ea vapor

(agua fría)

Caldera existente

1 MCI Autogen - - - x

2 MCI Cogen x - - x

* CH ABS 2E (chiller de absorción 2 etapas)

Tabla 3. Comparación general de alternativas

Alternativa Caso base Alt I Alt II Alt III

Generación de energía eléctrica

Fabricante - Waukesha Jenbacher Cummins

Modelo motogenerador - APG 1000 JMS 320 QSK 60G

Capacidad instalada [kWe] - 1.100 1.050 1.400

Capacidad disponible [kWe] (1) - 1.080 1.030 1.380

Producción generador [kWh/mes] - 764.000 691.000 831.000

Compra red o respaldo [kWh/mes] 903.000 139.000 212.000 72.000

Consumo gas generación [m3/mes] - 223.000 203.000 270.000

(1) Restados 20 kWe de auto-consumos.

El motogenerador a gas natural y sus equipos auxiliares se encargarán de producir la mayor parte de la energía eléctrica requerida y, a través del sistema de administración, maniobra y control de fuentes, se tomará la energía restante de la red, en caso de demandas superiores a la nominal del motogenerador y durante las paradas programadas y no programadas de la central.

En el análisis de frecuencias de demandas ilustrado en el gráfico 3 se observa que el 100% de las demandas de un mes promedio se encuentran entre 1.201 y 1.300 kWe, concentrándose el 45% entre 1.001 y 1.200 kWe. En virtud a esto, el motogenerador debe tener una capacidad

El esquema 1 propone un arreglo de autogeneración para satisfacción de las necesidades eléctricas, mientras que el esquema 2 propone uno de cogeneración para satisfacción de las necesidades eléctricas y térmicas, que involucra la producción de vapor a través del aprovechamiento de los gases de escape provenientes del motogenerador mediante una caldera recuperadora.

En ambos casos, la producción de energía eléctrica no satisfecha será cubierta mediante compra de energía a la red; y en caso de la térmica, será cubierta por el uso del sistema de generación existente en la actualidad (caldera a carbón en operación o caldera a gas natural fuera de servicio).

Esquema No. 1: Autogeneración de Energía Eléctrica

Descripción del sistema

Central de generación de energía eléctrica en sitio habilitadaparaoperarensincronismo con la red de distribución pública.

27

: : : : G A S N A T U R A L

Componentes de la evaluación económica

En la tabla 4 se señalan los principales aspectos que se consideraron dentro del análisis de las propuestas económicas para las alternativas preseleccionadas.

Resultados de la evaluación

La tabla 5 resume la evaluación del Costo Anual Equivalente (CAE) de las tres alternativas preseleccionadas versus el esquema actual de compra de energía a la red, y el gráfico 6 lo ilustra desglosado según cada concepto.

En cuanto a las inversiones aproximadas para cada sistema, el gráfico 7 muestra la comparación entre las alternativas, incluyendo el índice de inversión por kWe instalado.

El gráfico 8 ilustra la comparación del costo unitario actual de electricidad versus el costo unitario equivalente para cada una de las alternativas a lo largo del horizonte del proyecto. Estos valores incluyen, en ambos casos, la totalidad de los rubros que participan en el valor final del costo del kWh.

Para el caso del esquema actual, se incluye la facturación del suministro de electricidad y un aproximado por interrupciones del mismo asociado a la operación del equipo diesel de respaldo; y para las alternativas, los costos por inversión, el combustible, la operación de la central (energía de respaldo, administración, O&M) y cargos por ley (respaldo, impacto ambiental, etc).

Tabla 4. Componentes y características de la evaluación económica

Rubro Características

Inversión

• Estudiosdeingenieríabásicaydedetalle.• Equipos principales (motogenerador), auxiliares y las conexiones requeridas.• Montajeypuestaenmarcha:obrasciviles,mecánicas,eléctricasyde

instrumentación.• Nacionalización, seguros e impuestos.• Acometida de gas natural.• Pruebas del equipo. Commissioning and Start up.• Interventoría de obras.• Sistema de administración, maniobra y control de fuentes (sincronismo).• Equipos para envío de información al Operador de Red.• Aplicación de beneficios tributarios (Ley 1111 de 2006).

Operación • Mano de obra de técnicos y especialistas con presencia permanente en sitio.• Administración del proyecto.

Combustible • Gas natural para el motogenerador.

Mantenimiento

• Preventivo y correctivo.• Cambio y reposición de consumibles (aceites y refrigerante). Cambio de partes.• Reparaciones mayores (overhaul).• Lasdemásactividadesrequeridasparagarantizarlavidaútildelosequipos.

Otros • Cubrimiento ante imprevistos, retribución por el servicio, impuestos aplicables, etc.

Periodo de evaluación • 10 años.

Financieros y Otros

• Tasa de descuento: 15,0% ea.• Proyecciones anuales para IPC (3,7% promedio anual), IPP USA (1,33% promedio

anual) a lo largo del horizonte del proyecto, de acuerdo con publicaciones de entidades financieras.

• TRM: $ 2.200 / US$ fija durante la operación del proyecto.• Sin financiación.

Tabla 5. Costo Anual Equivalente (CAE) para las alternativas

Conceptos Caso base Alt I Alt II Alt III

Consumo Gas Motogenerador (US$) - 246.040 225.712 300.525

Electricidad Red (US$) 679.596 91.347 135.213 42.552

Cargo por Contrato de Respaldo (US$) - 4.897 4.896 4.897

AlumbradoPúblico(US$) - 5.516 7.952 2.896

Cargo por Impacto Ambiental (US$) - 5.560 5.076 6.099

Operación y Mantenimiento (US$) - 85.840 100.540 113.655

Otros – Interrupciones (US$) 2.612 - - -

Total CAE (US$) 682.207 439.200 479.390 470.624

Indicador por kWh (US$ / kWh)* 0,062 0,041 0,044 0,043

Indicador por kWh (US$ / kWh)* 138,42 89,12 97,27 95,49

* Valor indicativo calculado con base en los kWh consumidos en 1 año promedio.

Gráfico 6. CAE desglosado para cada alternativa

CAE Desglosado para Cada Alternativa

245.

562

91.3

47

4.89

7

5.51

6

5.56

0

85.8

40

0

225.

274

135.

213

4.89

7

7.95

2

5.07

6

100.

540

0

299.

941

42.5

52

4.89

7

2.89

6

6.09

9

113.

655

00 0 0 0 0 2.61

2

0

150.000

300.000

450.000

Gas

Equ

ipo

gene

rado

r

Ele

ctric

idad

Red

Car

go p

orC

ontra

to d

eR

espa

ldo

Alu

mbr

ado

Púb

lico

Car

go x

imp.

Am

bien

tal

Ope

raci

ón y

Man

teni

mie

nto

Otro

s -

Inte

rrup

cion

esE

léct

ricas

Cos

tos

(US$

/año

)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3 Red (Actual)

: : : : G A S N A T U R A L

TIR de Ahorros e Inversión

0%

10%

20%

30%

40%

0 2 4 6 8 10 12

Horizonte del Proyecto (Años)

TIR

(US$

)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

VPN de Ahorros e Inversión

-300.000

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

0 2 4 6 8 10 12

Horizonte del Proyecto (Años)

VPN

(US$

)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

Como se observa en el gráfico 8, las tres (3) alternativas muestran, durante el periodo de operación del proyecto, valores de costos del kWh generado inferiores a los del sistema actual de compra a la red.

Finalmente, la evaluación financiera de las alternativas arrojó los resultados consignados en la tabla 6 para los criterios de Valor Presente Neto (VPN) de Ahorros y de la Tasa Interna de Retorno (TIR) de cada alternativa. Los gráficos 9 y 10 ilustran los comportamientos de los análisis de VPN y TIR indicados en dicha tabla.

Esquema No. 2: Cogeneración de Energía Eléctrica y Térmica

Descripción del sistema

Central de cogeneración de energía eléctrica y térmica en formadevapor,habilitadaparaoperar en sincronismo con la red de distribución pública.El sistema de cogeneración de energía eléctrica y térmica operará siguiendo la demanda eléctrica de la empresa y produciendo vapor a partir del aprovechamiento de la disponibilidad energética (con una caldera recuperadora) de los gases de escape del motor que resulten de la satisfacción de esa demanda. La cantidad de vapor adicional requerida para cubrir el 100% de las necesidades se producirá con el sistema de generación de vapor existente en la actualidad en el sitio (caldera a carbón en operación o caldera a gas natural fuera de servicio).

Gráfico 8. Comparación costo unitario de energía

Gráfico 7. Inversión e índice por kWe instalado

Gráfico9.VPNdeahorroseinversión

Gráfico10.TIRdeahorroseinversión

Comaparación Costo de kWh

$ 100,00

$ 150,00

$ 200,00

$ 250,00

$ 300,00

$ 350,00

0 2 4 6 8 10 12

Horizonte del Proyecto

Cos

to d

e kW

h ($

/kW

h)

Actual Alt 1 Alt 2 Alt 3

Inversión Total e Índice por kWe para Cada Alternativa

0200.000

400.000600.000800.000

1.000.000

1.200.0001.400.000

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

Inve

rsió

n (U

S$)

0

500

1000

1500

2000

Índi

ce (U

S$/k

W)

Inversión Total Índice por kWe Instalado

29

: : : : G A S N A T U R A L

Tabla 6. Resultados para análisis de VPN & TIR

Conceptos Alt IWaukesha

Alt IIJenbacher

Alt IIICummins

AnálisisdeVPN

VPN @ 3 Años (US$) -131.049 -185.084 -212.689

VPN @ 5 Años (US$) 287.064 78.396 127.714

VPN @ 8 Años (US$) 730.869 414.796 543.558

VPN @ 10 Años (US$) 954.998 664.140 764.894

AnálisisdeTIR

TIR @ 3 Años (%) 7,29% 4,83% 2,57%

TIR @ 5 Años (%) 25,94% 18,12% 20,04%

TIR @ 8 Años (%) 33,90% 26,69% 29,30%

TIR @ 10 Años (%) 35,80% 29,78% 31,69%

Especificaciones del sistema

Se evaluaron igualmente tres (3) alternativas de sistemas de cogeneración con equipos de diferentes fabricantes pero con capacidades similares. Las alternativas presentan diferencias substanciales en: eficiencia, costos de inversión, periodos y costos de mantenimiento, consumo de combustible, disponibilidad del sistema y compra de energía en la red.

La tabla 7 muestra la comparación de algunas características generales de cada alternativa incluyendo las condiciones del caso base o esquema actual.

Componentes de la evaluación económica

En la tabla 8 se presentan los principales aspectos que se consideraron dentro del análisis de las propuestas económicas para las alternativas preseleccionadas.

Tabla 7. Comparación general de alternativas

Alternativa Caso base Alt I Alt II Alt III

Generación de energía eléctrica

Fabricante - Waukesha Jenbacher Cummins

Modelo motogenerador - APG1000 JMS 320 QSK-60G

Capacidad instalada [kWe] - 1.100 1.050 1.400

Capacidad disponible [kWe] (1) - 1.080 1.030 1.380

Producción generador [kWh/mes] - 764.000 691.000 831.000

Compra red o respaldo [kWh/mes] 903.000 139.000 212.000 72.000

Consumo gas generación [m3/mes] - 223.000 203.000 270.000

Generación de energía térmica (vapor)

Consumo carbón caldera [kg/mes] 180.000 121.831 114.734 101.571

Consumo gas natural caldera [m3/mes] (2) 105.801 76.610 67.439 59.702

Producción vapor generado [lb/h] 4.473 3.028 2.851 2.524

Producción vapor cogenerado [lb/h] - 1.446 1.622 1.949

(1) Restados 20 kWe de auto-consumos.(2) Consumo estimado de gas natural para generación de vapor. Actualmente se hace con carbón.

Resultados de la evaluación

Generación de vapor faltante con carbón

La tabla 9 resume los resultados de la evaluación del Costo Anual Equivalente (CAE) de las tres alternativas preseleccionadas versus el esquema actual de compra de energía a la red y generación de vapor faltante con carbón.

A su vez, los resultados de la evaluación financiera de las alternativas, según los criterios de Valor Presente Neto (VPN)

de Ahorros y la Tasa Interna de Retorno (TIR), se aprecian en la tabla 10.

Los gráficos 11 y 12 ilustran los comportamientos de los análisis de VPN y TIR indicados en la tabla 10.

Generación de vapor faltante con gas natural

El análisis del esquema de cogeneración con producción del vapor faltante, mediante uso de las calderas a gas natural existentes, arrojó los resultados que se presentan en la tabla 11 para los criterios de evaluación de Costo Anual Equivalente (CAE), y en la tabla 12 para Valor Presente Neto (VPN) y Tasa Interna de Retorno (TIR).

Conclusiones y Recomendaciones

Luego de haber realizado el estudio de prefactibilidad para la implementación de un sistema de generación de energía en sitio en las instalaciones de la planta ubicada en Galapa (Atlántico), se concluye lo siguiente:

: : : : G A S N A T U R A L

Tabla 8. Componentes y características de la evaluación económica

Rubro Características

Inversión

• Estudiosdeingenieríabásicaydedetalle.• Equipos principales (motogenerador y sistema de recuperación de

calor), auxiliares y las conexiones requeridas.• Montajeypuestaenmarcha:obrasciviles,mecánicas,eléctricasyde

instrumentación.• Nacionalización, seguros e impuestos.• Acometida de gas natural.• Pruebas del equipo. Commissioning and Start up.• Interventoría de obras.• Sistema de administración, maniobra y control de fuentes

(sincronismo).• Equipos para envío de información al Operador de Red.• Aplicación de beneficios tributarios (Ley 1111 de 2006).

Operación• Mano de obra de técnicos y especialistas con presencia permanente

en sitio.• Administración del proyecto.

Combustible

• Gas natural para la generación de electricidad.• Carbón para la generación de vapor en caso base.• El vapor faltante se analiza bajo los esquemas de uso de carbón y uso

de gas natural.

Mantenimiento

• Preventivo y correctivo.• Cambio y reposición de consumibles (aceites y refrigerante). Cambio

de partes.• Reparaciones mayores (overhaul).• Lasdemásactividadesrequeridasparagarantizarlavidaútildelos

equipos.

Otros • Cubrimiento ante imprevistos, retribución por el servicio, impuestos aplicables, etc.

Periodo de evaluación • 10 años.

Financieros y Otros

• Tasa de descuento: 15,0% ea.• Proyecciones anuales para IPC (3,7% promedio anual), IPP USA

(1,33% promedio anual) a lo largo del horizonte del proyecto, de acuerdo con publicaciones de entidades financieras.

• TRM: $ 2.200 / US$ fija en el periodo de operación del proyecto.• Sin financiación.

Gráfico11.VPNdeahorroseinversión

-300.000

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

0 2 4 6 8 10 12

Horizonte del Proyecto (Años)

VPN de Ahorros e Inversión

VPN

(US$

)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

• Paralascondicionesoperativas actuales y con los costos de los energéticos suministrados por el cliente para el gas natural, resulta técnica y económicamente viable implementar un sistema de generación en sitio tanto para el esquema de autogeneración como para el de cogeneración.

• Latecnologíaquemejorseadapta a los requerimientos energéticos y operativos de la empresa es la del Motor de Combustión Interna (MCI) a gas natural. Aspectos como la relación calor-electricidad Q/E, condiciones del mercado, oferta tecnológica, disponibilidad de combustible, entre otros, soportan el criterio para seleccionar este tipo de tecnología.

• Lacapacidadnominaldelos motores de combustión interna preseleccionados debe encontrarse en el rango de 1.000 a 1.400 kWe; sin embargo, en todos los casos se debe contar con un sistema de control para garantizar el sincronismo con la red de distribución pública y cubrir 100% de las necesidades. En cogeneración, el cubrimiento de la necesidad de vapor oscila entre 30 y 40% del total promedio horario, lo que obliga a contar con sistemas de generación para el vapor faltante.

31

: : : : G A S N A T U R A L

Tabla 9. Costo Anual Equivalente (CAE) para las alternativas

Conceptos Caso base Alt IWaukesha

Alt IIJenbacher

Alt IIICummins

Consumo Gas Motogenerador (US$) - 246.040 225.712 300.525

Electricidad Red (US$) 679.596 91.347 135.213 42.552

Cargo por Contrato de Respaldo (US$) - 4.897 4.896 4.897

AlumbradoPúblico(US$) - 5.516 7.952 2.896

Cargo por Impacto Ambiental (US$) - 5.560 5.076 6.099

Operación y Mantenimiento (US$) - 85.840 100.540 113.655

Otros – Interrupciones (US$) 2.612 - - -

Carbón Generación de Vapor (US$) 76.154 50.676 48.542 42.973

Operación y Mtto Sistema Cogen (US$) - 6.474 6.474 6.474

Total CAE (US$) 758.362 496.350 534.405 520.071

Tabla 10. Valores de VPN & TIR

Conceptos Alt I Alt II Alt III

Análisis de VPN

VPN @ 3 Años (US$) -172.397 -210.377 -232.913

VPN @ 5 Años (US$) 278.038 87.710 150.466

VPN @ 8 Años (US$) 758.838 463.778 615.511

VPN @ 10 Años (US$) 1.001.594 733.123 861.629

Análisis de TIR

TIR @ 3 Años (%) 5,96% 4,53% 2,92%

TIR @ 5 Años (%) 24,50% 18,15% 20,28%

TIR @ 8 Años (%) 32,62% 26,74% 29,44%

TIR @ 10 Años (%) 34,58% 29,75% 31,79%

• Tantoenelesquemabásicode autogeneración como en el de cogeneración, el análisis del Costo Anual Equivalente (CAE) arrojó que este indicador es inferior en al menos un 25% para cualquiera de las tres (3) alternativas analizadas versus el del esquema actual. En igual proporción se observa la diferencia entre los indicadores por kWh calculados en cada caso.

• Losresultadossegúnloscriterios de VPN y TIR para diferentes años en el horizonte del proyecto indican que cualquiera de las tres alternativas es viable financieramente para periodos mayores de 4 años. No obstante, la primera de estas (marca Waukesha) es la que muestra las mejores cifras.

• Unarecomendacióninmediataes pasar al desarrollo de un estudio de viabilidad con alcance de ingeniería básica que permita escoger, entre las alternativas preseleccionadas, la mejor opción.

• Deacuerdoconlosresultadosde este análisis de viabilidad, se recomienda posteriormente:

- Desarrollar estudios de ingeniería básica y de detalle.

- Optimizar la compra, el transporte y la puesta en sitio de los componentes.

- Aplicar y cumplir las normas técnicas vigentes para instalaciones eléctricas, térmicas y para la operación de los sistemas.

Gráfico12.TIRdeahorroseinversión

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0 2 4 6 8 10 12

Horizonte del Proyecto (Años)

TIR de Ahorros e Inversión

TIR

(US$

)

Alternativa 1 Alternativa 2 Alternativa 3

: : : : G A S N A T U R A L

Tabla 12. Valores de VPN & TIR para las alternativas

Conceptos Alt I Alt II Alt III

Análisis de VPN

VPN @ 3 Años (US$) -280.582 -314.006 -324.653

VPN @ 5 Años (US$) 115.054 -68.410 12.257

VPN @ 8 Años (US$) 533.064 247.512 424.056

VPN @ 10 Años (US$) 744.171 486.540 643.335

Análisis de TIR

TIR @ 3 Años (%) -0,15% -1,02% -2,23%

TIR @ 5 Años (%) 19,06% 12,45% 15,44%

TIR @ 8 Años (%) 27,77% 21,57% 25,23%

TIR @ 10 Años (%) 30,00% 25,13% 27,86%

Tabla 11. Costo Anual Equivalente (CAE) para las alternativas

Conceptos Caso base Alt I Alt II Alt III

Consumo Gas N. Equipo Generador (US$) - 246.040 225.712 300.525

Electricidad Red (US$) 679.596 91.347 135.213 42.552

Cargo por Contrato de Respaldo (US$) - 4.897 4.896 4.897

AlumbradoPúblico(US$) - 5.516 7.952 2.896

Cargo por Impacto Ambiental (US$) - 5.560 5.076 6.099

Operación y Mantenimiento (US$) - 85.840 100.540 113.655

Otros – Interrupciones (US$) 2.612 - - -

Combustible Generación de Vapor (US$) (3) 76.154 90.279 86.478 76.556

Operación y Mantenimiento CHP (US$) - 6.474 6.474 6.474

Total CAE (US$) 758.362 535.953 572.341 553.654

(3) La generación de vapor en el caso base es con carbón. En el nuevo esquema se propone gas natural para el vapor faltante.

Agradecemosla colaboración para la

publicación de esteartículo a la empresa E2 Energía Eficiente S.A.,

en especial a losingenieros Alexis Sierray Juan Carlos Campos.

- Estructurar en forma lógica y segura la arquitectura de control del sistema y la coordinación de protecciones eléctricas y/o térmicas.

- Realizar una óptima instalación e interventoría a las obras y seguimiento a los cambios surgidos durante el montaje.

- Capacitar y evaluar los operadores del sistema implementado.

- Aplicar correctamente los procedimientos y administrar la operación y el mantenimiento del sistema.

33

: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A

Identificación de potenciales y medidas de reducción de costos energéticosIntroducción

La caracterización energética de las empresas es una tecnología de gestión aprobada por la Unidad de Planeación Minero Energética1 para evaluar el estado de la gestión energética actual de cada compañía y su grado de inserción en la estructura organizacional. Igualmente, para determinar los potenciales de reducción del consumo de cada portador energético utilizado en el proceso y los principales focos de pérdidas energéticas sobre los cuales debe actuar el grupo empresarial objeto de la aplicación de la tecnología de caracterización energética para conseguir el mejoramiento en este aspecto.

Al finalizar la etapa de caracterización energética, la empresa conoce cuáles son los potenciales económicos alcanzables mediante la gestión energética, los puntos clave de medición de los consumos energéticos para monitorear la eficiencia energético - productiva y las principales acciones de mantenimiento, control, organizacionales y tecnológicas en las cuales debe profundizar para lograr las metas energéticas.

En este artículo se presenta el estado actual de la gestión energética en las empresas analizadas, así como los potenciales económicos

identificados y un resumen de las acciones de mejoramiento principales que elevarán la capacidad de control y mejoramiento de la eficiencia energética en el grupo empresarial.

Objetivos

• Identificarlasoportunidadesdemejoramiento de la eficiencia energética y los ahorros económicos potenciales alcanzables mediante la gestión energético - productiva.

• Determinar el estado actual de la gestión energética a nivel de grupo y las principales acciones organizacionales requeridas para el control y el mejoramiento continuo del uso de la energía.

• Identificar,mediantediagnóstico de recorrido en planta, los principales focos de oportunidades de ahorros y uso racional de la energía sobre los cuales se debe profundizar en un diagnóstico energético especializado para establecer el plan de medidas tecnológicas factibles a nivel técnico y económico.

Actividades realizadas

Durante la caracterización energética se ejecutaron las actividades descritas a continuación:

1. Capacitación: Se desarrollaron acciones de capacitación

1 Sistema de Gestión Integral de la Energía. Guía para la Implementación. ISBN 978-958-8123-43-1. Diciembre, 2007.

dirigidas al personal designado por cada empresa para realizar la etapa de caracterización, tales como jefes de mantenimiento, gerentes de planta, responsables de gestión de calidad y ambiental e ingenieros de proceso. La temática de la capacitación incluyó los siguientes ítems principales:

• Caracterizaciónenergéticaa nivel de empresa de todos los portadores energéticos que se utilizan en el proceso.

• Diagramaenergético-productivo y establecimiento de indicadores de gestión energética.

• Evaluacióndelagestiónorganizacional de la empresa.

• Potencialesdereduccióndelconsumo de energía.

• Evaluaciónenergéticae indicadores de mantenimiento energético en sistemas energéticos secundarios: aire comprimido, chillers, torres de enfriamiento, sistemas de aceite térmico y redes de vapor.

2. Caracterización energética: Esta caracterización se realizó con base en los datos de energía y producción de los últimos dos años, para determinar los potenciales de ahorro de energía y de ahorro en costo.

: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A

3. Diagnóstico: En cada empresa se hizo un recorrido en planta, en el que se determinó, en conjunto con el personal técnico - operativo, los principales focos de oportunidades de reducción de los consumos y costos de energía en equipos y procesos y las respectivas acciones de mejora para aprovechar estas oportunidades.

4. Validación de medidas identificadas: Se realizó una reunión con el personal de planta de cada empresa en la que se presentaron los resultados de la caracterización energética, el estado de la gestión energética actual, los focos de oportunidades de reducción de consumos y los costos energéticos y principales acciones de

Tabla 1. Evaluación cualitativa de la estructura organizacional de la gestión energética

Indicador Emp. 1 Emp. 2 Emp. 3 Emp. 4 Emp. 5 Emp. 6

Política energética No No Si Si No No

Responsable en asuntos de energía No Si Si Si No Si

Metatácticaoestratégicadelaempresa No No Si Si No No

Indicador de eficiencia No No SiÍndice de consumo energético

No KWb/Ton

Sistema de control de indicadores energéticos No No Si Si No Gráficodecontrol

Sistema de registro y procesamiento de datos energéticos No No Si Si No Excel

Planificaciónypresupuestodeenergíaparalasáreasmayores consumidoras No No No No No No

Tieneidentificadasel20%delasáreasoequiposqueconsumen el 80% de la energía eléctrica o térmica Si Si Si Si No Si

Medicióndeenergíaenlasáreasmayoresconsumidoras No No Si Si No Algunas

Existe sistema de gestión de calidad ISO 9000 en la empresa Si No Si Si Si Si

Existe un responsable para la gestión de la calidad Si Si Si Si Si Si

Existe sistema de gestión ambiental ISO 14000 en la empresa Si No Si Si Si Si

Existe un responsable para la gestión ambiental Si Si Si Si Si Si

¿Se ha realizado auditoría energética en la empresa? No No Si Si No 2002

Indicador energético seguido por la gerencia NingunoConsumo general

promedio

$/Láminaproducida

KWb/Ton;$/Ton;

consumo

Cumplimiento de

presupuestoKWb/Ton

Programa organizado de medidas a corto, mediano y largo plazo para la reducción del consumo de energía No No Si Incipiente No No

Optimizaciones energéticas realizadas No No Si SiCalidad de la energía eléctrica

Si

Medidas de ahorro implementadas No

Control de iluminación, control de

operación de ventiladores en torres de enfriamiento

SiÁreas:

extrusión y servicios

No Cambios tecnológicos

Sería conveniente cogeneración

No se ha efectuado

por falta de financiamiento

No hay evaluaciones

previasSi Si y existe No se ha

evaluado Si

Tipo de mantenimiento que predomina Preventivo y correctivo Preventivo Preventivo Preventivo Correctivo Preventivo

Apoyo de gerencia para medidas de ahorro Si Si Si Si Si Si

Principales barreras para las medidas de ahorro Noestánidentificadas

No darle la suficiente

importanciaNinguna Que no sean

rentables Culturales Tiempo del personal

mejoramiento energéticas recomendadas.

Resultados de la caracterización energética

Resultados cualitativos

En la tabla 1 que resume el estado de la gestión organizacional de las empresas del grupo caracterizadas, se

35

: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A

Tabla 2. Evaluación cuantitativa de la estructura organizacional de la gestión energética

Empresa Grupo promedioIndicador Emp. 1 Emp. 2 Emp. 3 Emp. 4 Emp. 5 Emp. 6

Política energética 1 1 5 5 1 1 2,3

Responsable en asuntos de energía 1 5 5 5 1 5 3,7

Metatácticaoestratégicadelaempresa 1 1 5 5 1 1 2,3

Indicador de eficiencia 1 1 5 2 1 2 2,0

Sistema de control de indicadores energéticos 1 1 5 3 1 2 2,2

Sistema de registro y procesamiento de datos energéticos 1 1 5 5 1 5 3,0

Planificaciónypresupuestodeenergíaparalasáreasmayores consumidoras 1 1 1 1 1 1 1,0

Tieneidentificadasel20%delasáreasoequiposqueconsumen el 80% de la energía eléctrica o térmica 5 5 5 5 1 5 4,3

Medicióndeenergíaenlasáreasmayoresconsumidoras 1 1 5 5 1 3 2,7

Existe sistema de gestión de calidad ISO 9000 en la empresa 5 1 5 5 5 5 4,3

Existe un responsable para la gestión de la calidad 5 5 5 5 5 5 5,0

Existe sistema de gestión ambiental ISO 14000 en la empresa 5 1 5 5 5 5 4,3

Existe un responsable para la gestión ambiental 5 5 5 5 5 5 5,0

¿Se ha realizado auditoría energética en la empresa? 1 1 5 5 1 5 3,0

Indicador energético seguido por la gerencia 1 2 3 3 3 3 2,5

Programa organizado de medidas a corto, mediano y largo plazo para la reducción del consumo de energía 1 1 5 3 1 1 2,0

Optimizaciones energéticas realizadas 1 1 5 5 5 5 3,7

Medidas de ahorro implementadas 1 3 5 3 1 3 2,7

Conocimiento acerca de la conveniencia de cogenerar 2 1 5 5 1 5 3,2

Tipo de mantenimiento que predomina 2 3 3 3 1 3 2,5

Apoyo de gerencia para medidas de ahorro 5 5 5 5 5 5 5,0

Identificación de las principales barreras para las medidas de ahorro 1 5 5 5 5 5 4,3

Promedio de evaluación de la gestión por empresa 2,18 2,32 4,64 4,23 2,36 3,64 3,23

observa que la mayoría tienen un responsable de los asuntos de energía, han identificado los equipos mayores consumidores que representan el 80% del gasto energético y también tienen o están en el proceso de implementar los sistemas de gestión de la calidad y gestión ambiental. Esto facilita la inserción de la gestión energética en la estructura organizacional de la compañía.

Sin embargo, 4 de las 6 empresas no tienen una meta estratégica de mejoramiento energético, ninguna elabora presupuesto de energía a nivel de áreas y el presupuesto de la empresa no tiene en cuenta los niveles de producción.

Sólo una de las seis empresas tiene un indicador de eficiencia que le permite el control diario, dos empresas se miden por índices de consumo de energía el cual es útil para medir el gasto de energía por producto, pero no es útil para controlar la eficiencia, y el resto de empresas no tiene ningún indicador de eficiencia energética.

Todas las empresas del grupo tienen apoyo de la gerencia para el desarrollo de programas de mejoramiento energético. El tipo de mantenimiento predominante es el preventivo y ninguna ha implementado actividades de mantenimiento dirigidas a la eficiencia.

En la tabla 2 se muestra cuantitativamente el estado de la gestión energética de cada una de las empresas y del promedio del grupo en cada uno de los ítems evaluados. La escala cuantitativa utilizada es la siguiente:

Condición actual Calificación

No tiene / No cumple 1

Tiene o cumple pero no es adecuado 2

Estáenprocesodeimplementación 3

Sí tiene / Sí cumple 5

Resultados cuantitativos

En cada una de las empresas se determinó el potencial de mejoramiento energético posible de alcanzar mediante

Tabla 3.1 Potenciales de reducción de la energía no asociada a la producción en todas las empresas

Energía y producción Posible reducción del consumo y del costo

Empresa

Consumo de energía promedio

mes

Unidad de

energía

Costo unitario de

energía($/unidad). Proyectado

2008

Producción promedio

(Unidades/mes)

Unidad de producción

Potencial de reducción de la energía no asociada a la producción (Unidades/

mes)

Potencial de redución de la energía no asociada a la producción

(%)

Potencial de reducción del costo mensual (mínima

inversión $)

Potencial de reducción del costo anual

(mínima inversión $)

Emp. 1Energía eléctrica 879.849 kWh $ 156,00 834.833 Kilogramos 58.255 6,62 9.087.780 109.053.360

Emp. 1Gas natural 124.750 m3 $ 546,00 834.833 Kilogramos 12.173 9,76 6.646.223 79.754.679

Emp. 2Energía eléctrica 849.750 kWh $ 156,00 683.833 Kilogramos 9.602 1,13 1.497.912 17.974.944

Emp. 2Gas natural 57.242 m3 $ 640,00 855.540 Kilogramos 1.594 2,78 1.020.160 12.241.920

Emp. 3 13.040.297 kWh $ 136,00 32.473 Toneladas 163.475 1,25 22.232.600 266.791.200

Emp. 4 272.895 kWh $ 203,00 158.849 Kilogramos 12.297 4,51 2.496.291 29.955.492

Emp. 5 586.563 kWh $ 176,00 437,79 Toneladas 40.049 6,83 7.048.640 84.583.678

Emp. 6Energía eléctrica 1.328.309 kWh $ 183,98 346.648 m2 18.929 1,43 3.482.557 41.790.689

Emp. 6Gas natural 767.155 m3 $ 286,00 346.648 m2 19.228 2,51 5.499.208 65.990.496

$ 59.011.371 $ 708.136.458

Tabla 4.1 Potenciales de reducción de la energía por planeación de la producción en todas las empresas

Energía y producción Posible reducción del consumo y del costo

Empresa

Consumo de energía promedio

mes

Unidad de

energía

Costo unitario de

energía($/unidad). Proyectado

2008

Producción promedio

(Unidades/mes)

Unidad de producción

Potencial de reducción

de la energía asociada a la planificación

de la producción

Potencial de redución de la energía de acuerdo con la planeación

de la producción

(%)

Potencial de reducción del

costo($/mes)

Potencial de reducción del

costo($/año)

Emp. 1Energía eléctrica 879.849 kWh $ 156,00 834.833 Kilogramos 121.308,50 13,79 18.924.126 227.089.512

Emp. 1Gas natural 124.750 m3 $ 546,00 834.833 Kilogramos 18.701,38 14,99 10.210.953 122.531.437

Emp. 2Energía eléctrica 849.750 kWh $ 156,00 683.833 Kilogramos 38.436,00 4,52 5.996.016 71.952.192

Emp. 2Gas natural 57.242 m3 $ 640,00 855.540 Kilogramos 2.421,18 4,23 1.549.554 18.594.649

Emp. 3 13.040.297 kWh $ 136,00 32.473 Toneladas 666.545,17 5,11 90.650.143 1.087.801.711

Emp. 4 272.895 kWh $ 203,00 158.849 Kilogramos 41.014,93 15,03 8.326.031 99.912.371

Emp. 5 586.563 kWh $ 176,00 437,79 Toneladas 40.758,25 6,95 7.173.452 86.081.422

Emp. 6Energía eléctrica 1.328.309 kWh $ 183,98 346.648 m2 127.739,73 9,62 23.501.555 282.018.656

Emp. 6Gas natural 767.155 m3 $ 286,00 346.648 m2 52.274,49 6,81 14.950.505 179.406.059

$ 181.282.335 $ 2.175.388.009

: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A

reducción de la variabilidad en el consumo de energía (reducción de la energía no asociada a la producción) y mediante gestión de la productividad (planeación de la producción). También se hallaron los potenciales de reducción del consumo de energía y de costo energético a nivel de grupo. El detalle se muestra en las siguientes tablas (3.1 - 4.1 - 5.1).

Los potenciales de reducción de la energía no asociada a la producción están entre 1,13 y 9,7%, mientras que los potenciales de reducción de la energía por planeación de la producción están en un rango entre 5,6 y 20,4%. Los potenciales económicos alcanzables mediante la gestión energética en todas las empresas actuales son $ 2.883.524.465/año.

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Tabla 5.1 Potenciales totales de reducción del consumo de energía en todas las empresas

Energía y producción Posible reducción del consumo y del costo

Empresa

Consumo de energía promedio

mes

Unidad de

energía

Costo unitario de

energía($/unidad). Proyectado

2008

Producción promedio

(Unidades/mes)

Unidad de producción

Potencial de reducción

de la energía total(%)

Potencial de reducción del

costo total mensual($/mes)

Potencial de reducción del

costo total anual($/año)

Emp. 1Energía eléctrica 879.849 kWh $ 156,00 834.833 Kilogramos 20,41 28.011.905,98 336.142.871,81

Emp. 1Gas natural 124.750 m3 $ 546,00 834.833 Kilogramos 24,75 16.857.176,26 202.286.115,16

Emp. 2Energía eléctrica 849.750 kWh $ 156,00 683.833 Kilogramos 5,65 7.493.928,00 89.927.136,00

Emp. 2Gas natural 57.242 m3 $ 640,00 855.540 Kilogramos 7,01 2.569.714,05 30.836.568,58

Emp. 3 13.040.297 kWh $ 136,00 32.473 Toneladas 6,37 112.882.742,59 1.354.592.911,09

Emp. 4 272.895 kWh $ 203,00 158.849 Kilogramos 19,54 10.822.321,91 129.867.862,87

Emp. 5 586.563 kWh $ 176,00 437,79 Toneladas 13,78 14.222.091,66 170.665.099,97

Emp. 6Energía eléctrica 1.328.309 kWh $ 183,98 346.648 m2 11,04 26.984.112,09 323.809.345,09

Emp. 6Gas natural 767.155 m3 $ 286,00 346.648 m2 9,32 20.449.712,93 245.396.555,17

$ 240.293.705,47 $ 2.883.524.465,74

Medidas de ahorro identificadas

Durante el diagnóstico de recorrido en el proceso productivo en las empresas se identificaron las principales oportunidades de reducción de consumos y costos energéticos y la compilación de estas medidas fue validada con personal de las áreas de mantenimiento, producción y gerencia de planta de cada empresa.

A continuación se describe el número de medidas identificadas según cada tipo: control y/o ajuste de equipos y/o sistemas, operacionales y/o control de hábitos, tecnológicas, mantenimiento dirigido a la eficiencia y organizativas (ver tabla 6).

Como se observa, de las medidas identificadas, 45% corresponden a control y ajustes en sistemas y en equipos grandes consumidores de energía, seguidas en su orden por las medidas organizativas (22%) y medidas de mantenimiento dirigido a la eficiencia (14%). (Ver gráfico 1).

Tabla 6. Clasificación de las medidas identificadas en las empresas

Emp. 1 Emp. 2 Emp. 3 Emp. 4 Emp. 5 Emp. 6 Total medidas identificadas

Control y/o ajuste de equipos y/o sistemas

17 24 9 10 23 16 99

Operacionales y/o controldehábitos 3 5 0 5 0 2 15

Tecnológicas 2 6 9 2 6 1 26

Mantenimiento 3 8 3 2 7 7 30

Organizativas 8 8 8 8 8 8 48

Subtotal 33 51 29 27 44 34 218

22%

14%

12% 7%

45%

Control y/o ajuste de equipos y/o sistemasTecnológicas

Operacionales y/o control de hábitosMantenimiento

Organizativas

Clasificación de las medidas energéticas identificadas

Gráfico 1. Distribución de las medidas energéticas identificadas

: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A

Tablero de indicadores de eficiencia a nivel de grupo

Para el control de la eficiencia energética de las empresas del grupo, se recomienda estructurar un sistema de indicadores energéticos basado en los indicadores de eficiencia energética global de cada una de las empresas. De esta manera, es posible medir a nivel de grupo los beneficios económicos, ambientales y sociales de la gestión energética. Igualmente, se puede a nivel de grupo viabilizar proyectos que se asocien a beneficios de ley (exención de impuestos, financiación de I+D, venta de bonos verdes, etc.), que no apliquen en pequeñas escalas.

Presupuesto de energía a nivel de grupo y causas de desviación del presupuesto

El seguimiento de gastos energéticos a nivel de grupo, debe determinarse con base en los presupuestos de energía y contemplando las metas de mejoramiento establecidas en cada una de las empresas. Es posible identificar de esta manera las causas de ineficiencia comunes y/u oportunidades de mejoramiento que puedan intervenirse mediante acciones estratégicas aplicables al grupo.

Prioritariamente, para implementar un sistema de control de presupuesto y de resultados de la gestión energética a nivel de grupo se recomienda establecer lo siguiente:

• Líderdegestiónenergéticaa nivel de grupo empresarial

que evalúe el cumplimiento de metas en cada una de las empresas y establezca mecanismos de mejoramiento continuo en el uso de la energía.

• Grupodetrabajodegestiónenergética conformado por los responsables de gestión de cada empresa, con el propósito de intercambiar experiencias, facilitar adquisición de tecnologías y la interoperacionalidad estratégica para el uso eficiente de la energía.

• Benchmarking de la gestión energética entre empresas e implementación en cada una y a nivel de grupo del software de benchmarking.

• Controldeunpresupuestodeenergía y costos energéticos a nivel de grupo.

Acciones a seguir

Posterior a la etapa de caracterización debe darse continuidad a la implementación del Sistema de Gestión Integral de la Energía, a fin de obtener los siguientes resultados:

• Implementacióndelamediciónde energía a nivel de áreas.

• Capacitacióndelpersonalparael uso eficiente de la energía en sus procesos productivos.

• Capacitacióndelpersonalpara la reducción de los costos energéticos mediante la actividad del mantenimiento de los equipos de servicios y procesos.

• Variablesdecontroldelaeficiencia energética de cada uno de los procesos productivos y de servicios.

• Buenasprácticasoperacionales y de mantenimiento para el uso eficiente de la energía.

• Identificaciónycuantificaciónde potenciales específicos de ahorro energético.

• Evaluacióntécnico-económica de las medidas y los proyectos enfocados a la eficiencia energética.

• Sistemadeindicadoresenergéticos para el mantenimiento enfocado a la eficiencia.

• Diagnósticodecalidaddela energía eléctrica con soluciones evaluadas técnica y económicamente para cada empresa.

• Informederesultadosdeahorros obtenidos de la implementación de medidas energéticas.

• ManualdeGestiónEnergética.

Agradecemosla colaboración a la empresa

E2 Energía Eficiente S.A.y en especial

a los ingenierosJuan C. Campos,

InésdelMonte,FabiánColl,Carlos Rodríguez.

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Único banco de calibración de medidores que utiliza gas natural en SuraméricaDesde hace dos meses Promigas puso a disposición de sus clientes el banco de calibración de medidores, sistema utilizado para realizar pruebas metrológicas a los medidores de flujo de gas natural.

La función del banco es establecer la cantidad de gas que ha pasado por un determinado medidor, es decir, el gas que ha consumido el cliente, el cual puede darse a diferente presión y temperatura de acuerdo con su proceso, los equipos que utiliza y la localización geográfica con respecto al gasoducto, entre otros.

A la cantidad de gas que se entrega por unidad de tiempo se le conoce como flujo volumétrico, que en ocasiones es difícil determinar. La principal razón de esto es por su carácter gaseoso que lo hace dependiente de las variables físicas presión y temperatura. Esto significa que para un mismo volumen se puede aumentar o disminuir la cantidad de gas por variaciones en dichas variables.

Esta situación conlleva a que cualquier desviación en la presión y/o la temperatura afecte la exactitud del volumen medido, por lo que es necesario que los medidores de flujo de gas sean exactos y estén calibrados de tal manera que el error en la medición siempre se encuentre dentro de las tolerancias aceptadas por las partes y por la ley. De ahí la importancia de corregir estas variables y llevarlas a “unidades volumétricas estándar”.

El banco de calibración de medidores de flujo de gas, diseñado por Promigas y ubicado en la Estación Arenosa, opera con gas natural a una presión controlada superior a la atmosférica e inferior a 275 psig, que la hace ser más acertada al cumplir con parámetros identificados por el medio científico relacionados con el fluido y la presión usados en el los diferentes procesos o sistemas de medición.

El sistema permite calibrar medidores de turbina, másicos y ultrasónicos de diámetros nominales de 2 hasta 12 pulgadas y en un rango de

En su Laboratorio de Metrología

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SobreelLaboratoriodeMetrología

Para garantizar a nuestros clientes la confiabilidad, según estándares nacionales e internacionales, en las mediciones de las variables de presión y temperatura del gas natural que les entregamos, Promigas certificó, en 2005, su Laboratorio de Metrología ante la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), entidad que tiene la facultad de acreditar a los laboratorios para emitir certificados de calibración.

Con la acreditación del Laboratorio de Metrología, además de asegurar la confiabilidad de las instalaciones de los clientes, según estándares nacionales e internacionales, se garantiza la efectiva medición de las variables operacionales que intervienen en el transporte y la distribución del gas natural.

Al formar parte nuestro laboratorio de la cadena nacional de metrología, se benefician tanto Promigas como sus clientes y el país en general. Entre los principales beneficios de esta acreditación se pueden mencionar el efectivo control de los procesos al contar con mediciones confiables, la garantía a los clientes sobre la exactitud de los volúmenes de gas recibidos para transferencia y custodia y la trazabilidad en la calibración de instrumentos y patrones de calibración.

caudales de 1.200 a 150.000 ACFH y presiones controlables entre 50 y 270 psig, utilizando gas natural como flujo de trabajo. Este procede de la Estación Arenosa o City Gate de Barranquilla, y una vez finalizadas las calibraciones, regresa al mismo y sigue su curso hacia el sistema de distribución de la ciudad.

Durante 2006 se desarrolló la fase conceptual y básica del diseño mecánico y civil de esta infraestructura, su construcción finalizó en mayo de 2008 con la implementación de la plataforma de control, la cual se constituye en el corazón del sistema, fecha a partir de la cual el banco está en funcionamiento. Desde ahora Promigas se encuentra trabajando en la preparación de los documentos para la acreditación de la

variable flujo, gestión que será realizada ante el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia, ONAC, entidad que reemplazará a la Superintendencia de Industria y Comercio, y de cuyo Consejo Directivo hace parte Promigas.

Hasta hoy, los medidores de flujo de alto y medio caudal que se instalan a los consumidores conectados a los gasoductos de Promigas deben ser enviados al exterior para su calibración. Con la implementación de este nuevo banco de calibración local, confiable y acreditado, se reducen los costos por este concepto para Promigas y sus clientes, quedando así a la vanguardia en metrología de flujo de gas en Suramérica.

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Programa de integridad de infraestructura de Promigas: Caso de estudio publicado por la NACEEn su edición de junio, la revista Materials Performance (MP), editada mensualmente por Nace International, Asociación Internacional de Ingenieros de Corrosión, publicó un artículo sobre el programa de integridad de la infraestructura de Promigas, escrito por los ingenieros de esta empresa, Carlos Moreno, Gerente de Mantenimiento, y Marianella Ojeda, Coordinadora de Integridad, en unión de Michael Ames, Vicepresidente de SAE Inc, consultor técnico de Promigas para el establecimiento de su programa de integridad de infraestructura.

El artículo está centrado en la descripción de las actividades que se adelantaron para evaluar la integridad de las tuberías del sistema de transporte troncal y posteriormente implementar un programa efectivo de rehabilitación de las mismas.

Promigas es una empresa responsable, que se preocupa por garantizar la confiabilidad en el suministro de gas a sus clientes y la seguridad del público en general y minimizar los efectos adversos sobre el ambiente, razones por las que el mantenimiento de la infraestructura es tan importante.

Este caso ofrecido al lector para ser utilizado como punto de partida para programas de mantenimiento de infraestructura de gas natural o de benchmarking para otras compañías similares, describe en detalle los estudios y evaluaciones adelantados en el desarrollo del programa, como

son: la revisión y actualización de las clases de localidades, la inspección en línea con marranos MFL de alta resolución, la verificación del funcionamiento del sistema de protección catódica, la evaluación de la condición del recubrimiento usando técnicas de superficie y la inspección directa de la tubería.

Con la integración de la información disponible sobre el sistema de tuberías y la correlación de los resultados de las inspecciones y los estudios adelantados se logró establecer un perfil de riesgo para el sistema de transporte de gas, identificar las zonas que requerían intervención, establecer ratas de corrosión externa y proyectar las necesidades de reparación en un horizonte de 7 años. Además, se identificaron las acciones correctivas y de mitigación a implementar, se diseñaron planes de rehabilitación efectivos y se estableció una estrategia para el programa de rehabilitación de las tuberías y el acondicionamiento del sistema de protección catódica. Dada la relevancia de este tema, la revista decidió dividir el material y publicar en detalle este último aspecto en su edición de septiembre.

NACE International, creada en 1943 por 11 ingenieros de corrosión, cuenta hoy en día con más de 19.000 miembros en 100 países. Su experiencia de más de 60 años desarrollando estándares para la prevención y el control de la corrosión la han convertido en la principal y más reconocida institución en el mundo en ingeniería para control de corrosión.

La Revista Materials Performance (MP), publicada mensualmente por esta institución y dedicada en forma exclusiva a la prevención y el control de la corrosión, es la de mayor circulación a nivel mundial, llegando a sus 19.000 profesionales asociados especializados en control de corrosión y superando las 70.000 visitas en su sitio web.

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Promigas opera y mantiene el lado colombiano del gasoducto binacionalPromigas fue escogida por Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) -una de las compañías petroleras más grandes del mundo- para la operación y el mantenimiento de 89 kilómetros del gasoducto binacional que se encuentran en territorio colombiano.

Durante los últimos 30 años Promigas ha demostrado su idoneidad y profesionalismo a nivel nacional en transporte y distribución de gas natural, operando y manteniendo más de 3.000 kilómetros de gasoductos propios y de terceros.

Esta experiencia, aunada al conocimiento y estricto apego al manejo de normas y estándares mundiales, fue reconocida por Petróleos de Venezuela S.A., PDVSA, al confiar a nuestra organización la operación y el mantenimiento de 89 kilómetros del gasoducto binacional que se encuentran del lado colombiano.

El gasoducto binacional tiene una extensión total de 225 kilómetros entre la Estación Ballena (Colombia) y la Estación Ramón Laguna en el Lago de Maracaibo (Venezuela). Su gestación es el fruto del convencimiento de los presidentes de Colombia, Álvaro Uribe Vélez, y Venezuela, Hugo Chávez Frías, de fortalecer la integración colombo-venezolana y propender por el desarrollo de ambas naciones hermanas. Y Promigas hace parte de esta buena noticia.

El contrato a cinco años con PDVSA, propietaria del gasoducto, comenzó el 1 enero de 2008 con la entrada en servicio del tubo, luego de superada satisfactoriamente la fase de alistamiento (Comissioning) entre octubre y diciembre de 2007, en la cual se probó y verificó la seguridad y la confiabilidad de la operación.

El tramo operado y mantenido por Promigas es de 26 pulgadas de diámetro y se extiende desde el campo de producción Ballena hasta la frontera entre ambos países. Comprende cuatro estaciones de válvulas automáticas, cuatro estaciones de telemetría, una unidad rectificadora y tres unidades termogeneradoras para protección catódica.

El gasoducto binacional tiene una capacidad total de transporte de 500 millones de pies cúbicos estándar días de gas. Los primeros cinco años el gas natural es suministrado por Colombia, con una proyección para 2008 de 50 millones de pies cúbicos día; en 2009, 150 millones; en 2010, 150 millones; y en 2011, 150 millones.

A partir de 2012, se revierte el flujo de Venezuela a Colombia: el primer año 39 millones de pies cúbicos día; en 2013, 85 millones; en 2014, 127 millones; en 2015, 144 millones; y de 2016 a 2025, 188 millones de pies cúbicos día.

Cabe señalar que en lo corrido de este año se han transportado en promedio 135 millones de pies cúbicos día de gas.

“La experiencia de Promigas en mantenimiento de infraestructuras de gas natural fue reconocida por los técnicos de PDVSA, quienes al observar la Estación Ballena expresaron su satisfacción, porque a pesar de estar en un medio geográfico y ambiental muy agresivo se mantiene en buen estado”, señaló Carlos Moreno Aguas, Gerente de Mantenimiento de Promigas.

Promigas aplica diariamente, y en todas sus actividades logísticas y administrativas, lineamientos operativos de alta calidad exigidos a nivel mundial por compañías como PDVSA. Por ejemplo, ambas compañías usan el software MP SAP para la planeación y el control del mantenimiento, y siguen los mismos estándares internacionales en medición.

Además, Promigas para el control de la corrosión cumple con las normas establecidas por NACE International y para instrumentación y control sigue las normas emitidas por Instrument, Systems and

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Automation Society (ISA), y cuenta con personal certificado por estas instituciones. De igual forma, sus sistemas de gestión de calidad, ambiental y de seguridad y salud ocupacional se encuentran certificados bajo las normas ISO 9001, ISO 14001 y OHSAS 18001, respectivamente.

Finalmente, más de tres décadas de servicio y permanencia en la zona de influencia del gasoducto binacional han permitido a Promigas fortalecer sus relaciones con la comunidad, en este caso la de La Guajira, siendo reconocida por ellos como una organización que cumple y respeta el

medio ambiente y a sus habitantes, generando oportunidades de trabajo y desarrollo. Gracias a esto, Promigas puede entregar a PDVSA un mantenimiento confiable de los derechos de vía y servidumbre del gasoducto.

La excelencia operacional, objetivo estratégico corporativo de Promigas, se ve reflejada en la satisfacción de todos los clientes nacionales e internacionales, poniendo de esta manera su conocimiento y experiencia al servicio de la industria global del gas natural.

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Scada, en permanente evoluciónEl sistema que permite a Promigas supervisar, controlar y adquirir los datos de la operación del gasoducto en tiempo real, continúa su evolución y crecimiento: hoy cuenta con más puntos de control, nuevas tecnologías de comunicación y mayor información confiable para la toma de decisiones.

Desde el año 1997, Promigas ha ampliado el cubrimiento y la confiabilidad de su sistema Scada, permitiendo así tener un mejor control de la operación del gasoducto y aumentar la seguridad de su servicio de transporte de gas natural a sus clientes.

Durante estos once años de operación del sistema, Promigas ha implementado 120 puntos de control remoto a lo largo del gasoducto, ubicados en las válvulas de seccionamiento, City Gates, estaciones de envío y recibo y estaciones compresoras, para supervisar, controlar y adquirir los datos de la operación en tiempo real.

Prueba de este impulso y permanente evolución del Scada es haber logrado la operación remota y totalmente

inasistida (encender y apagar) de las estaciones compresoras como Caracolí, con monitoreo absoluto del comportamiento de elementos clave del gasoducto, mientras que en estaciones como Palomino se mejoró el monitoreo remoto de gran parte de los procesos.

En el caso de la Estación Arenosa de Promigas es posible ahora regular totalmente en línea y a distancia la presión del gas, obtener lecturas de odorización, conocer estados de las principales válvulas, tener control de flujo y gran cantidad de datos útiles para la operación, sin necesidad de desplazar técnicos hasta el lugar. Está en proyecto el incorporar al Scada los procesos de deshidratación de la Estación Ballena y los de regulación y compresión de la Estación La Heroica.

De esta manera, con la recopilación remota de información desde las City Gates integradas al Scada, los desplazamientos de técnicos o de personal especializado para la recolección de datos, por ejemplo, al momento de llevar a cabo los cortes de volumen para las cuentas de balance con el distribuidor, resultan en gran medida disminuidos o eliminados.

En relación con las válvulas de seccionamiento que se encuentran automatizadas (entre Bureche y Caracolí), el sistema permite monitorear su funcionamiento y operarlas remotamente para un óptimo control del flujo de gas natural, teniendo, por ende, un elevado nivel de seguridad en el transporte y el cumplimiento de entregas.

Con el sistema Scada se logró reducir el número de correctivos y los tiempos de atención. Por ejemplo, se pueden tener los datos de presiones a distancia -desde el Centro Principal de Control- para aumentar la seguridad de operación del gasoducto y mejorar el control de la operación.

La información oportuna y actualizada generada por el sistema hace posible la toma de decisiones más acertadas, basadas en estadísticas reales. Prueba de ello es que las variables de consumo para

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cuentas de balance, como presión de flujo, volumen horario y diario de consumo, poder calorífico, temperatura del gas, tiempo de consumo facturado, entre otros, son conocidas en línea.

Un importante avance, producto de Scada, ha sido el desarrollo y la puesta en funcionamiento en el corto plazo, de un sistema de simulación en línea de la operación del gasoducto, con el cual será posible modelar y predecir con mínima incertidumbre, las condiciones o el perfil de operación del gasoducto durante las horas siguientes del día.

Adicionalmente a todo lo anterior, gracias a Scada, desde este año se está actualizando de forma remota desde el Centro Principal de Control la composición del gas natural que se entrega a los clientes que cuentan con computadores de flujo. Antes era necesario ir a campo y reconfigurar manualmente cada uno de los computadores con la nueva composición del gas que se entrega a los remitentes.

En esta materia, Promigas está impulsando desde hace tres años una regulación gubernamental que obligará a las empresas

-que consuman diariamente más de 100 mil pies cúbicos de gas- a instalar un computador de flujo que hará posible extender los beneficios del Scada a muchos más clientes.

“Scada se convierte así en un gran apoyo para la iniciativa estatal de contar con información del mercado del gas natural más actualizada y veraz, en la medida en que estos datos en tiempo real son accedidos por nuestros clientes mediante los sistemas de información disponibles para tal fin. Por lo que al tener Promigas un sistema ampliamente diseminado, se puede atender este requerimiento en forma más precisa”, agregó el Ingeniero Villalba.

Uno de los puntos críticos es la plataforma de recopilación, almacenamiento y procesamiento de la información. “Invertimos en los últimos meses en tecnología informática para mejorar la confiabilidad de la base de datos del sistema, con equipos redundantes y robustos para el manejo de los datos en línea”, anotó Alejandro Villalba.

Las inversiones en el mejoramiento del Scada de Promigas también han logrado

Controlremotodelgasoducto

Los transportadores de gas natural han implementado desde hace varios años sistemas de control y adquisición de datos remotos en los puntos estratégicos del gasoducto, aprovechando los avances en sistemas de control, telecomunicaciones e informática.

Básicamente un sistema Scada permite medir las variables de flujo de gas que allí se registran y, a través de un medio de transmisión, llevarlas instantáneamente hasta un centro de control.

La información recibida es procesada y a partir de ella se pueden tomar decisiones como aumentar o disminuir producción, ver el estado de una válvula (abierta o cerrada) y en forma remota modificar los puntos de control operacional.

También posibilita realizar balances de gas, análisis de tendencias de variables e informes gráficos y almacenar información operacional y de control en una base de datos.

Adicional a las mejoras en la operación, estos sistemas permiten a los usuarios realizar una programación apropiada de los consumos y conocer en forma oportuna las variables que intervienen en el proceso de facturación del gas consumido.

reforzar en las City Gates la alimentación de energía de los puntos de control más alejados mediante paneles solares, y se ha incorporado tecnología celular para la transmisión de los datos.

A diferencia de los inicios del Scada en que sólo se aprovechaba la información al interior de la operación de la empresa, los datos obtenidos por el sistema llegan ahora a un mayor número de usuarios en Promigas, a través de herramientas sencillas que les brindan acceso por medio de internet a información relevante para su actividad diaria.

El Scada ha garantizado la entrega de un servicio de transporte de gas natural con altos niveles de seguridad operacional y de suministro de combustible, al conocer y detectar, a distancia y en tiempo real, el comportamiento permanente del gasoducto.

De esta manera, Promigas reafirma su compromiso empresarial y filosofía de servicio que la confirman como una organización vanguardista en tecnología.

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Informe de Responsabilidad Social 2007Para Promigas es motivo de orgullo hacerlos partícipes de los apartes más importantes de nuestro Informe de Responsabilidad Social. Estamos convencidos de que ustedes son un eslabón fundamental de nuestros procesos organizacionales y una audiencia clave de nuestros propósitos.

NuestrosPúblicosExternos

Clientes

La percepción de nuestros clientes externos es un factor significativo en el posicionamiento y el crecimiento de Promigas. Por ello continuamos trabajando en la consolidación de la cultura de servicio, esfuerzo que ha rendido frutos.

Como es costumbre, realizamos la medición del nivel de satisfacción de los clientes externos, en la cual obtuvimos 94% en promedio en los atributos de imagen, destacándose que de los 48 contactos entrevistados, representantes de nuestros 12 clientes de empresas distribuidoras, industriales y térmicas, 100% nos perciben como una organización sólida y confiable.

Cabe resaltar que el índice de lealtad fue de 97%, mayor al de 2006 en cuatro puntos porcentuales, resultante de la disposición del 96% a recomendarnos y del 98% a renovar su contrato actual. Por su parte, los procesos de operación del gasoducto y nominación obtuvieron índices de satisfacción de 92 y 88% respectivamente, siendo el primero el más importante para ellos y el segundo el de mayor interacción con Promigas.

A partir de estos resultados se implementaron planes de acción para aprovechar las oportunidades de mejora encontradas en los diferentes atributos de los procesos de cara al cliente.

Proveedores

Para Promigas es fundamental contar con proveedores que cumplan con los más altos estándares de calidad y contribuyan al logro de sus objetivos corporativos. Esto quedó evidenciado en las calificaciones de desempeño obtenidas por 569 proveedores evaluados del universo contratado, de las cuales 99,3% oscilaron entre bueno y excelente, de acuerdo con el ranking establecido.

Al finalizar 2007 contábamos con un total de 436 empresas inscritas en el registro de proveedores de bienes y servicios críticos, 375 nacionales y 61 extranjeras. De ellas, 210 suministran bienes y 226 servicios, y 118 cuentan con sistemas de gestión de calidad certificados, registrándose un aumento en esta cifra con respecto a 2006 de 32,5%.

El monto total de las compras al universo de proveedores conformado por 1.420 fue de $96.614.700.319, correspondiendo 6,6% a bienes y 93,4% a servicios. A su

vez, $90.884.911.265 fueron efectuadas a proveedores nacionales y $5.729.789.054 a extranjeros.

Relaciones con la Comunidad

Gestión social

El desarrollo de las comunidades es nuestro principal compromiso de responsabilidad social y una virtud de la organización. Por ello, diseñamos propuestas innovadoras que propendan por un mejor ser humano y una mejor sociedad.

La gestión social adelantada a través de la Fundación Promigas, pone énfasis en la educación por considerarla un legado valioso para las generaciones presentes y futuras. Conscientes de la importancia de trabajar en la primera infancia y en los primeros años de vida escolar, aunamos esfuerzos para que los niños reciban una educación de calidad en un ambiente favorable para su desarrollo integral.

Nuestros programas apoyan el cumplimiento de las políticas públicas promovidas por el Estado, apuntándole a la consecución de los propósitos nacionales en materia de educación y oportunidades de ingresos para los sectores menos favorecidos, principalmente de la región Caribe colombiana.

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Los logros de nuestras principales líneas de trabajo, como son desarrollo educativo y desarrollo empresarial, se expresan a continuación:

Línea de desarrollo educativo

En el año, con el concurso de los gobiernos locales y sus secretarías de educación, logramos llegar a cerca de 300 instituciones educativas oficiales y 500 sedes de los estratos socioeconómicos más bajos de distintas localidades.

Nuestros programas educativos, orientados prioritariamente a que los niños fortalezcan su juicio moral y desarrollen mejores competencias para la lectura y las matemáticas, permitieron acompañar el trabajo pedagógico de 1.700 docentes y beneficiar de manera indirecta a

más de 5.000, logrando con ello que 170.000 estudiantes fueran partícipes de nuevas formas de enseñar y aprender.

Como consecuencia de su permanente innovación, la fundación diseñó dos nuevos proyectos dirigidos a jóvenes. El primero, orientado a fomentar el empresarismo y la mentalidad empresarial, brindándoles oportunidades para la creación de pequeños negocios y, el segundo, que busca promover las competencias ciudadanas.

Línea de desarrollo empresarial

Durante el año fortalecimos 406 famiempresas, de las cuales 134 corresponden al departamento de La Guajira, 200 al Magdalena y 72 al Atlántico, con una recuperación de cartera superior al 90%.

Mediante acciones de capacitación, asesoría y financiación, incrementamos la capacidad de gestión de negocios y el crecimiento personal de los microempresarios. Gracias a esto, se generaron 802 autoempleos y se contribuyó al mejoramiento de las condiciones de vida de más de 2.000 personas.

La evaluación externa realizada a las famiempresas acompañadas por la fundación durante los últimos dos años evidenció que se han logrado impactos positivos en la sostenibilidad de los negocios y en la calidad de vida de las familias. La tasa de asistencia escolar aumentó en la población en edad de estudiar; los ingresos de los hogares aumentaron en 28% y las necesidades básicas

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insatisfechas se redujeron en 19%, logrando una trayectoria en este indicador por encima de sus localidades. De otra parte, más del 50% de los famiempresarios ha mejorado su vivienda.

Cabe resaltar que en la última década, la Fundación Promigas ha apoyado 4.000 microempresas que han generado 8.000 autoempleos y beneficiado a más de 30.000 personas.

Programas sociales de especial interés

El convenio de cooperación con el municipio de Manaure, departamento de La Guajira, permitió que alrededor de 900 niños pertenecientes a 24 comunidades indígenas ubicadas en la zona de influencia del gasoducto, se beneficiaran con un programa de atención pediátrica integral en salud. Con esto, se posibilitó la movilización de la oferta del Estado y su proyección a estas poblaciones.

Al finalizar el programa se evidenció una notable disminución de casos de desnutrición crónica en los pacientes de control y un aumento del número de niños con peso normal para la talla.

En relación con el municipio de Pueblo Viejo, departamento del Magdalena, continuamos trabajando en el fortalecimiento de procesos de desarrollo local, poniendo especial énfasis en el voto programático. Para ello, contribuimos a la cualificación de los candidatos a la alcaldía y el concejo.

En La Guajira, mediante el convenio con el ICBF, seguimos promoviendo el desarrollo integral de 1.116 niños y niñas menores de 6 años residentes en Riohacha, Mingueo y Palomino. Con nuestras acciones a nivel de salud, nutrición y educación, garantizamos el cumplimiento de sus derechos y les preparamos para el inicio de su vida escolar.

Proyectos de cooperación internacional

La Fundación Promigas, por tercer año consecutivo, en el marco del convenio de cooperación con el Gobierno de Holanda, continuó con sus proyectos educativos y de emprendimiento productivos, al igual que con investigaciones orientadas, principalmente, a valorar las externalidades positivas del gas natural como tecnología sanitaria.

La evaluación externa realizada a estos proyectos mostró impactos significativos en la generación de ingresos, el mejoramiento de la responsabilidad familiar y los hábitos saludables de los escolares pertenecientes a las 13 localidades de la Costa Caribe colombiana beneficiados con este convenio.

Los hallazgos muestran que la instalación del gas natural ha sido de gran rentabilidad social. Igualmente, que su costo/

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efectividad es comparable con el de intervenciones como las vacunas contra el rotavirus y la hepatitis A en América Latina.

Gestión Ambiental y de Seguridad y Salud Ocupacional

Los permanentes esfuerzos que realizamos para que nuestra relación con el entorno ambiental sea positiva, los retos que asumimos, los programas, proyectos y actividades que emprendemos, nos hicieron acreedores a la ratificación de las certificaciones en los sistemas de Gestión Ambiental y de Seguridad y Salud Ocupacional, bajo las normas ISO 14001 y OHSAS 18001. Es un reconocimiento al compromiso de Promigas con el ambiente, la salud y la integridad de sus empleados, contratistas y comunidad.

Estamos convencidos de que la salud ocupacional es una inversión que contribuye a incrementar el bienestar y la productividad, y esto se ve reflejado en los programas que estructuramos para preservar, conservar y mejorar la salud individual y colectiva de nuestra gente, así como para prevenir y controlar los riesgos laborales.

Sociedad

Donaciones y contribuciones

En nuestro interés de apoyar los propósitos sociales de diversas instituciones del departamento del Atlántico, realizamos aportes económicos por un valor de $893.632.910 para contribuir a sus programas, principalmente educativos y culturales.

Empleo generado

La dinámica de crecimiento y expansión de Promigas, a nivel nacional y en otros países de América Latina, ha impulsado la generación de oportunidades de empleos directos e indirectos, que a su vez han aportado al progreso social y económico de las ciudades y países donde desarrollamos nuestros negocios.

El año pasado, trabajamos directamente con 296 empleados que integran nuestra planta de personal y contamos con el apoyo de 276 firmas contratistas y asesoras para nuestros procesos, en especial los operacionales, cuyos contratos ascendieron a la suma de $69.190.914.081.

Sector Público

Con el pago oportuno de los impuestos nacionales y municipales, así como de los aportes parafiscales que realizamos anualmente, contribuimos al progreso social y económico de nuestra región y del país. En el periodo, esta suma ascendió a 23.017 millones de pesos.

De igual forma, la empresa productora Chevron pagó al departamento de La Guajira, su capital Riohacha y los municipios de Uribia, Manaure y Dibulla $151.560.886.900 por concepto de regalías por explotación de gas natural. Con estos recursos, que deben ser destinados por las administraciones locales a inversión en salud, educación y saneamiento, se contribuye a dar respuesta a las necesidades básicas insatisfechas de la comunidad.

Nuestra Gente

El permanente interés de Promigas por el desarrollo y el fortalecimiento de las competencias de su gente, se ha fundamentado en sus objetivos corporativos y en la estrategia orientada a optimizar la productividad del talento humano y la competitividad de la organización. Es así como en 2007, en cumplimiento del plan de capacitación y desarrollo, 290 personas participaron en 300 acciones de formación que totalizaron 12.730 horas, en las que se invirtieron $537.811.275, para un promedio de $1.804.736 por empleado.

Con el propósito de propiciar el desarrollo integral de su gente, Promigas además de las acciones que realiza para fortalecer su dimensión intelectual, programa actividades orientadas a enriquecer sus dimensiones social, física y afectiva. Es por ello que generamos espacios de esparcimiento e integración, posibilitadores de la recreación humana reflejada en diversión, descanso y refuerzo de la sana convivencia dentro de la organización y a nivel familiar.

Durante 2007, los diferentes programas estuvieron enmarcados dentro del concepto “juntos para” cuyo objetivo final es la unión de fuerzas y de voluntades para acrecentar el disfrute pleno y obtener mayores y mejores resultados.

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Proyecto cultural único en la ciudadPromigas, su Fundación Promigas y Gazel, en respuesta al interés compartido por apoyar el crecimiento cultural y al compromiso con la ciudad, hicieron entrega de un bus al Museo de Arte Moderno de Barranquilla, MAMB, para el fortalecimiento del proyecto ¡Vamos de Paseo… Vamos al Museo!

Buséfalo, como se ha bautizado al bus, le permitirá llevar, durante su primer año de funcionamiento, a más de 15 mil niños y jóvenes a un recorrido cultural por Barranquilla. Sitios emblemáticos como el Edificio de la Aduana, la Casa del Carnaval y el Teatro Amira De la Rosa, entre otros, serán parte del programa que finalizará en las instalaciones del MAMB.

Con “Buséfalo”, y en general con el proyecto emprendido, se facilitará el acceso a la población escolar de los

estratos 1, 2 y 3 al arte y al reconocimiento de nuestra ciudad, a través del desarrollo de herramientas pedagógicas y del refuerzo de valores. En el marco de este proyecto, único en Barranquilla, se programarán visitas al MAMB exclusivamente para niños y jóvenes, quienes serán trasladados en el bus desde su respectiva institución educativa, posibilitándoles el conocimiento de sitios referenciales y de vital importancia en la ciudad como los anteriormente mencionados.

El bus prestará su servicio de manera gratuita a las instituciones de educación pública que lo soliciten. Las puertas del MAMB siempre están abiertas para fomentar la cultura, la apreciación del arte y especialmente como espacio académico y de construcción de ciudadanía. Promigas, la Fundación Promigas y Gazel se unen a estos fines convencidos de que a través de la educación se alcanza la equidad social, la convivencia pacífica, la democracia y el desarrollo personal y social del ser humano.

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: : : : R E G U L A C I Ó N

RegulaciónResolución CREG 75 de 2008

Por la cual se modifica el Artículo 37 de la Resolución CREG 011 de 2003, y se dictan otras disposiciones para la compra de gas combustible con destino a usuarios regulados.

Resolución CREG 050 de 2008

Por la cual se decide sobre una solicitud de revisión del Cargo Promedio de Distribución aprobado mediante la Resolución CREG 030 de 2004 para el mercado relevante de Surtidora de Gases del Caribe S.A. E.S.P.

Resolución CREG 041 de 2008

Por la cual se modifica y complementa el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural -RUT-

Resolución CREG 028 de 2008

Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la Comisión, “por la cual se emiten disposiciones que regulan el acceso y la expansión del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural”.