identificar los elementos técnicos, económicos y...
TRANSCRIPT
COMISION DE REGULACION DE ENERGIA Y GAS CREG
Identificar los elementos técnicos, económicos y logísticos que permitan
valorar el ingreso al productor de gasolina motor corriente, diésel, JET A1
y GLP y proponer al menos tres alternativas de valoración para cada
producto Primer informe
Ricardo Lloreda y Asociados SAS
29/09/2017
Aspectos técnicos y logísticos, aspectos relevantes del contexto internacional y tecnológico y aspectos metodológicos
1
Tabla de contenido RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................5
1. Antecedentes ...........................................................................................................................8
2. Contexto internacional del mercado de combustibles ......................................................10
2.1. Mercados de abastecimiento de combustibles para Colombia ...............................10
2.1.1. Importación de gasolinas ......................................................................................10
2.1.2. Importaciones de diésel ........................................................................................12
2.1.3. Importaciones de JET A1 .....................................................................................14
2.1.4. Importaciones de GLP...........................................................................................15
2.1.5. Origen de las Importaciones ................................................................................17
2.1.5.1. Gasolinas ............................................................................................................17
2.1.5.2. JET A1 .................................................................................................................19
2.1.5.3. Diésel ...................................................................................................................20
2.1.5.4. GLP ......................................................................................................................22
2.1.6. Mercados de referencia ........................................................................................24
2.1.7. Desarrollos tecnológicos y tendencias que afectan la oferta de combustibles
28
2.1.7.1. Norteamérica ......................................................................................................29
2.1.7.2. Latinoamérica .....................................................................................................29
2.1.7.3. Europa .................................................................................................................30
2.1.7.4. Rusia ....................................................................................................................31
2.1.7.5. Medio Oriente .....................................................................................................32
2.1.7.6. Asia – Pacifico ....................................................................................................33
2.1.7.7. África ....................................................................................................................34
2.1.8. Principales fuentes de variación de precios de los combustibles en los
mercados externos ................................................................................................................34
2.2. Tendencias en las especificaciones internacionales de los combustibles.............37
2.2.1. Especificaciones que se controlan en las gasolinas .........................................37
2.2.2. Especificaciones que se controlan en el Diésel .................................................40
2.2.3. Principales especificaciones de las gasolinas en algunos países del mundo
46
2.2.4. Principales especificaciones del diésel en algunos países del mundo ..........50
2.2.5. Características del JET A1 en algunos países del mundo ...............................52
2
2.2.6. Especificaciones del GLP en algunos países ....................................................54
2.2.7. Tendencias mundiales en la calidad de la gasolina y el diésel .......................55
2.3. Características de los marcadores de precios de combustibles .............................57
2.4. Proyecciones de precios del petróleo y sus derivados para los próximos 20 años
62
2.5. Proyecciones del margen de refinación......................................................................70
3. Caracterización y revisión metodológica de la fijación de precios en tres países de la
región: .............................................................................................................................................75
3.1. España ............................................................................................................................75
3.1.1. Estructura del mercado de combustibles............................................................76
3.1.2. Suministro de combustibles (aprovisionamiento) ..............................................77
3.1.3. Componentes de los precios de venta al público de los combustibles ..........80
3.1.4. Aspectos metodológicos para el cálculo del costo de aprovisionamiento .....85
3.1.5. Conclusiones ..........................................................................................................85
3.1.6. Mercado del GLP ...................................................................................................86
3.1.7. Precios de venta del GLP .....................................................................................88
3.2. Chile.................................................................................................................................91
3.2.1. Metodología para el cálculo de los precios paridad ..........................................95
3.3. Uruguay ...........................................................................................................................97
3.3.1. Metodología del cálculo de los precios de paridad .........................................104
3.4. México ...........................................................................................................................106
3.4.1. Política y metodología de cálculo de los precios de la gasolina el diésel ....112
3.4.2. Mercado y política de precios del GLP. ............................................................115
3.5. Perú ...............................................................................................................................119
3.5.1. Política de precios y aspectos metodológicos ................................................124
4. Contexto nacional del mercado de combustibles: ...........................................................131
4.1. Especificaciones de calidad .......................................................................................131
4.1.1. Comparación de la calidad de los combustibles colombianos con el resto del
mundo 134
4.1.1.1. Comparación entre las Especificaciones de las Gasolinas Colombianas y
el resto del mundo: ..............................................................................................................135
4.1.1.2. Comparación entre las Especificaciones del diésel Colombiano y el resto
del mundo: 136
3
4.1.1.3. Comparación entre las Especificaciones del JETA Colombiano y el resto
del mundo: ............................................................................................................................137
4.1.1.4. Comparación entre las Especificaciones del GLP Colombiano y el resto
del mundo: 138
4.1.1.5. Recomendaciones para algunos cambios en las especificaciones de
combustibles en Colombia. ................................................................................................139
4.2. Infraestructura portuaria para importación de combustibles ..................................140
4.2.1. Tráfico portuario en Colombia ............................................................................142
4.2.2. Principales productos importados......................................................................144
4.2.2.1. Tipo de Carga por Sociedad Portuaria de Servicio Público .......................144
4.2.2.2. Tipo de Carga por Sociedad Portuaria de Servicio Privado .......................146
4.2.3. Descripción de los principales puertos colombianos por donde se importan
combustibles ........................................................................................................................154
4.2.3.1. Zonas portuarias públicas ...............................................................................154
4.2.3.1.1. Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A.- Cartagena .................................154
4.2.3.1.2. Vopak Colombia - Terminal de Cartagena ..............................................157
4.2.3.1.3. Oiltanking Colombia S.A. - Cartagena ......................................................158
4.2.3.1.4. Odín Petroil S.A – Santa Marta ..................................................................160
4.2.3.1.5. Sociedad Portuaria Regional de Buenaventura S.A ...............................160
4.2.3.1.6. Puerto Bolívar – La Guajira ........................................................................161
4.2.3.1.7. Palermo Sociedad Portuaria - Barranquilla ..............................................163
4.2.3.1.8. ALGRANEL - Barranquilla ..........................................................................165
4.2.3.1.9. Telba – Terminal de Líquidos de Barranquilla - Grupo Empresarial
Petromil 165
4.2.3.1.10. Bravo Petroleum - Barranquilla ..................................................................167
4.2.3.1.11. Port Magdalena S.A – Barranquilla ...........................................................168
4.2.3.2. Sociedades Portuarias Privadas ....................................................................168
4.2.3.2.1. Pozos Colorados (Cenit – Ecopetrol). .......................................................168
4.2.3.2.2. Infraestructura portuaria Refinería de Cartagena ....................................171
4.2.3.3. Proyectos de terminales nuevos ....................................................................172
4.2.3.3.1. Puerto Solo ...................................................................................................172
4.2.3.3.2. SWISS Terminal Barranquilla:....................................................................173
4.2.3.4. Algunos tamaños de buques para transporte de hidrocarburos:...............174
4
4.3. Facilidades para internación hasta los centros de consumo .................................178
4.3.1. Recibos en la costa atlántica ..............................................................................178
4.3.1.1. Recibos en la refinería de Cartagena (REFICAR).......................................178
4.3.1.2. Recibos en el puerto de Pozos Colorados ...................................................179
4.3.1.3. Recibos en Barranquilla ..................................................................................179
4.3.2. Recibos en la costa pacífica colombiana..........................................................179
4.3.3. Características de poliductos que unen las costas con el interior del país ..180
5. Operaciones de comercio exterior ....................................................................................180
5.1. Actividades y tiempos requeridos para realizar una operación de comercio
exterior de importación de los combustibles ........................................................................182
5.2. Tarifas aplicables .........................................................................................................183
6. Aspectos metodológicos .....................................................................................................184
6.1. S&P Global Platts ........................................................................................................186
6.2. ARGUS Media ..............................................................................................................187
6.3. Otros costos .................................................................................................................190
5
RESUMEN EJECUTIVO
En desarrollo de la primera fase de la consultoría para el cálculo de los precios de
paridad de los combustibles, se hizo un análisis del contexto internacional del
mercado de combustibles en donde se estableció que el lugar de procedencia de
las importaciones de las gasolinas, diésel y Jet A1 era el golfo de los Estados
Unidos y del GLP era Trinidad y Tobago.
Posteriormente se analizaron las especificaciones de calidad de sus principales
productos marcadores con las calidades de los combustibles colombianos y se
estableció que la gasolina regular colombiana tiene uno de los índices
antidetonantes más bajos de la región y el contenido de azufre, aunque
relativamente bajo dista bastante de las 50 ppm del índice de referencia.
En cuanto al diésel, la comparación estableció que el índice cetano está acorde
con el marcador internacional pero el azufre requiere un ajuste final para
disminuirlo de 50 ppm a 15 ppm. El JET A1 cumple con las especificaciones
internacionales y GLP está acorde con la mayoría de ellas.
En los análisis de las proyecciones de precios del petróleo y sus derivados para
los próximos veinte años así como de los márgenes de las refinerías, se pudo
visualizar que el precio de los crudos y productos estará jalonado por el
crecimiento de los países no desarrollados en contario del estancamiento de los
desarrollados. El margen de refinación se verá afectado en los primeros años de
proyección por la sobrecapacidad del parque refinador, pero luego retomará una
senda positiva por el incremento de demanda de combustibles principalmente en
China e India.
Para el desarrollo de esta se consultoría se consideró pertinente el análisis de
varios países vecinos con el fin de visualizar el manejo que se le da a las políticas
de fijación de precios de combustibles y las metodologías que los soportan. Esto
servirá como punto de referencia para la propuesta para Colombia.
Los países escogidos fueron: España, Chile, Uruguay, México y Perú y las
principales conclusiones del análisis fueron:
• La mayoría son importadores de crudo con excepción de México
• La capacidad de refinación no cubre las necesidades internas de todos
los combustibles. Algunos son abastecidos en gasolina pero todos son
importadores de diésel
• Los precios los fija la oferta y demanda (libres) a excepción de Uruguay
(ANCAP)
6
• TODOS referencian sus precios con una metodología paridad importación
incluidos los productos en los que son autoabastecidos.
• El mercado de referencia por excelencia es el Golfo de los Estados Unidos
(USGC) para combustibles y Mont Belvieu para propano y butano
• Los marcadores son: UNL87, ULSD, Jet 54, Propano y Butano
• La principales publicaciones utilizadas son: Platts y Argus
• TODAS la metodologías incluyen los gastos de internación propios de cada
país
También se analizó la infraestructura portuaria existente para la importación de
combustibles y se estableció que hay dos grandes puertos de carácter privado por
donde ECOPETROL realiza sus importaciones: Pozos Colorados en Santa Marta
y REFICAR en Cartagena.
Existen zonas portuarias privadas localizadas en Barranquilla y Cartagena en la
costa atlántica y en Buenaventura en la costa pacífica. Se destacan Puerto Bahía
en Cartagena, Portmagdalena, Palermo Tanks, Telba entre otros en Barranquilla y
en Buenaventura la sociedad portuaria.
Con respecto a las facilidades para internación de los combustibles desde la costa
colombiana hasta los centros de consumo del interior del país, solo se cuenta con
los poliductos Pozos Colorados – Galán y Buenaventura – Yumbo, aunque este
último presenta baja utilización por sus problemas relacionados con la integridad
operativa y el costo del transporte. La otra opción utilizada es el transporte fluvial
entre la costa atlántica y la ciudad de Barrancabermeja por el rio Magdalena.
Al revisar las importaciones de combustibles se encontró que más del 90% las
realiza ECOPETROL y que alrededor del 5% las realiza el Cerrejón para sus
operaciones mineras en la Guajira. Por lo anterior, como una primera
aproximación para la distribución de los costos de las diferentes actividades que
componen una importación, se tomó la información típica que suministró ésta
empresa aunque se corroboró con la disponible en la DIAN y el DANE.
El principal componente de una importación es el costo del producto FOB
(alrededor del 96%), seguido del costo del flete (alrededor del 3%) y los otros
gastos relacionados con seguros, inspecciones de calidad y cantidad, agencia
miento aduanero y portuarios representan alrededor del 1%.
En los aspecto metodológicos relacionados con el cálculo de precios de paridad se
pudo establecer que para la valoración del precio del producto FOB y el costo del
flete se toman las referencias que aparecen en las publicaciones de Platts y
ARGUS, quienes a pesar de tener la misma fuente de información aplican
metodologías diferentes. En el informe final ser hará una recomendación particular
7
respecto a los aspectos metodológicos que se tienen que considerar al establecer
una fórmula para el cálculo de los precios de paridad.
La principal conclusión de esta parte del estudio está relacionada con la necesidad
que Colombia establezca unos precios de paridad transparentes y acorde con el
mercado tal cual los han realizado los países analizados, teniendo en cuenta los
aspectos relacionados con el mejoramiento de la calidad de los combustibles,
especialmente en la gasolina regular y el diésel.
8
1. Antecedentes
Con la expedición del Decreto Ley 4130 de 2011 se asigna a la CREG la función
de regular las actividades de refinación, importación, almacenamiento, distribución
y transporte de combustibles líquidos.
Por otra parte, en el Decreto 1260 de 2013, se le asignó a la CEG la función de
determinar los parámetros y metodología de referencia para fijar el precio de
ingreso al productor y de venta al público de gasolina motor corriente, diésel y
biocombustibles así como expedir la regulación económica de las actividades y
definir la metodología y establecer fórmulas para determinar precios del JET A1.
De acuerdo con las metodologías vigentes, el productor (refinador) de gasolina y
diésel recibe una remuneración basada en el criterio de “paridad exportación”,
indexados a marcadores del golfo de los Estados Unidos con ajustes por las
diferencias de calidad de los productos colombianos con respecto a los
marcadores del mercado internacional.
Para la gasolina, debido a que en el mercado de la costa del golfo no se
comercializa gasolina con el octano requerido en Colombia, la regulación realiza
un ajuste al marcado internacional para que refleje su nivel de octanaje:
En el caso de diésel, el ajuste de calidad se realiza por el contenido de azufre y
se utilizan diversos marcadores afectados por los volúmenes producidos de cada
uno de ellos:
La norma que regula los precios del mercado mayorista del GLP es la Resolución
CREG 066 de 2007 en la cual se establece precios diferenciales que dependen de
la posición de los distintos comercializadores en el mercado.
Para ECOPETROL y en virtud de su posición dominante como el principal y
prácticamente único productor a la fecha, se determina un precio máximo del GLP
procedente de sus fuentes de producción con base en el criterio “paridad
exportación” mientras que a los demás comercializadores y para nuevos puntos de
suministro, se determinó la libertad de precios.
9
Con esta norma, se quiso regular al productor dominante definiendo su ingreso en
términos del uso alterno del GLP en caso de no entregar el producto en el
mercado nacional. En estas circunstancias, su opción era la exportación del GLP
al mercado internacional y en particular a la Costa del Golfo de los Estados Unidos
En lo tocante al JET A1, en el artículo 11 de la Ley 681 de 2001 se estableció el
ingreso al productor de la siguiente manera: “El ingreso al productor de gasolina
de aviación Jet A1 es el precio de venta en puerta de refinería (ip), entendiendo
como el precio FOB Cartagena, equivalente al índice Platt's US Golf Coast Wb
(Low) de las cotizaciones del índice JET 54 USGC, tomando el promedio de los
precios de referencia de los días 1 a 25 del mes inmediatamente anterior al mes
en que entra en vigencia el nuevo precio. Ecopetrol lo publicará en su página Web
de Internet, el primer día calendario de cada mes.
Este ingreso al productor así definido, será igual para la venta en puerta de
refinería tanto en Cartagena como en Barrancabermeja.” Sin embargo en el
artículo 116 de la Ley 1450 de 2011 se cambia la periodicidad de la publicación,
fijándola semanalmente y se enuncia la derogación del artículo 11de la Ley 681
previo cumplimiento de ciertos requisitos que a la fecha no se han cumplido.
De acuerdo con lo anterior, la regulación vigente para los precios de los
combustibles objeto del estudio está basada en criterios de abastecimiento por
parte del productor nacional, fijada por una metodología de “paridad exportación”
a excepción del JET 1A que corresponde a paridad mercado internacional.
De acuerdo con las proyecciones recientes de la UPME, tal como se muestra en la
siguiente gráfica, Colombia será importadora neta de combustibles líquidos con
una brecha creciente en todo el horizonte de proyección, debido al crecimiento
sostenido de la demanda y a la oferta constante de las refinerías nacionales.
Figura1: Balance nacional de gasolinas + Diésel + JET A1
10
De acuerdo con lo anterior, la CREG está interesada en conocer los aspectos más
relevantes de una metodología de valoración del ingreso al productor de gasolina
motor corriente, diésel, JETA1 y GLP acorde con esta nueva realidad de mercado.
2. Contexto internacional del mercado de combustibles
Para el establecimiento de los precios de paridad de los combustibles y su relación
con el mercado internacional se debe establecer en primer lugar la procedencia de
las importaciones para posteriormente determinar los mercados de referencia con
los cuales se establecerá la fórmula de precios.
Una vez establecidos los mercados de referencia, se analizarán las
especificaciones de calidad de sus principales productos marcadores con el fin
tenerlas en cuenta para posibles ajustes al compararlas con las especificadores
de los combustibles colombianos cuando se esté determinando el costo del
producto en la metodología de los precios de paridad
Finalmente, se hará una revisión de las proyecciones de precios del petróleo y sus
derivados para los próximos veinte años así como de los márgenes de las
refinerías, todo dentro del contexto de las publicaciones especializadas que
efectúan estos análisis.
2.1. Mercados de abastecimiento de combustibles para Colombia
Para la determinación de las importaciones de combustibles, se toma como
fuente de información los datos reportados por el DANE en sus registros de
importaciones para los diferentes productos, según las partidas arancelarias
asignadas a las gasolinas, diésel, JETA y GLP (propano + butanos + gases
licuados).
2.1.1. Importación de gasolinas
En lo que respecta a la importaciones de gasolina, estas se reanudaron partir del
año 2011 debido a que en la refinería de Barrancabermeja se vio impactada por
las restricciones de carga en una de las unidades de destilación atmosférica y a la
mayor duración del mantenimiento mayor de una de las unidades de Ruptura
Catalítica que incidió en la producción de gasolinas.
Otra causa de las importaciones de gasolinas tiene que ver con el atraso en la
entrada del plan maestro de Cartagena debido a que para cumplir con la
especificación de azufre se debió exportar parte de la producción de alto contenido
de azufre y al mismo tiempo importar su equivalente con bajo contenido de azufre.
11
A partir de 2015 y hasta mediados de 2016 con motivo de la salida de servicio de
la refinería de Cartagena para su modernización, se suspendió la producción de
gasolinas en esta refinería y se importó su equivalente para cubrir la demanda
nacional.
Por otra parte, en los últimos años, 2015-2016 se ha registrado un incremento en
las demandas del consumo de gasolinas por un alivio en los precios al
consumidor, por la reducción en el crecimiento de conversiones de vehículos de
gasolina a gas y por mayores demandas en las zonas de frontera con Venezuela
por las dificultades para traer gasolina de ese país.
Se complementa esta demanda en el consumo de gasolinas por el crecimiento
económico y de seguridad del país, reflejado en una mayor venta de vehículos y
más pasajeros circulando por las vías nacionales.
En el 2016, también incidió en el incremento en la importación de gasolinas, la
suspensión de mezclas de etanol en el país por efecto del paro camionero,
durante el mes de julio de ese año. También se presentó una menor oferta de
etanol durante los meses de noviembre y diciembre por parte de los ingenios
azucareros, lo cual obligó a reducir la mezcla del 10% al 6%, compensado con una
mayor proporción de gasolina en la mezcla.
En la siguiente gráfica se puede ver la evolución histórica de las importaciones de
gasolinas como resultado de los eventos anteriormente explicados.
Figura 2: Importación de gasolinas en Colombia años 2008-2016
Fuente: DANE
-
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BP
D
AÑOS
Importación de Gasolinas en Colombia
12
En estas cifras no se han tenido en cuenta las importaciones de naftas usadas
como dilución de los crudos pesados para el transporte por oleoductos y para
exportación de esos crudos pesados.
Respecto a las proyecciones del abastecimiento de este combustible, utilizando
las proyecciones de demanda de la UPME de finales del 2016 y la producción
típica de las dos refinerías de ECOPETROL, podemos observar que el país se
convierte en un importador neto de gasolina tal como se muestra en la siguiente
gráfica, llegando a la importación a una participación cercana al 40% en 2030.
Figura 3: Proyección balance de gasolinas del país años 2017-2030
Fuente: UPME, ECOPETROL
2.1.2. Importaciones de diésel
Desde mediados de la década pasada se ha tenido un crecimiento sostenible en
los consumos de diésel en el país por el incremento en la oferta de vehículos que
usan este combustible, especialmente en los sistemas de transporte masivo en la
mayoría de las ciudades grandes del país (Bogotá, Bucaramanga, Barranquilla,
Pereira, Cali, entre otras), y la diferencia de precios con respecto a la gasolina.
Se debe igualmente mencionar el incremento en el consumo de diésel a partir del
2013 por el crecimiento experimentado por la industria minera y la mayor demanda
del sector térmico. Adicionalmente, como consecuencia del cumplimiento de la
Ley 1205 de 2008, en la que se estableció el consumo de diésel de máximo 50
ppm de azufre en todo el país, dada la incapacidad de la refinería de Cartagena de
cumplir con esta especificación se exportaron volúmenes de alto contenido de
azufre compensados con importaciones de bajo contenido de azufre.
13
A partir de 2015 y hasta mediados de 2016 con motivo de la salida de servicio de
la refinería de Cartagena para su modernización, se suspendió la producción de
diésel en esta refinería y se importó su equivalente para cubrir la demanda
nacional.
En el año 2016 se disminuyeron las importaciones de diésel debido a una
conversión tecnológica de la unidad Unibón de la Refinería de Barrancabermeja,
que pasó de ser una tratadora de corrientes intermedias a una unidad de
hidrocraqueo de mediana conversión, permitiendo incrementar la producción de
diésel en aproximadamente 8 KBDC.
En la siguiente gráfica se puede ver la evolución histórica de las importaciones de
diésel como resultado de los eventos anteriormente explicados.
Figura 4: Importación de diésel en Colombia años 2008-2016
Fuente: DANE
Respecto a las proyecciones del abastecimiento de este combustible, utilizando
las proyecciones de demanda de la UPME de finales del 2016 y la producción
típica de las dos refinerías de ECOPETROL, podemos observar que el país
continua como un importador neto de diésel tal como se muestra en la siguiente
gráfica, llegando a la importación a una participación cercana al 35% en 2030.
-
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BP
D
AÑOS
Importacion de Diésel en Colombia
14
Figura 5: Proyección balance de diésel del país 2017-2030
Fuente: UPME, ECOPETROL
2.1.3. Importaciones de JET A1
La importación del JET A1, desde el 2014 ha tenido un crecimiento significativo
basado en el aumento de las demandas nacionales tanto de las rutas como de las
frecuencias aéreas dentro y hacia fuera del país. Adicionalmente, durante todo el
2015 y parte del año 2016 no se contó con la producción de la refinería de
Cartagena porque se encontraba apagada en proceso de modernización.
Figura 6: importación de JET A1 en Colombia años 2008-2016
Fuente: DANE
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BP
D
AÑOS
Importacion de JETA en Colombia
15
Respecto a la proyección, debido a que en la proyección de la UPME se considera
solo un crecimiento inter anual del 0,9% (muy diferente a la tendencia histórica), el
incremento de la producción en la refinería de Cartagena es suficiente para
mantener la auto suficiencia en buena parte del periodo de análisis, tal como se
puede observar en la siguiente gráfica.
De continuar con la tendencia histórica de la demanda, las necesidades de JET
A1se incrementarían significativamente lo cual llevaría a que las refinerías,
especialmente la de Cartagena, incrementara la producción de este combustible
en detrimento dela producción de diésel, dependiendo del diferencial de precios.
Figura 7: Proyección balance de diésel de Colombia años 2017-2030
Fuente: UPME, ECOPETROL
2.1.4. Importaciones de GLP
Las importaciones de GLP (propano + butano + otros gases licuados), han sido
relativamente bajas en los últimos años, debido a la entrada en operación en 2011
de la planta de secado de gas de Cusiana y recuperación de otros campos
menores tales como DINA y La punta.
A partir de 2016 se presentan importaciones por la disminución de la oferta en
Barrancabermeja debido a la maximización de la utilización del GLP en otros usos
como generación eléctrica y dilución de crudos.
16
Figura 8: importación de GLP años 2008-2016
Fuente: DANE
Respecto a la proyección del balance de GLP; tomando en cuenta la última
declaración de producción a cinco años y el estimado de demanda efectuado por
la UPME a finales del año 2016, se puede concluir que Colombia será un
importador neto de GLP si no se potencian algunos proyectos como la
recuperación del GLP del gas de Cupiagua.
Figura 9: proyección del balance de GLP en el país
Fuente: UPME, MINMINAS
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BP
D
AÑOS
GLP
17
2.1.5. Origen de las Importaciones
Una vez establecido que Colombia históricamente ha importado combustibles para
completar el abastecimiento interno, procederemos a determinar de qué países
provinieron para así determinar el principal origen de las mismas.
2.1.5.1. Gasolinas
En Colombia, el origen de las importaciones de gasolinas en los últimos ocho años
se puede dividir en dos etapas: la primera hasta el año 2010, donde Venezuela fue
el mayor proveedor de las mismas, alcanzando porcentajes de participación del
99%.
El segundo período a partir del 2011, cuando por los problemas operacionales en
las plantas de refinación y los asuntos políticos y de frontera con ese país, se
empiezan a disminuir las importaciones de Venezuela e inicia el repunte de las
importaciones de Estados Unidos (mercado de la costa del golfo), con porcentajes
de participación de más del 59%, llegando a valores de 90 y 87% en 2014 y 2015.
En el 2016 disminuye levemente a 79% y son los países bajos quienes empiezan
a repuntar con un 13% en los suministros de gasolinas.
Figura 10: origen de las importaciones de gasolina 2013-2016
79%
10%
6% 5%
Importaciones de gasolina año 2016 Paises de Origen, % de participación
Estados Unidos Países Bajos
Reino Unido Otros
87%
4% 4% 5%
Importaciones de gasolinas año 2015 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Países Bajos
Reino Unido Otros
18
Fuente: DANE
Figura 11: origen de las importaciones de gasolina 2009-2012
90%
3%
5%
2%
Importaciones de gasolinas año 2014 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Países Bajos Bahamas Otros
59% 12%
8%
6%
5% 4% 6%
Importaciones de gasolina año 2013 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos España Países Bajos
Bahamas Aruba Venezuela
Otros
70%
11%
5%
4% 4% 6%
Importaciones de gasolina año 2012 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Venezuela
India Antillas Holandesas
Francia Otros
77%
23%
Importación de gasolinas año 2011 Paises de Origen, % de participación
Estados Unidos Venezuela
19
Fuente: DANE
2.1.5.2. JET A1
En las importaciones de JET A1, Estados Unidos (mercado de la costa del golfo),
fue el principal abastecedor con porcentajes entre el 56 % (en 2010) hasta casi el
100 % en el 2014. En los años 2014 y 2015, su participación fue superior al 82 %.
Otros proveedores alternativos en estos últimos años han sido Aruba y las Islas
Vírgenes, participación del 8 %.
Figura 12: origen importaciones de JET A1 años 2010-2016
99%
1%
Importaciones de gasolina año 2010 Países de origen, % de participación
Venezuela Estados Unidos
99%
1%
Importaciones de gasolinas año 2009 Países de origen, % de participación
Venezuela Otros
82%
9%
8%
Importaciones de JETA año 2016 Países de origen, % de participación
Estados Unidos Islas Vírgenes Aruba
83%
8%
4% 4% 1%
Importaciones de JETA año 2015 paises de origen, % de participación
Estados Unidos Venezuela Japón
Corea Otros
20
Fuente: DANE
2.1.5.3. Diésel
En las importaciones de diésel ha existido en los últimos ocho años un proveedor
mayoritario y es Estados Unidos (mercado de costa del golfo), pues sus
porcentajes de participación han estado entre 82 % en 2009 hasta más del 96 %
en los años 2013-2016. Una razón fundamental es la cantidad del producto con la
calidad requerida por Colombia que ofrece este mercado.
Importaciones de JETA año 2014 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Otro
83%
17%
Importaciones de JETA año 2013 Paises de origen, % de participación
México Estados Unidos
77%
23%
Importación de gasolinas año 2011 Paises de Origen, % de participación
Estados Unidos Venezuela
56%
44%
Importaciones de JETA año 2010 Países de origen, % de participación
Brasil Estados Unidos
21
Figura 13: Origen de las importaciones de Diésel años 2013-2016
Fuente: DANE
96%
2% 1% 1%
Importaciones de Diésel año 2016 Países de origen, % de participación
Estados Unidos Santa Lucia Curazao China
1% 1%
98%
Importaciones de Diésel año 2015 Paises de origen, % de participación
Curazao Panamá Estados Unidos
Importaciones de diésel año 2014 Paises de Origen, % de participación
Estados Unidos Otro
97%
2% 1%
Importaciones de diésel año 2013 Paises de origen % de participación
Estados Unidos Aruba Venezuela
22
Figura 14: Origen importaciones de Diésel años 2009-2012
2.1.5.4. GLP
Las importaciones de GLP han provenido prioritariamente de Trinidad y Tobago
con una participación de más de 47% en los últimos cinco años, llegando a valores
de 84 % en el 2015. Ha habido importaciones importantes de Venezuela en
algunos años (45 % en 2012 y 47 % en 2013), pero prácticamente desaparecieron
por los problemas que afronta ese país.
92%
3% 2% 3%
Importaciones de diésel año 2012 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Venezuela Aruba Otros
90%
5% 2% 3%
Importaciones de diésel año 2011 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Aruba Venezuela Otros
95%
2% 3%
Importaciones de diésel año 2010 Países de origen, % de participación
Estados Unidos Santa Lucia otros
82%
8%
4%
6%
Importaciones de diésel año 2009 Paises de origen, % de participación
Estados Unidos Trinidad y Tobago
Venezuela Otros
23
Figura 15: origen de las importaciones de GLP años 2011-2016
82%
17%
1%
Importaciones de GLP año 2016 Países de Origen, % de participación
Trinidad y Tobago República Dominicana
Otros
60% 20%
15%
5%
Importaciones de GLP año 2014 Paises de Origen, % de participación
Estados Unidos Trinidad y Tobago
Venezuela Otros
47%
45%
5% 3%
Importaciones de GLP año 2013 Paises de origen, % de participación
Venezuela Trinidad y Tobago
Estados Unidos Otros
5% 4% 2%
84%
5%
Importaciones de GLP año 2015 Países de origen, % de participación
China Taiwán, Provincia de China
Otros Trinidad y Tobago
Venezuela
24
2.1.6. Mercados de referencia
Como se pudo apreciar en los análisis precedentes, las importaciones de los
combustibles provienen principalmente de Estados Unidos. A continuación
haremos una compilación de las principales características de este mercado y su
influencia en el abastecimiento de combustibles en Latinoamérica.
Estados Unidos se ha mantenido como un exportador de combustibles durante los
últimos años, con valores crecientes desde alrededor de 2 MBD en 2010 hasta
alrededor de 6,5 MBD en 2017. Con respecto a los combustibles de interés para
Colombia (gasolinas, diésel y propano) se pueden visualizar valores de alrededor
de 3,0 MBD en los dos últimos años.
Figura 16: Exportaciones de petróleo y derivados de Estados Unidos 2010-2017
52% 45%
3%
Importaciones de GLP año 2012 Paises de origen, % de participación
Trinidad y Tobago Venezuela Estados Unidos
54% 23%
15%
8%
Importaciones de GLP año 2011 Países de origen, % de participación
República Dominicana Trinidad y Tobago
Panamá Otros
25
Aunque las exportaciones de combustibles han crecido con el tiempo, las
tendencias varían de acuerdo con el producto y los crecimientos recientes en las
exportaciones han estado liderados por la gasolina y el propano tal como se puede
apreciar en la siguiente gráfica:
Figura 17: variación anual de las exportaciones de Estados Unidos 2010 -2016
Al hacer un análisis individual de los destinos de las principales exportaciones de
combustibles de los Estados Unidos se puede apreciar que el principal destino de
las exportaciones de gasolina es México seguido de centro y Suramérica, que
totalizan más del 95% de las mismas.
Figura 18: Destino de las exportaciones de gasolina de Estados Unidos 2014-2017
26
En lo tocante al diésel, el principal destino de las exportaciones de Estados Unidos
es Centro y Latinoamérica con una participación de alrededor del 55%, seguida
por la Europa Occidental. Por su patrón de consumo y producción México no es
uno de los principales destinos como si lo es en la gasolina.
Figura 19: Destino de las exportaciones de diésel de Estados Unidos 2014-2017
La penetración de los productos importados en el mercado latinoamericano se
debe principalmente a los atrasos y/o cancelaciones de los principales proyectos
de refinación por lo que la región pasó de tener excedentes de productos a
importador neto en los últimos diez años.
Figura 20: Balance de combustibles en Latinoamérica 1980-2016
27
La importancia de las importaciones de Estados Unidos en el abastecimiento de la
demanda de gasolina y diésel en los países de Latinoamérica es cada vez mayor,
con una tendencia creciente hasta hoy cuando representan alrededor del 30% del
volumen consumido en esta región
Figura 21: Participación de las importaciones de Estados Unidos en el consumo de
gasolina y diésel en Latinoamérica 2004-2016
Una vez determinado el impacto y la importancia de las importaciones de Estados
Unidos en el mercado de los combustibles en Latinoamérica y en Colombia en
particular, es necesario determinar la región de la que provienen.
Se hizo un análisis de las exportaciones de productos de petróleo de los últimos
siete años, con base en la información de EIA contenida en el “Petroleum supply
monthly”, para cada una de las regiones en que se divide Estados Unidos: East
Coast, Midwest, Gulf Coast Rocky Mountain y West Coast.
Los resultados arrojaron que Gulf Coast es la región que tuvo los mayores
excedentes de productos (mayor al 80%) y prácticamente la única de la cual se
exportaron los combustibles a Latinoamérica, confirmando como el mercado de
referencia para nuestra región.
.
28
Tabla 1: Exportación de productos del petróleo por región USA 2010-2016
Fuente: EIA, cálculos propios
2.1.7. Desarrollos tecnológicos y tendencias que afectan la oferta de
combustibles
La demanda global de productos refinados se estima que crezca alrededor de
1,2% por año para el periodo comprendido entre 2016 a 2035. Las principales
asumpciones de este pronóstico están basadas en lo siguiente:
Un incremento de los combustibles livianos para transporte con una mayor
participación en “Market Share” de los productos refinados
Los destilados medios (diésel y JET A1) serán los determinantes de los
márgenes de refinación en la mayoría de las regiones
La demanda de gasolinas está declinando en los países industrializados
pero creciendo en los países emergentes, impactada por las iniciativas de
uso eficiente de la energía y cambios en las políticas de subsidios
La demanda de combustibles pesados (Fuel Oil) continúa disminuyendo
por la sustitución por gas natural.
En cuanto a la calidad de los combustibles, todos los países se están moviendo
hacia estándares de calidad cada vez más estrictos, especialmente con los
relacionados con el contenido de azufre, aromáticos y benceno.
Existe todavía alguna incertidumbre sobre el cumplimiento de la fecha establecida
para que en el Bunker se limite el contenido de azufre a máximo 0,5% en peso.
Esta especificación podría impactar la demanda de destilados medios porque se
requeriría un componente de mezcla de bajo azufre para poder cumplirla.
A continuación se presenta un análisis de las principales tendencias y
perspectivas regionales del negocio de la refinación y producción de
combustibles:
Date
East Coast
(PADD 1)
Midwest
(PADD 2)
Gulf Coast
(PADD 3)
Rocky Mountain
(PADD 4)
West Coast
(PADD 5)
2010 152,0 37,0 1.580,0 2,0 254,0
2011 240,0 49,0 1.907,0 2,0 305,0
2012 220,0 53,0 2.016,0 3,0 317,0
2013 188,0 62,0 2.058,0 1,0 350,0
2014 132,0 78,0 2.132,0 1,0 374,0
2015 101,0 72,0 2.273,0 1,0 346,0
2016 136,0 62,0 2.446,0 2,0 326,0
US FINISHED PETROLEUM PRODUCTS EXPORT (kBDC)
29
2.1.7.1. Norteamérica
Los refinadores están aprovechando los beneficios de un crudo barato y los
precios del gas natural para incrementar sus exportaciones a Latinoamérica y
Europa. Adicionalmente, el incremento de crudos livianos y de bajo azufre de la
producción “tigh oil” aumentará los excedentes de nafta la cual podrá sustituir al
gas en los reformadores para la producción de materia prima petroquímica.
Figura 22: Factores clave de la competitividad de las refinerías de Estados Unidos
Fuente: EIA
Estados Unidos tiene excedentes de crudos livianos y condensados que no
pueden cargarse en sus refinerías con la configuración actual, por lo que
probablemente esto tenga un impacto en los cambios futuros de las
configuraciones de las refinerías.
En cuanto a la demanda, el consumo de gasolina continúa disminuyendo aunque
se mantiene en valores superiores al 40% del global. Regionalmente decrecen las
exportaciones a Europa pero se incrementan a Latinoamérica.
En diésel Estados Unidos se vislumbra como el proveedor de Latinoamérica y
también de Europa
2.1.7.2. Latinoamérica
En Latinoamérica la mayoría de las inversiones planeadas en nuevas refinerías o
expansiones de gran envergadura se han cancelado o tienen demoras en su
ejecución. En algunos casos han tenido problemas financieros o de fondeo.
30
Figura 23: proyectos de refinación en Latinoamérica
Fuente: 2017 EIA Energy conference
Debido a la baja calidad de los crudos producidos (pesados y de alto azufre), las
refinerías requerirán importantes adiciones en las plantas de conversión tales
como: ruptura catalítica, hidrocraqueo y coquificación.
La implementación de altos estándares en la calidad de los combustibles requerirá
mayor capacidad de tratamiento para retirar especialmente el azufre (plantas de
hidrotratamiento) y en algunos casos mayor capacidad de mejoramiento el poder
antidetonante de la gasolina (reformado, alquilación)
La región continuará dependiendo de las importaciones para el total
abastecimiento de su demanda, principalmente en destilados medios (diésel)
2.1.7.3. Europa
El consumo total de combustibles se mantendrá estable o con una ligera
disminución con un desbalance entre la oferta y la demanda. Se presentarán
excedentes de gasolina y una importación creciente de diésel porque éste es el
único producto que crece en su consumo en el largo plazo.
La colocación de los excedentes de gasolina en el mercado internacional compite
fuertemente con los provenientes de Estados Unidos y del Medio Oriente. Las
importaciones de diésel provendrán principalmente de Rusia – su proveedor clave-
aunque Estados Unidos y el Medio Oriente están visualizando a Europa como un
mercado objetivo.
31
El sistema de refinerías europeo tiene sobrecapacidad y desventajas que lo hacen
poco competitivo en el largo plazo. Los márgenes continuarán bajos y aún
negativos especialmente para aquellas refinerías viejas y de baja complejidad, con
altos costos de materia prima y poca flexibilidad para obtener productos de alto
valor agregado como los destilados medios.
Figura 24: Margen de refinación de las refinerías europeas año 2015
Fuente: McKinsey “perspectives on downstream oil & gas”
Las refinerías que puedan obtener productos con un contenido mínimo de azufre
(ultra low sulphur), especialmente diésel, se mantendrán vigentes en la región
pero se requerirán cierres de refinerías para incrementar el factor de utilización y
disminuir la sobrecapacidad.
2.1.7.4. Rusia
La racionalización de la capacidad de refinación ha mejorado el factor de
utilización de las refinerías y las inversiones estarán focalizadas en la
modernización para incrementar la conversión y la desulfurización para cumplir
con los estándares europeos, especialmente diésel, debido a que es su mercado
objetivo de exportación.
Para obtener la autosuficiencia en gasolinas se proyecta el aumento en la
capacidad de las plantas de ruptura catalítica y para continuar el mercado de
32
bunker se requerirá que mejore sus procesos de desulfurización debido a que este
producto actualmente tiene alto contenido de azufre.
2.1.7.5. Medio Oriente
Inversiones en refinación, tanto planeadas como en desarrollo, focalizadas en
cubrir el fuerte crecimiento de la demanda de gasolinas y en sustituir con
productos de la refinación otros productos usados en la generación eléctrica como
por ejemplo gas natural licuado.
Inversiones en capacidad de hidrocraqueo con el fin de incrementar la producción
y calidad del diésel con miras a exportar los excedentes a mercados Premium
como el Europeo.
Figura 25: Proyección inversiones en hidrocraqueo en el medio oriente
Fuente: Stratas Advisors
Los márgenes de refinación podrían afectarse ligeramente por una
sobrecapacidad pero las refinerías complejas o integradas con petroquímica
mantendrán márgenes altos.
Debido a que los crudos nacionales tienen un contenido de azufre medio, para
continuar el mercado de bunker se requerirá que mejore sus procesos de
desulfurización debido a que este producto actualmente tiene alto contenido de
azufre.
33
2.1.7.6. Asia – Pacifico
En el desarrollo del parque refinador hay un gran contraste en los países
industrializados y los que se encuentran en desarrollo. Por ejemplo China e India
planean una rápida expansión en contraste con Japón que está en un proceso de
racionalización.
Para cubrir el fuerte crecimiento en la demanda de combustibles para transporte,
se requerirá una significativa mejora de los procesos de conversión (hidrocraqueo,
alquilación, reformado) en las refinerías.
Las presiones competitivas por el aumento de capacidad de refinación en el medio
oriente pueden impactar las adiciones de capacidad orientadas al mercado
externo. De igual manera, las exportaciones de Estados Unidos son una
competencia fuerte y con ventaja en el mercado del atlántico.
Los cambios en la política de subsidios podrían impactar la demanda,
especialmente la de gasolina.
Debido a la necesidad de mejorar la calidad de los combustibles y que los crudos
que procesan las refinerías tienen alto contenido de azufre, se requerirán
expansiones en la capacidad de generación de hidrogeno que crecería a un ritmo
del 2,5% anual durante la próxima década.
Figura 26: proyección de la capacidad de generación de hidrogeno en Asia Pacifico
Fuente: Stratas Advisors
34
2.1.7.7. África
Su principal reto es superar la baja complejidad de sus refinerías, el bajo
desempeño operacional y aumentar el factor de utilización de las mismas,
actualmente menor al 50%.
Las inversiones en la región se encuentran impactadas por situaciones
geopolíticas y de seguridad, por ejemplo en Libia, Argelia y Egipto. Esto ha
conllevado a que se tengan importaciones significativas de gasolinas y destilados
medios y que se hayan atrasado los planes de mejoramiento en la calidad de los
combustibles.
2.1.8. Principales fuentes de variación de precios de los combustibles en
los mercados externos
La principal fuente de variación de los precios de los combustibles es el precio de
la materia prima utilizada para su obtención, o sea el crudo. A manera de
ilustración, en la siguiente grafica se presentan los diferentes factores que afectan
el precio del crudo y que indirectamente afectarían al precio de los combustibles.
Figura 27: Factores de incertidumbre en el precio del crudo
Fuente:gas prices explained
35
La relación entre el precio de adquisición del crudo por parte de las refinerías y el
precio de los productos utilizados en transporte está fuertemente correlacionada.
Figura 28: Correlación entre los precios de gasolinas y el crudo
Aun cuando los precios de los crudos se mantengan estables, hay otros factores
que pueden afectar el precio de los combustibles tales como: los cambios
estacionarios y problemas en las refinerías o sistemas de transporte.
Históricamente los precios de las gasolinas empiezan a subir en primavera y
alcanzan su pico en el verano donde la gente utiliza el auto más frecuentemente
para luego bajar en el verano.
Las especificaciones también cambian con las estaciones debido a que las
regulaciones requieren que la gasolina vendida en verano tengas menores
emisiones evaporativas (RPV) que en el invierno. Esto implica que los refinadores
deben reemplazar componentes baratos pero de alto RVP como el butano por
componentes de menor RVP pero de mayor costo.
Como resultado de lo anterior, el precio de la gasolina en agosto, en el periodo
comprendido entre el 2000-2015, fue 0,47 USD/galón mayor que en enero.
36
Figura 29: variación de la demanda y precio de la gasolina durante el año
Aunque la demanda de diésel es relativamente consistente y refleja la salud de la
economía, los precios del diésel también fluctúan con las estaciones. Al contrario
de la gasolina, durante el otoño y el invierno los precios suben por el incremento
de la demanda de aceite de calefacción (heating Oil) puesto que estos dos
productos son equivalentes con algunas variaciones como el contenido de azufre.
Cualquier evento que disminuya o afecte la producción de los combustibles tales
como: mantenimientos planeados o no planeados en las refinerías o apagadas
generales de las refinerías por causas de desastres naturales o emergencias
operacionales pueden aumentar el precio de los mismos.
La última fuente de variación de precios son los desbalances entre la oferta y la
demanda. Los precios tienden a incrementar si la disponibilidad de combustibles
crece más lento que la demanda real o esperada.
Los inventarios son el colchón para manejar los desbalances en el corto plazo
entre la oferta y la demanda y su nivel puede tener un impacto significativo en el
precio de los combustibles. Si hay un problema con las fuentes de suministro
(refinerías o importaciones) los inventarios pueden caer rápidamente y pueden
causar que los compradores coticen al alza para asegurar su suministro a futuro.
37
2.2. Tendencias en las especificaciones internacionales de los combustibles
Antes de analizar las diferentes tendencias en las especificaciones de los
combustibles, haremos una breve explicación de cada uno de los parámetros para
un mejor entendimiento de cada especificación:
2.2.1. Especificaciones que se controlan en las gasolinas
Octanaje: El Número de octano, a veces denominado octanaje, es una escala que
mide la capacidad antidetonante del carburante cuando se comprime dentro
del cilindro de un motor.
En efecto, la eficacia del motor aumenta con altos índices de compresión, pero
solamente mientras el combustible utilizado soporte ese nivel de compresión sin
sufrir combustión prematura o detonación.
Si un combustible no posee el índice de octano suficiente en motores con
elevadas relaciones de compresión (están comprendidas entre 8,5 y 10,5), se
producirá el "autoencendido" de la mezcla, es decir, la combustión es demasiado
rápida y dará lugar a una detonación prematura en la fase de compresión, que
hará que el pistón sufra un golpe brusco y reducirá drásticamente el rendimiento
del motor, llegando incluso a provocar graves averías. A este fenómeno también
se le conoce entre los mecánicos como picado de bielas, pistoneo o cascabeleo.
Aunque comercialmente suele hablarse de un sólo Número de Octano, las
especificaciones técnicas de los distintos países incluyen dos valores, que miden
el comportamiento de la gasolina para dos situaciones diferentes:
R.O.N. Research Octane Number - Es el que suele figurar en las estaciones
de servicio. Representa, de manera aproximada, el comportamiento en
ciudad: Bajo régimen con numerosas aceleraciones
M.O.N. Motor Octane Number - Octanaje probado en un motor estático.
Intenta reproducir la situación en carretera, alto régimen y conducción
regular
Así, por ejemplo, a la denominada "Gasolina 95" se le exige: un R.O.N. > 95 y un
M.O.N. > 85
Ambos se miden en el mismo motor de prueba, pero a diferentes variables de
ensayo, para simular los dos supuestos.
En Estados Unidos, Canadá, México y Colombia, entre otros, se utiliza el Índice
Antidetonante IAD que es, (RON + MON) / 2, para especificar la clasificación de
octanaje, mientras que muchos otros mercados normalmente especifican solo el
38
RON. Hay que tener cuidado cuando se lean las especificaciones de la gasolina
porque en algunos países se utiliza el RON como “Road Octane Number” que es
equivalente al IAD.
Azufre: esta sustancia normalmente está asociada en mayor o menor cantidad a
todos los tipos de petróleo crudo. Si el azufre no se elimina durante el proceso de
refinación, estará presente en el combustible del vehículo. El azufre tiene un doble
Impacto en las emisiones de los vehículos: ambientalmente emitiendo óxidos de
azufre, llamados comúnmente SOx, que con el vapor de agua del aire y el ozono,
forman la lluvia ácida, causando impacto en la flora y la fauna y tecnológicamente
reduciendo la eficiencia de los catalizadores de los vehículos. El azufre también
afecta los sensores de oxígeno en los gases de escape, y a mayores valores de
azufre, también se generan mayores emisiones de NOx.
Las reducciones de azufre en los combustibles se deben realizar por proceso
tecnológicos en las refinerías de petróleo, proporcionando una reducción
inmediata de las emisiones de los Vehículos equipados con catalizadores en la
carretera y una mejora en la calidad del aire.
Olefinas: Las olefinas son hidrocarburos insaturados (dobles enlaces C-C) y, en
muchos casos, son también mejoradores de octano de las gasolinas. Sin
embargo, las olefinas en la gasolina pueden conducir a la formación de depósitos
en los sistemas de combustión de los vehículos y al aumento de las emisiones
reactivas (es decir, Formadores de ozono) y compuestos tóxicos.
Efecto de Olefinas en las Emisiones: Las olefinas son térmicamente inestables y
pueden conducir a la formación de gomas y depósitos en el sistema de admisión
de un motor. Además, su evaporación en la atmósfera como especies
químicamente reactivas contribuyen a la formación de ozono y sus productos de
combustión forman dienos tóxicos.
El efecto de potencial formador de ozono de las olefinas, fue claramente
demostrado por el programa Auto / Petróleo de Estados Unidos, el cual concluyó
que la reducción de las olefinas totales del 20% al 5% reduciría significativamente
la formación de ozono.
Aromáticos: son moléculas de combustible que contienen al menos un anillo de
benceno. En general, los aromáticos proporcionan un buen octanaje como
componentes de la gasolina y son moléculas de combustible de alta densidad de
energía. El contenido de aromáticos puede aumentar los depósitos en el motor y
aumentar las emisiones en el tubo de escape, incluido el CO2.
39
Influencia de los aromáticos en los depósitos de motores: Los compuestos
aromáticos pesados, y otros compuestos de alto peso molecular, se han ligado a
depósitos en el motor, en particular los depósitos de la cámara de combustión.
Estos depósitos aumentan las emisiones de escape, incluyendo HC y NOx.
Dado que no es posible especificar límites para los compuestos hidrocarbonados
individuales del combustible, el límite en el contenido de aromáticos totales en la
categoría 1 de gasolinas y la temperatura final de ebullición máxima en las
categorías 2 y 3 de las gasolinas, proporcionan los mejores medios para limitar los
aromáticos pesados y de esa forma disminuir la formación del benceno
carcinógeno en los gases de escape y depósitos de la cámara de combustión que
pueden aumentar las emisiones del tubo de escape.
Por lo tanto, la disminución de los niveles de aromáticos en la gasolina reducen
significativamente las emisiones tóxicas de benceno en los gases de escape de
los vehículos y hay una relación directa en la reducción de emisiones de CO2 al
ambiente.
Benceno: es un constituyente natural del petróleo crudo y un producto del
proceso de refinación llamado “Reformado catalítico” que produce gasolina de alto
octanaje. El benceno es también es un carcinógeno humano conocido.
El control de los niveles de benceno en la gasolina es la forma más directa de
limitar las emisiones evaporativas y de escape de benceno de automóviles. El
control del benceno en la gasolina ha sido reconocido por los reguladores en
muchos países como una forma eficaz de reducir la exposición humana al
benceno. Estas recomendaciones reconocen la creciente necesidad del control de
benceno de las gasolinas y con normas de emisión más estrictas.
La volatilidad: la adecuada volatilidad de la gasolina es fundamental para el
funcionamiento de los motores de encendido por chispa con respecto tanto al
rendimiento y las emisiones. La volatilidad puede caracterizarse por varias
mediciones, las más comunes son la presión de vapor, la destilación y la relación
vapor / líquido. La presencia de etanol u otros compuestos oxigenados pueden
afectar estas propiedades y, como resultado, el rendimiento y las emisiones
también.
La presión de vapor de la gasolina debe ser controlada estacionalmente para
permitir las diferentes necesidades de volatilidad de vehículos a diferentes
temperaturas ambiente. La presión de vapor debe ser estrictamente controlada a
altas temperaturas para reducir la posibilidad de problemas de manejo de
combustible caliente, tales como bloqueo de vapor o emisiones evaporativas
excesivas debido a la sobrecarga del cartucho de carbono, especialmente a
40
temperaturas más altas. A temperaturas más bajas, la presión de vapor es
necesaria para facilitar la puesta en marcha y un buen rendimiento del motor. En
los países que se usa el etanol como oxigenante de las gasolinas, es el factor
determinante para establecer límites a la presión de vapor de las gasolinas, a fin
de controlar la generación de vapor en el tanque de combustible.
Destilación: La destilación de la gasolina produce un conjunto de puntos "T" (T50
es la temperatura a la que el 50% de la gasolina destila) o puntos 'E' (E100 es el
porcentaje de una gasolina destilada a 100 grados). Una T50 excesivamente alta
(o una baja E100) puede conducir a un mal funcionamiento de arranque y
calentamiento a temperaturas ambiente moderadas. Controlar el Índice de
Destilación (DI), derivado de T10, T50, T90, y el contenido de oxígeno, también
puede usarse para asegurar un buen arranque en frío y rendimiento del motor.
Aditivos para control de depósitos: La combustión de la gasolina, incluso de
buena calidad, puede conducir a la formación de depósitos. Estos depósitos
aumentarán en el motor y hacia fuera las emisiones y afectan el funcionamiento
del vehículo. El combustible de alta calidad contiene suficiente aditivo para el
control de depósitos y reducir la formación de estos a tasas aceptables.
2.2.2. Especificaciones que se controlan en el Diésel
Cetano: El número o índice de cetano guarda relación con el tiempo que
transcurre entre la inyección del carburante y el comienzo de su combustión,
denominado “Intervalo de encendido”. Una combustión de calidad ocurre cuando
se produce una ignición rápida seguida de un quemado total y uniforme del
carburante.
Cuanto más elevado es el número de cetano, menor es el retraso de la ignición y
mejor es la calidad de combustión. Por el contrario, aquellos carburantes con un
bajo número de cetano requieren mayor tiempo para que ocurra la ignición y
después queman muy rápidamente, produciendo altos índices de elevación de
presión.
Si el número de cetano es demasiado bajo, la combustión es inadecuada y da
lugar a ruido excesivo, aumento de las emisiones, reducción en el rendimiento del
vehículo y aumento de la fatiga del motor. Humo y ruido excesivos son problemas
comunes en los vehículos diésel, especialmente bajo condiciones de arranque en
frío.
En definitiva, es un indicativo de la eficiencia de la reacción que se lleva a cabo en
los motores diésel.
41
Cuál es la diferencia entre número cetano e Índice cetano? La necesidad de
tener dos especificaciones para la misma propiedad surgió por la dificultad
práctica de medir según normas estrictas (ensayo en motor normalizado C.F.R.).
Los operadores petroleros buscaron alternativas que reprodujesen con suficiente
fidelidad el comportamiento del carburante, pero más asequible en cuanto a
tiempo y especialización.
Número de cetano: Correspondería el valor que obtuviese el carburante
comercial, analizado en el motor de ensayo según la norma ASTM D 613. Al
referirse al producto final, refleja la acción de los posibles aditivos mejoradores.
Entre estos, es muy común la utilización de diversos nitratos orgánicos (alquilo o
amilo).
Índice de cetano: Es un número calculado a partir de la densidad y punto de
ebullición de los hidrocarburos que componen la base del carburante. El método
de cálculo siempre ha estado estrictamente normalizado. Durante bastante tiempo
se utilizó una ecuación de dos variables para su determinación (ASTM D976), pero
actualmente se aplica otra correlación más precisa (ASTM D4737), que opera con
cuatro variables. Tiene la forma:
IC (4737) = 45,2 + 0,0892 T10N + [0,131 + 0,901B] T50N + [0,0523 - 0,420B]
T90N + 0,00049 [(T10N)^2 - (T90N)^2] + 107B + 60(B)^2
Siendo:
D = Densidad a 15 °C [g/ml] determinada según método ASTM D 1298.
B = [e^( -3.5 )*( D - 0.85 ) ] -1
T10 = Temperatura (ºC) a la que destila el 10% según Método ASTM D 86.
T10N = T10 - 215,
T50 = Temperatura (ºC) a la que destila el 50% según Método ASTM D 86.
T50N = T50 - 260,
T90 = Temperatura (ºC) a la que destila el 90% según Método ASTM D 86.
T90N = T90 - 310.
T10, T50 y T90 han de corregirse para la presión atmosférica normalizada.
Esta determinación se realiza sobre la base hidrocarbonada en exclusiva, por lo
que no incorpora el posible efecto de los aditivos mejoradores.
42
Densidad y Viscosidad: La inyección del combustible diésel se controla
volumétricamente por sincronización de la válvula solenoide. Variaciones en el
combustible de densidad (y viscosidad) producen variaciones en la potencia del
motor y, por consiguiente, en las emisiones y los consumos. El programa europeo
EPEFE encontró que la densidad de combustible también influye en el equipo de
inyección controlado mecánicamente, que también afecta las emisiones y el
consumo de combustible. Por lo tanto, con el fin de optimizar el rendimiento del
motor y las emisiones del tubo de escape, los límites tanto de la densidad mínima
como la máxima deben definirse en un rango bastante estrecho.
Efecto de la densidad en las emisiones y en la potencia del motor: Las pruebas de
emisiones han demostrado que la densidad baja reducirá las emisiones de
material particulado (PM) de todos los vehículos diésel, y las emisiones de NOx de
los vehículos pesados.
Sin embargo, debido a la inyección volumétrica de combustible de los motores
diésel, la densidad reducida también aumentará el consumo de combustible y
reducir la potencia de salida del motor. Las pruebas EPEFE han demostrado que
disminuir la densidad de combustible aumenta el consumo de combustible
volumétrico. Las variaciones en la viscosidad del combustible (es decir, densidad
reducida generalmente reduce la viscosidad) puede acentuar los efectos de
densidad en el consumo de combustible), especialmente en combinación con
bombas de inyección de tipo distribuidor.
Influencia de la Densidad del Combustible en los Sistemas de Control de
Emisiones: la fabricación de los motores diésel se fijan a una densidad estándar,
que determine la cantidad de combustible inyectado. La cantidad volumétrica de
inyección es un parámetro de control para otros sistemas de control de emisiones
como la recirculación de los gases de escape (EGR). Por lo tanto, las variaciones
en la densidad del combustible dan como resultado tasas de EGR no óptimas para
una carga dada y velocidad del motor y, como consecuencia, influir en las
características de emisión de escape.
Influencia de la Viscosidad del Combustible en el rendimiento del Sistema de
Inyección: La alimentación y el tiempo de inyección también dependen de la
viscosidad del combustible. La alta viscosidad puede reducir las tasas de flujo de
combustible, lo que resulta en una alimentación inadecuada. Una viscosidad muy
alta puede resultar en una distorsión de la bomba de combustible. De otro lado,
una baja viscosidad, aumentará las fugas en los elementos de bombeo, y en el
peor de los casos (baja viscosidad, alta temperatura) puede dar lugar a fugas
totales. Como la viscosidad se ve afectada por la temperatura ambiente, es
43
importante minimizar el rango entre los límites de viscosidad mínimo y máximo
para permitir la óptima actuación del motor.
Azufre: Esta sustancia está presente naturalmente en el petróleo crudo. Si el
azufre no se elimina durante el proceso de refinación permanece en el
combustible vehicular. El azufre tiene un efecto significativo en la vida del motor al
conducir a la corrosión y al desgaste de los sistemas del motor. Como se muestra
en Figura x, la vida relativa del motor disminuye a medida que aumenta el nivel de
azufre en el combustible.
Figura 30: efecto del azufre en la vida del motor
El azufre del combustible diésel también contribuye significativamente a las
emisiones de partículas finas (PM), a través de la formación de sulfatos tanto en la
corriente de escape como posteriormente en la atmósfera. Además, la eficiencia
de algunos sistemas de pos tratamiento de gases de escape se reducen a medida
que aumenta el contenido de azufre del combustible, mientras que otros son
permanentemente ineficaces por envenenamiento por azufre.
A medida que se reducen los niveles de azufre, la estabilidad del combustible
requiere una atención especial. La industria ha desarrollado un método de ensayo
para la estabilidad a altas temperaturas de los combustibles destilados (ASTM D
6468) para la estabilidad a la oxidación térmica. Una estabilidad térmica
inadecuada puede resultar en la obstrucción del filtro de combustible por
productos oxidados (lodo). Así como las presiones del sistema de inyección del
combustible y las temperaturas aumentan, puede ser más apropiado medir La
estabilidad oxidativa térmica del diésel tanto como la estabilidad de
almacenamiento a largo plazo.
Efecto del azufre sobre las emisiones de partículas: El impacto del azufre en
las emisiones de partículas es ampliamente conocido y se sabe que es
44
significativo. En el Programa europeo Auto Oil, se predijo que una reducción del
azufre de 500 ppm a 30 ppm daría como resultado reducciones de emisiones de
PM de 7% en vehículos ligeros y 4% en camiones pesados. Sin embargo, las
ecuaciones predictivas no tienen en cuenta el nivel absoluto de PM o el consumo
de combustible.
Una corrección ha sido desarrollada por fabricantes europeos de servicio pesado
para reflejar de mejor manera la relación entre Las emisiones de PM y los niveles
de azufre del combustible. Esta corrección sugiere que el beneficio real de las
reducciones de azufre era más significativo, para camiones de servicio pesado.
Las reducciones en el azufre del combustible también proporcionan reducciones
de emisión de partículas en todos los motores, independientemente de la
calibración de las emisiones.
Las pruebas realizadas en vehículos pesados con motores diésel, que utilizaron el
modelo de 13 ciclos mostraron las reducciones de emisiones de PM que se
pueden lograr con vehículos tanto equipados con catalizadores como sin
catalizador. Las pruebas mostraron que las emisiones de PM de un camión sin
catalizador que funcionaba con diésel de 400 ppm de azufre, tenía
aproximadamente el doble de las emisiones al operar con 2 ppm de S en el
combustible.
Contribución del azufre a los aerosoles y las emisiones de partículas finas:
Cuando el azufre se oxida durante la combustión, forma SO2, que es el
compuesto de azufre primario emitido por el motor. Parte del SO2 se oxida aún
más - en el motor, escape, catalizador o atmósfera – a sulfato (SO4=).
El sulfato y las moléculas de agua cercanas a menudo se unen para formar
aerosoles o incorporan el carbón cercano para formar partículas más pesadas que
tienen una influencia significativa tanto en el fino como en el PM total. Sin sistemas
catalíticos de oxidación, la tasa de conversión de azufre a sulfato es muy baja,
típicamente alrededor del 1%, por lo que la contribución histórica del sulfato al PM
del motor ha sido insignificante. Sin embargo, los catalizadores de oxidación
aumentan dramáticamente la tasa de conversión hasta tanto como 100%,
dependiendo de la eficiencia del catalizador.
Por lo tanto, para sistemas de vehículos modernos, la mayoría de los cuales
incluyen catalizadores de oxidación, una gran proporción del SO2 del motor se
oxida a SO4, aumentando la cantidad de PM emitida por el vehículo. Así, el azufre
del combustible tendrá un impacto significativo sobre las emisiones de partículas
finas en proporción directa a la cantidad de azufre en el combustible.
La masa de sulfatos emitida por el motor depende de los siguientes parámetros:
45
• El consumo de combustible del motor
• El contenido de azufre del combustible
• La tasa de conversión de S a SO4
Tanto el contenido de azufre del combustible como el consumo de combustible
son parámetros medibles.
Aromáticos: como se dijo antes, los aromáticos son moléculas que contienen al
menos un anillo de benceno. El contenido de aromáticos afectará la combustión y
la formación de partículas y de hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP).
El contenido de compuestos aromáticos del combustible diésel influye en la
temperatura de la llama y, por lo tanto, en la combustión. Los HAP en el
combustible afectan la formación de partículas y las emisiones de HAP de un
motor diésel.
Influencia del contenido de aromáticos totales en las emisiones de NOx: Un
contenido de aromáticos más alto en el combustible aumentará la temperatura de
la llama durante la combustión, lo que aumenta las emisiones de NOx. Los
ensayos en Europa (programa de seguimiento de la ACEA a EPEFE), mostraron
que una reducción del contenido aromáticos totales del 30 al 10% produce
emisiones de NOx significativamente menores, entre 4 y 5 %.
Influencia del contenido de Poli aromáticos en las emisiones de partículas:
También se investigó la influencia del contenido de poli aromáticos (di +, tri +) en
las emisiones de PM en el programa europeo EPEFE. Las reducciones de las
emisiones de PM que se midieron cuando el contenido de los poli aromáticos se
redujo del 9 al 1%, fue entre el 4 y el 6%.
Características de la destilación: La curva de destilación del combustible diésel
indica la cantidad de combustible que se hervirá a una temperatura dada. La curva
se puede dividir en tres partes:
• El extremo ligero, que afecta la inestabilidad;
• La región alrededor del punto de evaporación del 50%, que está ligada a otros
parámetros del combustible tales como viscosidad y densidad; y,
• El extremo pesado, caracterizado por los puntos de ebullición T90, T95 y final.
El extremo pesado ha sido el más estudiado con respecto a su efecto sobre las
emisiones del tubo de escape.
46
Influencia del extremo pesado en las emisiones de PM: En la mayoría de los
nuevos estudios, sólo se ha investigado la influencia del intervalo de ebullición
superior con respecto a las emisiones de gases de escape, mientras que el rango
de menor punto de ebullición varió ampliamente. Las conclusiones relativas al
intervalo de ebullición y la influencia de la destilación no son posibles. Sin
embargo, está claro que demasiado combustible en el extremo pesado resultará
en la coquización y el aumento de las emisiones del tubo de escape de hollín /
humo / material particulado.
Influencia de T95 en las emisiones de tubos de escape: El efecto de T95 sobre
las emisiones de vehículos se examinó en el programa europeo EPEFE. Las
pruebas indicaron que las emisiones de gases de escape de los motores diésel de
servicio pesado al reducir la T95 de 375 ° C a 320 ° C, mostraron una tendencia a
la reducción de NOx y HC. En el caso de los motores diésel ligeros, la misma
reducción en T95 dio lugar a una reducción del 7% en PM y aumento de 4,6% en
las emisiones de NOx
Cenizas: El combustible y las cenizas derivadas del lubricante pueden contribuir a
la coquización en las boquillas de los inyectores y tendrán un efecto significativo
en la vida de los filtros de partículas diésel. Los metales formadores de cenizas
pueden estar presentes en aditivos de combustible, aditivos lubricantes o como
subproducto del proceso de refinación.
Los componentes metálicos de la ceniza son incombustibles, así que cuando
están presentes en el combustible, permanecen en los gases de escape y quedan
atrapados dentro de la DPF. Así, la presencia de materiales formadores de ceniza
en el combustible conducirá a una acumulación prematura y como consecuencia
una contrapresión y otros problemas de operatividad del vehículo.
Las soluciones a este problema han sido insatisfactorias. Los filtros más grandes
pueden reducir la acumulación de contrapresión, pero de lo contrario sería
innecesario y puede ser imposible (por ejemplo, en vehículos más pequeños).
Mayor mantenimiento en uso o, en casos extremos, el reemplazo de DPF
ayudaría.
2.2.3. Principales especificaciones de las gasolinas en algunos países del
mundo
A continuación se presentan las principales especificaciones vigentes en
Colombia, Norteamérica, la Unión Europea y algunos países Latinoamericanos,
diferenciadas especialmente por el octanaje y el contenido de azufre en los sitios
donde existen diferentes grados.
47
Tabla 2: especificaciones de gasolinas varios países del mundo
PAIS Canadá Mexico Brasil Chile Peru Uruguay
ESPECIFICACION Convencional RFG Fase II CaRFG
ASTM
D4814-14b CAN/CGSB-3,5
Metropol.
Premium/
regular
Tipo C Regular
/ premiumMetrop.
Corriente/
extra
Oxigenada
Corriente/
extra Petrol E5 Petrol E10
Gasolina 97
/95 octanos
95 30-S /97 30-
S
RON, minimo -
94 /
Reportat 93 / 95 /97 95 95 95/90 95/97
MON, mínimo - - 81 82/-/-/-
Reportar/
82 min 82 /- Reportar 85 85 82 / 84
IAD 87/89/93 87/89/93 87/89/93 87 87/89/91/93 91 / 87 87 / 91 81 / 87 84 / 89 88,5/ 90,5
Azufre, ppm máx 80 80 15 30 30 30 50 15 300 270 10 10 0,1 % masa 30 / 30
Azufre mercaptano, mg/l max 20
Plomo, g/l máx 0,013 0,013 0,013 0,013 0,005 0,005 0,013 0,013 0,013 0,005 0,005 0,013 0,005 /0,005
Manganeso, g/l max 0,0083 0 0 0,018 0,002 0,002
Benceno, % vol, max 0,62 0,62 0,8/0,7/1,1 1,5 1 / 2 1 1 1,0/2,0 0,9 / 1,8 1 1 1,0 /1,0
Aromáticos, % vol máx - 25/22/35 25 / 32 35 38 28 / 35 25/31,5 35 35 40 /40
Olefinas, % vol máx - 6/ 4 /10 10 / 12,5 25 12 18 18 20 / 20
RVP @ 37.8 °C, kPa, min-max
máximo 44-75 44-69
44-48,3/ -
/44-50 103 max 35-107 45-54 69 max 55 (v)/69 (I) 55 max 65 max
45-60 (A)/
70-100 (F1)
45-60 (A)/
70-100 (F1) 69 max
10,5 - 12 psi
Nov-mar /
abr-oct
Indice cierre de Vapor, kPa,
max 98 124
Densidad @ 15 °C, kg/m3, min-
max Reportar 720-775 720-776 Reportar
Destilación, T10 °C máx 70 70 70 65 70 70 70 70 67 / 70
T50 °C min-máx
100,5 max/
95 max/
104 max 77-121 65-120 77-121 120 max 121 max 77 - 121 78 - 121 140 75 - 120
T90 °C min-máx
151,5 max
/146,1 max
/166 min 190 max 190 max 190 max 190 max 177 max 190 max 191 max 200 200
Punto Final Ebullición, °C max 225 225 215 225 225 225 210 210 221 225
Residuo, % vol max 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Oxígeno, % masa, max 2,7 2,7 1,8 - 2,2 2,7 2,7 2 3,5 2,7 2,7 2,7 / 2,7
Oxigenados, % vol, max - 1,8 - 3,5
Metanol - 0,3 0,5 3,0 3,0
Etanol - 27 9,5-10,5 5,0 10,0 10
Fósforo, g/l, max 0,0013 0,0013 0,005/-/0,005 0,0013 0,0013 0,001 0,0013 No permitido 0 0
Estabilidad a la Oxidación,
minutos, mínimo 240 240 240 240 360 240 240 240 360 360 240 360
Corrosion al Cu, 3 h @ 50°C 1 max 1 1
Gomas lavadas, mg/100 ml,
max 5 5
Gomas no lavadas, mg/100
ml, max 70
USA Colombia Union Europea
48
En la tabla 3 se muestran las cuotas actuales de mercados por grados de
gasolina, en donde se indica que las gasolinas regulares (RON < 91 o IAD = 87)
dominan cerca del 90 % del mercado mundial, obedeciendo a las necesidades del
parque automotor existente y las reglamentaciones de cada país.
Se destacan dos países con un mercado preferencial: Alemania que su consumo
de gasolina con un RON de 95 es de 94,3 % y el mercado ruso con un 31,3%. A
nivel americano, los grandes países consumidores de gasolina (Estados Unidos,
Canadá y México), la cuota de la gasolina con IAD = 87 es mayor del 84%.
Tabla 3: Cuota del mercado por tipo de gasolina
El grado "Regular" domina el mercado
PAIS RON < 91 RON = 91 91 < RON >95 RON = 95 95 < RON >98 RON >98
China 5 - 85 <1 * 10 < 1 *
Alemania 0,01 - 94,3 5,7
Indonesia 95,9 - 3,5 0,5
Japon 89,2 - 10,8
Rusia 1 - 66,6 31,3 1,1
Arabia Saudita 65 35
INDICE
ANTIDETONANTE IADMIN IAD = 87 MIN IAD = 91 MIN IAD > 91
Brasil >99 <1
Canadá 89,8 1,5 8,7
Mexico 89,2 10,8
Estados Unidos 84 6 10
* algunas ciudades
CUOTA ACTUAL DE MERCADOS POR GRADOS DE GASOLINA
Fuente: StratasAdvisors, 2016 Global Fuel Specifications
A nivel latinoamericano y a nivel mundial, la mayoría de esfuerzos de los
gobiernos o entidades encargadas de la reglamentación de la calidad de
combustibles estuvieron y han estado orientados para eliminar primero que todo el
plomo de las gasolinas y seguidamente a reducir el contenido de azufre tanto en la
gasolina como el diésel.
En la figura 31 se muestra el estado de los países que aún aditivan la gasolina con
plomo y en las figura 32 se muestra el estado mundial de la reglamentación del
contenido de azufre en las gasolinas al 2016.
49
Figura 31: Estado de eliminación del plomo en las gasolinas al año 2016
Fuente: StratasAdvisors, 2016 Global Fuel Specifications
Figura 32: limites máximos de azufre en las gasolinas al año 2016
Fuente: StratasAdvisors, 2016 Global Fuel Specifications
50
En lo que respecta al contenido de benceno, en la figura 33 se muestran los
valores especificados para los diferentes países del mundo. Como se puede
apreciar, algunos países de África y el Medio Oriente, aún no tienen especificación
para esta sustancia.
Figura 33: límites máximos de benceno en las gasolinas al año 2016
Fuente: StratasAdvisors, 2016 Global Fuel Specifications
2.2.4. Principales especificaciones del diésel en algunos países del mundo
A continuación se presentan las principales especificaciones vigentes en
Colombia, Norteamérica, la Unión Europea y algunos países Latinoamericanos.
Se destaca el alto requerimiento de número cetano de la Unión Europea y
Latinoamérica con respecto a Estados Unidos.
51
Tabla 4: especificaciones de Diésel varios países del mundo
PAIS USA Mexico Brasil Colombia Chile Peru Uruguay
Nombre de la Especificación
13 CCR 2281-
2282 ASTM D-975-15 ASTM D-975-15
CAN/CGSB-
3,517
CAN/CGSB-
3,520
NOM-016-CRE-
2016
Resolución
ANP No. 69,
2014 Dir. 98/70 EN 590
CARB diesel No. 1 D s15 No. 2 D S15 Tipo A/Tipo B Tipo A/Tipo B S500/S10 Diesel A1
Diesel B5 S-
50 /diesel B5
Gas Oil 10 S
/50 S
ESPECIFICACION
Grandes
Ref/peq ref
Ultra bajo
azufre
Ultra bajo
azufre, Bx Diesel automotriz
Destilado
medio UBA
Número de cetano, min 40 40 40 40 40 45 min 42/ 48 45 51 51 50 45 50 / 48
Indice de cetano, min 40 (10) 41 (10) 45 min 45 / - 45 40
Azufre, ppm, max
15 15
15 15 15
15 max ZM * / 500
resto país. (15 ppm
a partir de enero 1
de 2019)
500 / 10 50 10 10 1550 / 0,5 %
masa 10 / 50
Aromáticos totales, % vol max 10/ 20 35 35 35 32 35
Poliaromáticos , % vol, máx 1,4 /4 - / 11 11 8 8 8
Densidad @ 15.6 °C, kg/m3,
min-max Reportar
815-865/
815-853Reportar 845 max 820-845 820-850 Reportar 820-860
Viscosidad @ 40°C, cSt, min-
max2 -4,1 1,3-2,4 1,9-4,1 1,3-3,6/1,7-4,11,3-3,6/1,7-4,2 1,9-4,1
2,0 - 5,5 /
2,0 - 4,51.9 - 4,5 2,0-4,5 1,9-4,1
1,9-4,1 /1,7-
4,12,0-4,7
Destilación
T10, °C, min-max 276, max
T50, °C, min-max 243-293 Reportar
245-310 /
245-295
T85, °C, min-max 360 max / - 350
T90, °C, min-max 288-321 288 max 288-338290 max/ 360
max
290 max/ 360
max345, max reportar 282-350 282-360 360
T95, °C, min-max Reportar - / 370 370 360 360
Punto final de ebullición, °C, max 349
Punto de inflamación, °C,max 52 38 52 40 41 45 38 52 55 52 52 45
Residuos de carbón CCR 10%,
% masa, max0,15 0,35 0,35 0,25 0,2 0,3 0,2 0,35 0,15 / 0,15
Punto de obstrucción de filtro
CFPP, °C, maxReportar 5 Reportar - 8 / - 0
Punto de fluidez, °C, max
Marzo - oct: 0°C
max /Nov-feb -5°C 3 -1 +4 /+ 4 - 5 / - 5
Punto de nube, °C, max Reportar Reportar Reportar -10 a -34
Agua y sedimento, % vol, max 0,05 0,05 0,05 0,02 0,02 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 /0,05 0,05 /0,05
Agua, % vol, max500 / 200
mg/kg200 mg/kg
200 / 200
mg/kg
Sedimento, % masa, max
Cenizas, % masa, max 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 /0,01
Lubricidad @ 60°C, micron, max 520 520 520 460 460 520 520/460 450 460 460 520 460 / 460
Biodiesel, % vol, min-max 5 max 5 max 1 max / - 2 max / - 8 - 20 10 max 7 max 8 max 5 7 / 7
Conductividad eléctrica, pS/m 25 min 25 min 25 / 25
Indice de acidez, mg KOH7g reportar Reportar
Corrosion lámina de cobre 1 3 / 3 1 / 1
Canada Union Europea
52
En lo que respecta al contenido de azufre, en la figura 34 se muestran los valores
especificados para los diferentes países del mundo. Como se puede apreciar,
algunos países de África y el Medio Oriente y Latinoamérica, aún manejan valores
superiores a 2,000 ppm de esta sustancia
Figura 34: límites máximos de azufre en el diésel al año 2016
Fuente: StratasAdvisors, 2016 Global Fuel Specifications
2.2.5. Características del JET A1 en algunos países del mundo
Al contrario de las gasolinas y el diésel, las especificaciones de calidad
prácticamente son las mismas en todos los países del mundo puesto que debe ser
universal para atender las necesidades de los aviones, independiente del
aeropuerto donde se esté entregando.
Las principales especificaciones tienen que ver con: el contenido de azufre, punto
de congelación, punto de humo y poder calorífico. De todas formas, en la siguiente
tabla se presentan las especificaciones establecidas por diferentes países para
este combustible.
53
Tabla 5: especificaciones del JET A1 en varios países del mundo
PAIS USA Reino Unido Rusia Mexico Colombia Peru Uruguay
Nombre especificacion ASTM D1655 Def Stan 91-91 GOST R 52050 NOM-016-CRE-2016NTC 1899 AFQRJOS
año 2015 2013 2012 2016 2015 2016
Jet A/Jet A1 AVTUR Keroseno JET A1 JET A1 JET A1 JET A1
Especificacion
Azufre, ppm, max 3000 3000 2500 3000 0,3 g/100 g 0,3 g/100 g
Azufre mercaptano, % masa, max 0,003 0,003 0,003 30 mg/kg 0,003 0,003
Prueba "Doctor" Dulce Negativo Negativo Negativo
Densidad @ 15 °C, min-max 775-840 775-840 775-840 772 - 830 775-840 775-840 775-840
Viscosidad @ 20 °C, cST, max 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0
Destilación
Punto Inicial de ebullición,
°C, min-maxReportar Reportar Reportar
T10 °C, max 205 205 205 205 205 205 206
T50 °C, max Reportar Reportar Reportar Reportar Reportar
T90 °C, max Reportar Reportar 300 300 Reportar Reportar Reportar
Punto Final de ebullición, °C, max 300 300 300 300 300
Residuo destilación, % vol, max 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Pérdidas en la destilación, % vol, max1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
Punto de inflamación, °C,
min38 38 38 38 38 38 38
Acidez total, mg KOH/g, max 0,1 0,15 0,1 0,1 0,1 0,15
Aromáticos, % vol max 25 25 25 25 25 25 25
Total de aromáticos, % vol, max 26,5 26,5 26,5 26,5
Punto de congelación, °C, max -40 / -47 -47 -47 -47 -47 -47 -47
Punto de humo, mm, min 25 25 25 25 25 25 25
Naftalenos, % vol, max 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0
Poder Calorífico, MJ/kg, min 42,8 42,8 42,8 42,8 42,8 42,8 42,8
Estabilidad Térmica @ 260 °C, mm Hg, max25 25 25 25 25 25 25
Caída de presión en el filtro, kPa, max 3,3 3,3 3,3 3,3
Depósitos en el tubo, visual, max 3 3 3 3 < 3 3 3
Gomas existentes, mg/ 100 ml, max 7 7 7 mg/100 cm3 7 7 7 7
Partículas contaminantes,
mg/l, max 1,0 1,0 0,8 0,8
Indice de separación de
agua, MSEP, rating, min 85 85 85 85 85 85 85
Conductividad, pS/m, min-maz 50-600 50-600 50-600 50-600
Lubricidad, mm, max 23 mg/l 0,85 0,85 0,85
FAME, mg/kg, max 50 50 50 50
Inhibidor antioxidante, mg/l, max 24 24 17 - 24
Corrosion lámina de cobre 1 1
Reacción al agua, clasificación 1b
Apariencia
Claro y
brillante
Claro y
brillante
54
2.2.6. Especificaciones del GLP en algunos países
Las especificaciones del GLP en la mayoría de los países tienen limitaciones por
el contenido de pesados y en algunos especifican contenidos mínimos de propano
sin ser esta la regla general.
En el siguiente cuadro se pueden apreciar las diferencias señaladas
Tabla 6: especificaciones del GLP en varios países del mundo
Fuentes: StratasAdvisors, Ministerios de Energía de países, Empresas petroleras
PAIS
Union
Europea Colombia Mexico Perú Uruguay
Nombre Especificacion EC 692/
NOM-016-
CRE-2016
Especificacion
Propano
comercial
Propano
especial
Fuel A /
Fuel B GLP GLP
MON, min 89
Azufre, ppm, max 185 123 10 140 mg/kg 140 140 0,34 g/m3
Presión de vapor a 37,8 °C,
kPa min-max 1434 1434 1434 max 896-1379 793 - 1430 200 psig
Composición:
Etano, max 2,5
Limitado
por presion
de vapor
propano, min-max
28-32 / 83-
87 % vol60 min 15-50
propileno, max 5 % vol
propano+propileno, min-max
butano, min Balance
50-85 O-M /
50 - 70 A-S
butileno, max
butano+butileno, max 40 max
butanos y mas pesados, max 2,5 % vol 2,5 % vol 2,0 % vol
pentanos y mas pesados
ml/100 ml2,0 2,0 1,8 1,5
Olefinas, % vol, max 12 / 15 2,0 0,5
T95 °C, max -38,3 -38,3 2,2 2,0 2,2
Residuo de evaporación,
max
0,05 ml /
100 ml
0,05 ml /
100 ml 50 mg /kg
0,05 ml /
100 ml
0,05 ml /
100 ml
0,05 ml /
100 ml
0,05 ml /
100 ml
Densidad @15 °C kg/m3 reportar 0,504 -0,54
agua, % vol, max libre nada nada
H2S, % masa, max pasa pasa nada pasa pasa
Corrosion lámina de cobre 1 1 1 1
Observación mancha de
aceitepasa pasa pasa
Volatilidad
USA
ASTM D1835
55
2.2.7. Tendencias mundiales en la calidad de la gasolina y el diésel
Con la llegada del nuevo milenio, crecieron las preocupaciones mundiales por la
calidad del aire de las grandes urbes y desataron una sostenida tendencia de
acciones de todos los sectores que tienen injerencia en la calidad ambiental que
permitan mejora en la calidad de vida de sus habitantes. El sector gubernamental
que legisla y regula la normativa ambiental, el sector refinador de petróleo que
permite implementar nuevas tecnologías para mejorar la calidad de los
combustibles, el sector automotriz que permite una mejor tecnología más limpia y
eficiente energéticamente, el sector encargado de la infraestructura vial para tener
unas mejores vías y la comunidad en general para vigilar el cumplimiento de todos
los compromisos de cada sector.
La tendencia mundial para los próximos cinco años, será seguir la disminución de
azufre tanto en las gasolinas como el diésel. Dada la amplia variedad del rango de
valores de azufre, un número de países planea saltar desde límites muy altos de
azufre a niveles bajos, la mayoría de los países tenderán a tener valores de azufre
de 2 dígitos (10-50 ppm), según se observa en las figuras 35 y 36.
Figura 35: límites máximos de azufre en el diésel al año 2020
Fuente: StratasAdvisors, 2016
56
Figura 36: límites máximos de azufre en la gasolina al año 2020
Fuente: StratasAdvisors, 2016
Para las gasolinas también las regulaciones mundiales se enfocarán a mejorar el
octanaje, ya sea con el uso de oxigenados (etanol, etanol, Metil Ter Butil Éter
MTBE).
En el Diésel la actividad reguladora se centrará adicionalmente en el cetano y en
menor medida, la densidad, lubricidad, Poli aromáticos y flujo frío, dado su impacto
en la emisión de material particulado. El número de cetano más común se
establecerá en un mínimo de 51, mientras que los límites más comunes para
Índice de cetano estarán entre 43 y 46. Habrá una menor actividad reguladora en
otros parámetros, pero también son importantes para determinar la calidad del
combustible.
Respecto a la tecnología automotriz y el control de emisiones en los vehículos
nuevos, las tendencias serán a mejorar la economía de combustible y establecer
nuevas normas de emisión que van desde el Euro 3 / III hasta el 6 / VI para ser
implementadas en los próximos 5 años. En la figura 37 se muestra la tendencia en
el establecimiento de requerimientos de emisiones en los vehículos
57
Figura 37: requerimientos de emisiones para vehículos nuevos
Fuente: StratasAdvisors, 2016
2.3. Características de los marcadores de precios de combustibles
A continuación, se presentan las especificaciones para los principales índices que
se comercializan en la costa del golfo de los Estados Unidos y que hacen parte de
la metodología de cálculo de los precios de paridad de los países estudiados de
esta parte del hemisferio.
Las especificaciones se toman tal cual del anexo 3 del “colonial pipeline” uno de
los principales ductos de transporte de combustibles de Estados Unidos que parte
de la costa del golfo y al cual se refieren las estadísticas diarias de las principales
publicaciones (Platts, ARGUS). Para el propano de CME Group.
Los marcadores a considerar son:
Gasolina convencional de índice 87 octanos (UNL- 87)
Gasolina convencional de índice 93 octanos (UNL- 93)
Queroseno de aviación grado 54 (JET A1)
Diésel de 15 ppm (ULSD)
Propano Mont Belvieu
58
Figura 38: Especificaciones de gasolina convencional UNL- 87 en USGC
59
Figura 39: Especificaciones de gasolina convencional UNL- 93 en USGC
60
Figura 40: Especificaciones del JET A1 USGC
61
Figura 41: Especificaciones del ULSD Diésel
62
Figura 42: Especificaciones del propano Mont Belvieu
2.4. Proyecciones de precios del petróleo y sus derivados para los próximos 20
años
Para la elaboración de estas proyecciones se toma como base el “Annual Energy
Outlook 2017” publicado por la Agencia Internacional de Energía (EIA).
En su última publicación, la EIA establece varios casos diferenciados en el
crecimiento de la economía y los precios del petróleo. En nuestro análisis
tomaremos en cuenta los resultados del caso de referencia que incluye
crecimiento del producto interno bruto de la economía mundial de 3,0% anual e
incremento de precios del crudo hasta alcanzar USD109/barril en 2040.
El consumo mundial de energía se incrementará de 575 cuatrillones de BTU en
2015 a 736 cuatrillones en 2040, lo representa un 28% de crecimiento en el
periodo. El mayor incremento en la demanda de energía provendrá de los países
63
no desarrollados, donde un crecimiento económico fuerte y un rápido crecimiento
de la población son las principales causas este aumento
Figura 43: Consumo mundial de energía 2015-2040
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
Más de la mitad del crecimiento proyectado de la demanda mundial de energía se
concentra el Asia. Otras regiones como África y Medio Oriente donde el
crecimiento de la población y el acceso a los recursos domésticos son factores
determinantes en la demanda de energía también contribuyen de una manera
importante en el consumo.
Figura 44: Consumo mundial de energía por región – países no desarrollados
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
64
El sector industrial que incluye, minería, manufactura, agricultura y construcción,
es el responsable por más del 50% del consumo de energía, en comparación con
los otros usuarios finales, aunque su crecimiento se dé a menores tasas.
Figura 45: Consumo mundial de energía por sector final de uso
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
El consumo mundial de combustibles líquidos se incrementará de 95 millones de
barriles en 2015 a 113 millones en 2040, lo representa un 18% de crecimiento en
el periodo. El mayor incremento en la demanda de combustibles provendrá de los
países no desarrollados, donde un crecimiento económico fuerte y un rápido
crecimiento de la población aumentarán la demanda de combustibles en un 38%.
Más del ochenta (80%) por ciento del crecimiento proyectado del consumo de
combustibles se concentra en Asia, donde China e India experimentan un rápido
incremento del sector industrial y de combustibles para transporte.
65
Figura 46: Consumo mundial de petróleo y otros líquidos 1990-2040
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
El sector transporte se mantiene como el mayor consumidor de derivados del
petróleo, como resultado del mayor crecimiento de los desplazamientos y servicios
de transporte relacionados con los otros usos.
El uso de derivados de petróleo en aplicaciones industriales tales como: materia
prima para plantas petroquímicas, calor o potencia, crece muy lentamente en el
periodo de 2015 a 2040. En las residencias el GLP mantiene su participación en
las regiones donde el gas natural no ha penetrado y en el sector eléctrico se
presenta una declinación en la proyección debido al bajo precio relativo del gas
con respecto al petróleo y a la utilización de otras fuentes.
Figura 47: Consumo mundial de petróleo y otros líquidos 1990-2040
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
66
El uso de derivados del petróleo en el sector transporte continua incrementándose
pero su participación en el total disminuye de 95% a aproximadamente 88% por la
penetración de combustibles alternativos.
La gasolina motor, incluyendo la adición de biocombustibles, permanece como el
principal combustible para transporte, con una participación de alrededor de 36%
en la matriz de consumo en el 2040.
Un crecimiento global continuo en el transporte aéreo hace que el consumo de
JET A1 se duplique entre 2015 y 2040. El gas natural y la electricidad son los
sectores de más rápido crecimiento, con una proyección a 2040 del triple del
consumo actual.
Figura 48: Consumo mundial de energía en el sector transporte 2015 – 2040 por tipo de
combustible
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
La demanda de energía en el sector transporte en los países no desarrollados se
incrementará 67% entre el 2015 y el 2040. En algunos de esos países tales como
China e India que tienen una gran población y que se proyecta un crecimiento de
consumo mayor que para los países desarrollados, se pronostican crecimientos
grandes tanto en los viajes personales como en los servicios de transporte
En los países desarrollados, los mejoramientos en la eficiencia del consumo de
combustibles compensarán el incremento en las millas viajadas daño como
resultado una disminución en el consumo de 2% entre los años 2015 y 2040.
67
Como resultado de al provisiones anteriores, en el año 2020 el consumo de
energía para transporte en los países no desarrollados se igualará al de los países
desarrollados y en el año 2040 representará casi el 60% del total.
Figura 49: Consumo mundial de energía en el sector transporte 2015–2040 por tipo de
países
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
En los países desarrollados, como resultado del mejoramiento de la economía del
combustible en las carreteras, el consumo de gasolina motor en el sector
transporte decrece aproximadamente 5 cuatrillones de BTU entre 2015 y 2040. L
mayor disminución se da en Estados Unidos.
El consumo de diésel también disminuye, especialmente en los países europeos,
en parte como resultado del mejoramiento de los estándares de eficiencia en ruta.
El incremento en los viajes aéreos trae como consecuencia que el consumo del
ET A1 sea superior a cualquiera de los otros combustibles, aproximadamente 4,7
cuatrillones en el periodo de análisis.
68
Figura 50: Consumo mundial de energía en transporte 2015–2040 países desarrollados
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
En los países no desarrollados, especialmente en China e India, más del 70% del
incremento del consumo de combustibles en transporte se explica por la demanda
creciente de transporte personal para la clase media, que no compensa la
ganancia por eficiencia en los vehículos. Como resultado de lo anterior, el
consumo de gasolina crece más que cualquier otro combustible automotor.
El gas natural es el que más crece porcentualmente potenciado por su uso tanto
en camiones como en buses de servicio público. Similar a la tendencia en los
países desarrollados, el JET A1 tiene unos fuertes crecimientos impulsados por un
aumento de los viajes tantos personales como de negocios. Este crecimiento
equivale a 6 cuatrillones de BTU en el período de análisis.
Figura 51: Consumo mundial de energía transporte 2015–2040 países no desarrollados
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
69
Con base en todo lo discutido anteriormente, la proyección al año 2040 tanto de
los precios de los crudos Brent y WTI así como de los principales productos
derivados se puede visualizar en la siguiente gráfica y en la siguiente tabla:
Figura 52: proyección precios de crudo y productos 2015- 2040
Fuente: EIA Annual Energy Outlook 2017
Tabla 7: proyección precios de crudo y productos 2015- 2040
Precio del producto
USD (2016)/Bl2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
BRENT spot price 53,1 43,4 49,9 63,0 70,4 74,8 78,1 80,7 82,3 83,7 86,2 88,6 90,0 90,7 92,1 94,5
WTI spot price 49,4 42,8 48,9 57,4 64,4 68,8 71,9 74,6 76,0 77,5 80,1 82,4 83,6 84,1 85,0 87,6
Gasolona motor 82,0 68,0 72,0 70,6 79,7 84,8 89,9 94,6 96,0 97,2 99,1 100,7 101,2 100,9 102,0 103,9
Diesel 69,6 50,9 64,5 75,9 83,8 88,6 92,3 96,7 98,8 100,6 104,2 106,5 108,4 109,0 110,9 113,8
Jet A1 66,8 52,9 64,6 76,2 82,8 86,4 89,1 91,4 93,4 95,3 98,1 100,4 102,4 102,7 104,4 107,1
Propano 47,0 44,1 45,6 50,7 51,9 52,9 54,1 57,0 59,4 61,1 62,2 63,8 66,2 67,9 69,5 71,9
Precio del producto
USD (2016)/Bl2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
BRENT spot price 96,8 99,5 99,6 101,5 102,2 105,0 105,5 106,7 108,4 109,4
WTI spot price 90,0 92,7 92,9 94,8 95,6 98,5 99,0 100,1 101,9 102,9
Gasolona motor 105,7 107,7 107,6 109,0 109,8 112,4 112,8 113,4 115,3 116,4
Diesel 116,2 118,9 119,1 121,0 122,1 125,1 125,4 126,1 128,0 128,9
Jet A1 109,6 112,4 112,4 114,4 115,4 118,4 119,0 120,2 122,3 123,6
Propano 75,5 78,6 80,5 83,3 85,4 88,8 91,3 94,7 99,0 101,9
70
2.5. Proyecciones del margen de refinación
El margen neto de refinación o EBITDA se define como la diferencia entre el
margen bruto o margen de hidrocarburos (productos menos crudo) y los costos
operacionales de caja. Por tanto, el costo del crudo, la configuración, complejidad
y factor de utilización de la refinería así como los costos operativos son factores
diferenciadores entre los países a tener en cuenta cuando se comparan los
márgenes regionales.
Figura 53: Componentes del margen neto de refinación
Fuente: McKinsey, the European refinery of the future
En las siguiente grafica se puede apreciar el comparativo de los componentes del
margen neto de refinación para las diferentes regiones en el 2015, donde se
destaca la competitividad de las refinerías de Norteamérica en cuanto complejidad
y costo del crudo.
71
Figura 54: Comparativo regional configuración y costos en refinerías, 2015
Fuente: McKinsey, the European refinery of the future
Las refinerías del golfo de los Estados Unidos son las que obtienen mejores
márgenes netos de refinación y las de Europa y Asia están en los lugares bajos
por lo que se requieren inversiones en conversión que le permitan incrementar la
producción de productos valiosos y la utilización.
Figura 55: Márgenes netos de refinación en Europa y otras regiones
Fuente: McKinsey, the European refinery of the future
72
Para analizar el comportamiento futuro de los márgenes de refinación, en primer
lugar revisaremos las proyecciones de los incrementos de capacidad de
destilación y conversión.
Las principales inversiones en nuevas unidades de destilación y expansión de las
existentes están lideradas por Medio Oriente, Asia y África. El crecimiento en
Norteamérica está limitado a 200 KBDC resultado de pequeñas expansiones.
Figura 56: Proyecciones capacidad global de refinación - destilación
Fuente: McKinsey, the growing prominence of Asia refining
Se espera que la capacidad de conversión, aumente más rápido que la de
destilación proveniente principalmente las de nuevas refinerías que se están
construyendo con una complejidad mayor al promedio de las existentes. Los
principales proyectos se localizan en la región de Asia – Pacifico.
73
Figura 57: Proyecciones capacidad global de refinación – conversión
Fuente: McKinsey, the growing prominence of Asia refining
En cuanto a la demanda, se cuenta con dos escenarios de proyección:
Caso de baja demanda: en este escenario se proyecta un fuerte
crecimiento en Asia, lo cual podría mantener alta la utilización de las
refinerías en esta región. En el USGC se espera una alta utilización de las
refinerías debido por la expectativa de continuar supliendo los mercados
externos, incluidos los asiáticos. La caída de la demanda en los
combustibles de transporte, disminuiría el factor de utilización de las
refinerías europeas a partir del año 2028
Caso de alta demanda: La expansiones esperadas para el año 2020 se
anticipan para suplir el crecimiento de la demanda de productos. Sin
embargo a partir del año 202, como consecuencia de los déficits en algunos
países, se requerirá nuevas inversiones en plantas de refinación. Como se
espera que el crecimiento de la demanda aumente más rápido que la
capacidad de refinación, se presentarán altos factores de utilización de las
refinerías.
Como lo vimos anteriormente, hasta el año 2020 se presentan crecimientos
importantes tanto en la capacidad de destilación como en la de conversión en las
refinerías lo cual conlleva a disminuciones en el factor de utilización. Esto es una
constante común para los dos escenarios de demanda. A partir del año 2021, con
el fuerte crecimiento en la demanda de destilados y la nueva especificación del
74
bunker se espera una recuperación del factor de utilización de las refinerías y su
valor depende del escenario de demanda.
Figura 58: Proyección 201-2030 del factor de utilización de las refinerías por región
Fuente: McKinsey, the growing prominence of Asia refining
La proyección de los márgenes netos de refinación está fuertemente influenciada
por la implementación en el 2020 de las restricciones de calidad a los bunkers.
En el caso de baja demanda, se espera que los márgenes en todas las regiones
caigan hasta el año 2020 en línea con el crecimiento de la sobrecapacidad de
refinación. La implementación en 2020-201 de las nuevas especificaciones de
calidad para el bunker podría incrementar el margen en el USGC y Europa, donde
una demanda adicional de destilados para reemplazar el fuel Oil en los Bunker
podría aumentar la utilización.
La exportación de los productos del USGC mantendrían los precios de
combustibles livianos como relacionados con el mercado europeo y los márgenes
seguirían la misma tendencia de este durante el restante tiempo de proyección. La
caída del factor de utilización y los márgenes en Europa a partir del año 2028,
afectarían marginalmente al USUG. Los márgenes en Asia muestran una
tendencia creciente como resultado de un robusto crecimiento de la demanda.
En el caso de alta demanda, la proyección hasta el año 2020 es similar al de baja
demanda. Sin embargo con la plena implementación de las nuevas
75
especificaciones para el Bunker, donde se proyecta que el mercado sustituya el
precio basado en residuos, se espera que los márgenes en Asia aumente el
margen de refinación en USD 7/Barril comparado con el caso de demanda baja
Figura 59: Proyección 201-2030 de los márgenes de las refinerías por región
3. Caracterización y revisión metodológica de la fijación de precios en tres países
de la región:
Para el desarrollo de esta se consultoría se consideró pertinente el análisis de
varios países vecinos con el fín de visualizar el manejo que se le da a las políticas
de fijación de precios de combustibles y las metodologías que los soportan. Esto
servirá como punto de referencia para la propuesta para Colombia.
Los países escogidos fueron: España, Chile, Uruguay, México y Perú. A
continuación se presenta un análisis para cada uno de ellos en lo correspondiente
al mercado, políticas de precios y metodologías
3.1. España
El sector de los combustibles para automotores en España pasó de ser un
monopolio estatal a un mercado prácticamente liberalizado. El proceso de
liberalización se inició a mediados de los años ‘80 con la eliminación de las
barreras a la importación y exportación de los productos derivados del petróleo.
76
En 1992 la liberalización del sector se aceleró significativamente al perder la
condición de “servicio público” prestado en régimen de monopolio. A partir de ese
momento, el mercado de combustibles para se convirtió en un servicio de interés
general prestado por agentes libremente establecidos en un régimen de
competencia.
Unos años más tarde, y coincidiendo con la entrada en vigor de la Ley de
Hidrocarburos de 1998, se determinó que las actividades de refinación, transporte,
almacenamiento, distribución y comercialización de productos petrolíferos
(incluidos los carburantes de automoción) podrán ser realizadas por cualquier
agente económico, previa autorización administrativa.
Pese al esfuerzo liberalizador, el mercado continúa teniendo un elevado grado de
concentración en todas las fases del negocio y con sólo tres operadores con
capacidad de refinación: Repsol, Cepsa y BP. Dos de ellos, Repsol y Cepsa, son
herederos directos del antiguo monopolio estatal, Compañía Arrendataria del
Monopolio de Petróleos Sociedad Anónima (Campsa). Este monopolio se extendía
a los mercados conexos de la distribución mayorista y minorista (EDS).
El proceso de liberalización ha conseguido disminuir el grado de integración
vertical de los mercados de combustibles para automotores, sin embargo, esta
disminución no ha resultado suficiente para garantizar un mercado de competitivo.
3.1.1. Estructura del mercado de combustibles
Los principales componentes del mercado de combustibles automotores
(gasolinas y diésel o gasóleos) son:
Refinación
Existen nueve refinerías a lo largo del territorio español de propiedad de Cepsa,
Repsol y BP lo que hace que el negocio sea oligopólico altamente concentrado
Aprovisionamiento o primera venta de refinados
Los operadores que actúan en esta fase son (i) los propietarios de refinerías, los
cuales comercializan directamente los combustibles, o (ii) los operadores
independientes que adquieren los productos de las refinerías.
Transporte
Incluye tanto el transporte de los productos desde las refinerías (o puertos de
importación) hasta las instalaciones de almacenamiento como el transporte y
entrega de los productos a las estaciones de servicio que se hace
fundamentalmente mediante oleoductos o camiones cisterna.
77
Distribución
La distribución mayorista comprende la venta directa de combustibles a clientes
comerciales o industriales y a estaciones de servicio independientes. Las
compañías que operan en este segmento son, o bien las compañías petroleras
propietarias de refinería, o bien operadores mayoristas de carburantes que
comercializan sus productos vendiéndolos a la distribución minorista.
La distribución minorista consiste en la venta de combustibles a los consumidores
finales en las estaciones de servicio. Los operadores que realizan esta actividad
son fundamentalmente las compañías petroleras que disponen de redes de
estaciones de servicio o compañías independientes.
3.1.2. Suministro de combustibles (aprovisionamiento)
El suministro de combustibles proviene principalmente de las refinerías ubicadas
en territorio español, complementado por las importaciones a través de los puertos
españoles.
En el territorio español existen nueve (9) refinerías que producen combustibles
para automotores (de las cuales ocho se encuentran en territorio peninsular, y una
en el archipiélago canario). En la siguiente tabla se muestra la capacidad de
refinación y el porcentaje de participación de cada una de las compañías
propietarias en el negocio de la refinación.
Tabla 8: capacidad de refinación de España
Fuente: CNMC
78
Estas refinerías están distribuidas a lo largo del territorio español, con sus propias
instalaciones para almacenamiento de combustibles y conectadas a la red
principal de transporte, tal como se muestra en la siguiente gráfica:
Figura 60: Infraestructura de suministro y transporte de combustibles
España posee una de las mayores concentraciones de la propiedad de las
refinerías en la Unión europea tal como se aprecia en la tabla anterior. Además
tiene una capacidad de refinación superior a la media europea, dinamizada por las
inversiones realizadas en el periodo 2003 -2008 que superó los 6.500 millones de
Euros como respuesta al drástico cambio en el consumo, fruto del fuerte proceso
de diselización que ha sufrido España durante los últimos años.
En el siguiente grafico se puede apreciar la producción total de las refinerías de
España así como las producciones particulares de gasolinas y gasóleos. Se
destaca que el aumento de la producción en el periodo 2003 – 2016 corresponde
fundamentalmente a gasóleos para cubrir la creciente demanda de consumo
interno.
79
Figura 61: Producción anual de las refinerías de España
Fuente; CNMC
Como consecuencia del aumento de capacidad producción y la disminución de la
demanda como resultado de la crisis económica, las importaciones de
combustibles, esencialmente gasóleos, han venido disminuyendo
consistentemente desde el año 2008 tal como se puede apreciar en la siguiente
gráfica:
Figura 62: Importación de combustibles en España
Fuente; CNMC
80
Caso contrario, las exportaciones especialmente de gasolinas se han
incrementado sosteniblemente desde el mismo año, manteniendo España su
condición de exportador de gasolinas e importador neto de gasóleos pero con una
dependencia cada vez menor de las importaciones.
Figura 63: Exportación de combustibles de España
Fuente; CNMC
En consecuencia, y pese a la teórica competencia potencial que las importaciones
deben ejercer sobre la producción nacional, el análisis realizado sugiere que las
importaciones no parecen estar generando una presión competitiva suficiente
sobre el mercado Español. La demanda interna se cubre, fundamentalmente, a
través de la producción de los operadores con capacidad de refinación en España,
siendo el papel de las importaciones cada vez más residual en el mercado
español.
3.1.3. Componentes de los precios de venta al público de los combustibles
Los precios de venta al público de los carburantes se pueden desagregar en tres
grandes componentes:
El coste del aprovisionamiento (CA).
Los impuestos, que corresponden a la diferencia entre el precio final de
venta al público y el precio antes de impuestos (PVP-PAI); y
El margen bruto de distribución (MBD), esto es, la diferencia entre el precio
antes de impuestos y el coste de aprovisionamiento (PAI-CA).
81
En cuanto al componente del costo de aprovisionamiento (CA), existe una clara
indexación de los precios de la gasolina y del gasóleo (tanto de las compras
nacionales como de las importaciones) a las cotizaciones internacionales de
referencia de ambos carburantes, lo que permite explicar la evolución de este
componente del costo con base al comportamiento de dichas cotizaciones en los
mercados internacionales.
Este comportamiento se corresponde con el funcionamiento normal de un
mercado abierto e internacional como el de los productos derivados del petróleo.
En las siguientes graficas se podrá apreciar la indexación para cada uno de los
tres últimos años.
Figura 64: Correlación entre PAI y Cotización internacional para el gasóleo año 2016
Fuente; CNMC
Figura 65: Correlación entre PAI y Cotización internacional para el gasóleo año 2015
Fuente; CNMC
82
Figura 66: Correlación entre PAI y Cotización internacional para el gasóleo año 2014
Fuente; CNMC
Figura 67: Correlación entre PAI y Cotización internacional para la gasolina año 2016
Fuente; CNMC
83
Figura 68: Correlación entre PAI y Cotización internacional para la gasolina año 2015
Fuente; CNMC
Figura 69: Correlación entre PAI y Cotización internacional para la gasolina año 2014
Fuente; CNMC
84
Además, existe un elevado grado de coincidencia entre el costo de
aprovisionamiento en España y en el resto de los mercados europeos de
referencia.
En este sentido, la extinta CNE determinó el grado de correlación de ambas
variables a lo largo de un período de tiempo de cuatro años. El estudio concluyó
que existe un elevado grado de coincidencia existente entre ambas Ci, con
coeficientes de correlación cercanos a la unidad (0,999).
En las siguiente graficas se puede apreciar esa correlación y que las principales
diferencias en el precio de venta al público para gasóleos y gasolinas están
sustentadas principalmente por el régimen impositivo
Figura 70: comparativo de precios de gasóleo en los países de la UE
Fuente; CNMC
85
Figura 71: comparativo de precios de gasóleo en los países de la UE
Fuente; CNMC
3.1.4. Aspectos metodológicos para el cálculo del costo de
aprovisionamiento
Para determinar el costo del aprovisionamiento en España se utilizan como
referencia el mercado NWE (Róterdam), atlántico, y el mercado MED (Génova),
mediterráneo.
El costo teórico de aprovisionamiento la media de las cotizaciones del 30% NWE
CIF ARA Platt´s High y 70% MED CIF Cargoes Platts High.
3.1.5. Conclusiones
De acuerdo con lo estudiado anteriormente se puede concluir que en el mercado
de combustibles español el costo de aprovisionamiento se encuentra liberado,
sigue las tendencias de los marcadores de referencia del mercado internacional y
86
está altamente correlacionado con los costos de aprovisionamiento de los demás
países de la Unión Europea.
Por otra parte, se observa que a pesar de ser un mercado abastecido
principalmente por refinadores locales y que las importaciones son marginales, los
costos de aprovisionamiento siguen la tendencia lógica de marginalidad con
valores relacionados a sus cotizaciones internacionales (CI).
3.1.6. Mercado del GLP
La producción de GLP de las refinerías existentes en España ha rondado en una
cifra entre las 1.400 y las 1.100 miles de toneladas por año (kTon/año), con una
reducción hacia el final del periodo tal como se muestra en la siguiente gráfica
Figura 72: Producción de GLP en España
Fuente; CNMC
En España el GLP se comercializa de dos maneras: envasado en cilindros entre 8
kg y 20 Kg y a granel o por canalización, siendo el primero el de mayor consumo,
aunque en los últimos años ha venido sufriendo una caída drástica hasta casi
igualarse con la distribución a granel tal como se presenta en la siguiente gráfica.
87
Figura 73: consumo de GLP en España
Fuente; CNMC
De acuerdo con las cifras anteriores, España es un importador neto de GLP
aunque su dependencia se viene haciendo cada vez menor especialmente por la
disminución en la demanda. En el periodo 2003-2016 las importaciones
disminuyeron su participación del 45% al 25%. En las siguientes graficas se
puede ver el comportamiento de las importaciones y exportaciones de GLP en los
últimos años.
Figura 74: importaciones de GLP en España
Fuente; CNMC
88
Figura 75: exportaciones de GLP en España
3.1.7. Precios de venta del GLP
De acuerdo con lo dispuesto en los artículos 45 y 46 de la Ley 25 de 2009, las
sociedades mercantiles que realicen las actividades de almacenamiento, mezcla y
envasado, transporte y comercialización al por mayor de GLP (operadores al por
mayor) y los comercializadores al por menor de gases licuados del petróleo a
granel podrán realizarlas libremente.
El artículo 94 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos,
dispone que el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo acuerdo de la
Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, podrá dictar las
disposiciones necesarias para el establecimiento de las tarifas de venta de los
gases licuados del petróleo (GLP) por canalización para los consumidores finales,
estableciendo los valores concretos de dichos precios o un sistema de
determinación y actualización automática de los mismos.
Por otra parte, la disposición adicional trigésima tercera de la Ley 34/1998, de 7 de
octubre, del sector de hidrocarburos, en su modificación dada por el Real Decreto-
ley 8/2014, de 4 de julio, faculta al Ministro de Industria, Energía y Turismo a
determinar, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos
Económicos, los precios máximos de venta al público de los gases licuados del
petróleo envasado en tanto las condiciones de concurrencia y competencia en
este mercado no se consideren suficientes. En particular, le habilita a establecer
valores concretos de dichos precios o un sistema de determinación y actualización
automática de los mismos.
89
En desarrollo de lo anterior, con vigencia actual, existen las ordenes IET/389/2015
y ITC/3292/2008 donde se actualizan y fijan los precios máximos de venta antes
de impuestos de los gases licuados de petróleo envasados y por canalización.
Para los gases licuados del petróleo envasados la fórmula para el cálculo para el
término CMP, correspondiente al costo de la materia prima del bimestre «b», se
calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:
Siendo,
• Cbut,i = 20 % de la cotización del butano FOB Mar del Norte (Argus North Sea
Index, publicado por Argus en el «Argus International LPG») y 80 % de la
cotización del butano FOB Argelia (Algerian Postings-Butane FOB Algeria CP,
publicado por Platt´s en el «LPGASWIRE»), correspondientes al mes i, en dólares
por tonelada.
• Cpro,i = 20 % de la cotización del propano FOB Mar del Norte (Argus North Sea
Index, publicado por Argus en el «Argus International LPG») y 80 % de la
cotización del propano FOB Argelia (Algerian Postings-Propane FOB Bethouia CP,
publicado por Platt´s en el «LPGASWIRE»), correspondientes al mes i, en dólares
por tonelada.
• Fj = 80 % del flete medio de la ruta Algeria-Med y 20 % del flete medio de la ruta
North Sea-Med, correspondientes al mes j, ambos publicados por Poten and
Partners en el «LPG in World Markets», en dólares por tonelada.
• em = Media del cambio dólar/euro mensual publicado por el Banco Central
Europeo correspondiente a los meses n−1 y n−2.
En caso de no disponerse de alguna de las referencias internacionales citadas
anteriormente, se utilizará el último valor disponible de la misma, aplicándole el
porcentaje de variación seguido, en el mismo periodo, por la cotización del butano
o del propano FOB Arabia Saudí (Contract Price S. Arabia, publicado por Platt´s
en el «LPGASWIRE») o por el Flete medio de la ruta Arabian Gulf-Med, publicado
por Poten and Partners en el «LPG in World Markets», según corresponda.
Para los gases licuados del petróleo canalizados, la cotización internacional y el
flete a que hace referencia el apartado primero de la Orden del Ministerio de
90
Industria y Energía de 16 de julio de 1998 se revisarán mensualmente utilizando la
siguiente fórmula:
En la que:
• CMPn = Suma de los términos de cotización internacional y flete aplicables a los
suministros de GLP canalizado, correspondientes al mes n, expresados en euros
por kilogramo.
• n = Cada uno de los meses del año. •
• Cbut,n = 20 % de la cotización del butano FOB Mar del Norte (Argus North Sea
Index, publicado por Argus en el “Argus International LPG") y 80 % de la cotización
del butano FOB Argelia (Algerian Postings-Butane FOB Argelia CP, publicado por
Platt´s en el “LPGASWIRE"), correspondientes al mes n, en dólares por tonelada.
• Cpro,n = 20 % de la cotización del propano FOB Mar del Norte (Argus North Sea
Index, publicado por Argus en el “Argus International LPG") y 80 % de la cotización
del propano FOB Argelia (Algerian Postings-Propane FOB Bethouia CP, publicado
por Platt´s en el “LPGASWIRE"), correspondientes al mes n, en dólares por
tonelada.
• Fn = 80 % del flete medio de la ruta Algeria-Med y 20 % del flete medio de la
ruta North Sea-Med, correspondientes al mes n, ambos publicados por Poten and
Partners en el “LPG in World Markets", en dólares por tonelada. • en = Media del
cambio dólar/euro mensual publicado por el Banco Central Europeo
correspondiente al mes n.
En caso de no disponerse de alguna de las referencias internacionales citadas
anteriormente, se utilizará el último valor disponible de la misma aplicándole el
porcentaje de variación seguido, en el mismo periodo, por la cotización del butano
o del propano FOB Arabia Saudí (Contract Price S. Arabia, publicado por Platts en
el “LPGASWIRE") o el Flete medio de la ruta Arabian Gulf-Med para buques de
56.000-84.000 metros cúbicos, publicada por Poten and Partners en el LPG in
World Markets, según corresponda.
91
3.2. Chile
En Chile hay un mercado abierto y competitivo de combustibles desde 1978 en el
cual existe la posibilidad que grandes distribuidores de combustibles y
consumidores industriales importen productos derivados del petróleo al disponer
de acceso a terminales marítimos con capacidad de almacenamiento, por lo cual
el precio de paridad importación es el precio de referencia en el mercado interno
chileno.
En Chile rige un esquema de libertad para fijar los precios de los combustibles.
Cada distribuidor puede cobrar a los consumidores finales lo que estime
conveniente.
Desde el primero de diciembre de 1992, la política de precios de ENAP se basa en
el costo alternativo de importación de los combustibles desde un mercado de
referencia de gran escala y profundidad (el golfo de los Estados Unidos) y la
aplicación de descuentos diferenciados en función de factores tales como los
volúmenes comprados y los plazos de entrega.
ENAP conviene un precio con aplicación de descuento con las empresas
distribuidoras y los clientes industriales que suscriben contratos a firme, asociado
al volumen contratado y diferenciado por tipo de producto, segmento de cliente y
lugar de entrega. Este mecanismo permite una optimización de los procesos de
compra de crudo, refinación, transporte y almacenamiento, que beneficia al
consumidor, al obtener un menor costo.
Para los volúmenes demandados sin contrato, ENAP considera que el precio será
el equivalente al costo marginal o Paridad de Importación, para compras
programadas con un plazo mayor de 45 días, y un Precio Spot, para compras
programadas con un plazo igual o menor a 45 días.
En el cálculo de los precios de productos que ENAP entrega a los distribuidores
mayoristas, influyen factores tales como el precio en el mercado de referencia,
costos de transporte y logística, costos de internación o arancel aduanero,
seguros, impuestos específicos e IVA, evolución del tipo de cambio y el efecto del
impuesto o crédito del Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles
Derivados del Petróleo.
Atendiendo a su política de transparencia en el ámbito comercial, ENAP publica en
su página web los precios de paridad que semana a semana calcula, de acuerdo
con la variación en el precio de los productos en el mercado internacional. Los
92
valores corresponden a los precios mayoristas, puestos en Concón, los cuales
incluyen costos de logística de transporte y almacenamiento; pero no se incluyen
los impuestos que rigen en Chile, ni los efectos de la aplicación de los fondos de
estabilización de precios.
Los precios del GLP publicados a partir del 2 de enero de 2014, corresponden al
precio de paridad en Concón para el GLP comercial de refinerías (no catalítico, de
conformidad a la Norma Chilena Oficial vigente), y que de acuerdo a Plan de
Prevención y Descontaminación Ambiental para la Región Metropolitana (PPDA),
puede ser distribuido directamente en todo Chile, a excepción de la Región
Metropolitana.
En Chile la producción de combustibles está en cabeza de ENAP, la cual posee
tres refinerías ubicadas en el territorio chileno con una capacidad total superior a
los 235.000 barriles por día. En la siguiente grafica podemos observar la
localización y principales características de cada una de ellas
Figura 76: localización de refinerías en Chile
Fuente: ENAP
93
En el año 2016, la carga a las refinerías fue de 9,5 millones de metros cúbicos
(m3) de crudo importado proveniente principalmente de Latino américa y la
producción fue de 10, millones de metros cúbicos distribuidos así:
Figura 77: producción de combustibles en Chile en año 2016
Fuente ENAP
Durante 2016, el consumo nacional de productos refinados del petróleo alcanzó los 19,32 millones de metros cúbicos (MMm3), equivalentes a 332.074 barriles por día (bpd), aumentando un 1,4% en relación al año anterior. El aumento del consumo se explica principalmente por la actividad económica. Así, de acuerdo a estimaciones preliminares del Banco Central de Chile en su Informe de Política Monetaria, el PIB de Chile se expandió en 1,5% en 2016, contrastando con el crecimiento de 2,3% en 2015. El menor dinamismo en la economía durante el año 2016 se debió principalmente a una menor producción del sector minería del cobre, un gran demandante de combustibles derivados del petróleo, así como estancamiento del sector construcción. Al analizar la variación del consumo por producto en relación a 2015, se aprecian comportamientos muy disímiles, destacándose las disminuciones del consumo de GLP, en contraste con el aumento en gasolina vehicular, kerosene y diésel. El consumo total de diésel aumentó un 2,4%, a 9,85 millones de metros cúbicos (169.210 bpd), manteniendo su condición de producto de mayor consumo entre los combustibles. Este se debió a la mayor actividad económica y a un descenso de 20% del precio a usuario final. El consumo nacional de gasolina vehicular fue el segundo mayor en volumen, con 4,56 millones de metros cúbicos (78.393 bpd), creciendo 5,6% en relación al nivel
94
de 2015. El mayor consumo de este combustible se vio favorecido por la disminución del 9% del precio real de este combustible. El gas licuado de petróleo (GLP) constituye el tercer producto más importante en cuanto a consumo, con 2,13 millones de metros cúbicos (36.605 bpd), registrando una disminución de 9,2% respecto del año anterior. En este caso, el menor consumo se explica por pérdidas de mercado con respecto al gas natural. El consumo de kerosene aumentó un 6,7%, a 1,47 millones de metros cúbicos (25.218 bpd). Dentro del total, el kerosene de aviación, que representa un 91% del consumo, aumentó 6,8%, mientras que el kerosene de uso doméstico aumentó un 5,7% ambos favorecidos por una disminución del 19% en su precio real. Figura 78: consumo nacional de combustibles en Chile años 2015-2016
Fuente CNE
Las ventas totales de ERSA S.A. llegaron a 11,5 millones de m3 (196.935 barriles/día), aumentando un 0,8% respecto del año anterior. Este aumento se explica por un aumento de 0,7 % en las ventas al mercado nacional (10.989 en 2015 y 11.063 en 2016) y un incremento de un 2,9% en las exportaciones (385 Mm3 en 2015 a 396 Mm3 en 2016). Los productos de mayor venta correspondieron a gasolina y diésel, que son precisamente los de mayor valor, con una participación en el total de 39,3% y 36,4%, respectivamente. Del volumen de venta total, 9,9 millones de m3 (171.540 barriles/ día) correspondieron a productos de producción propia, lo que representa el 87,1% del total vendido. El 12,9% restante fue abastecido con importaciones y compras nacionales, que ascendieron a 1,6 millones de m3 (27.929 barriles/ día), donde los principales productos fueron el diésel, con 0,9 millones de m3 (15.533 barriles/día) y la gasolina con 0,6 millones de m3 (9.763 barriles/día). Las ventas al mercado nacional fueron 11,1 millones de m3 (190.124 barriles/día), lo que equivale a una participación de mercado en el país de 57,3%. Entre las ventas nacionales, el producto más vendido fue la gasolina con 4,5 millones de m3 (77.080 barriles/ día) y una participación de mercado de 98,2%.En segundo lugar
95
se ubica el diésel, con una venta de 4,2 millones de m3 (71.429 barriles/día) y una participación de mercado del 42,2%. Figura 79: Ventas y participación de ENAP en el mercado de combustibles de Chile
Fuente ENAP
3.2.1. Metodología para el cálculo de los precios paridad
Según lo enunciado en el inciso 7 del artículo 2° de la Ley Nº 20.765, se debe calcular el precio de paridad de importación de los siguientes combustibles:
Gasolina Automotriz: esta categoría comprende toda gasolina sin plomo, susceptible de ser utilizada en vehículos motorizados terrestres que transiten por calles y vías públicas en general. En este combustible se considerarán los grados de 93 octanos RON y 97 octanos RON
Petróleo Diésel: esta categoría comprende el petróleo diésel en todos sus grados.
Gas Licuado Petróleo de uso vehicular (GLP): esta categoría comprende al gas licuado que se utiliza en vehículos motorizados que transiten por calles, caminos y vías públicas en general.
La fuente de información para precios FOB e indicadores de flete de estos combustibles corresponde al servicio informativo de la empresa Argus Media Inc. y
96
al informativo Shipping Intelligence Weekly de la empresa Clarkson Research Servicies Limited. Debido a las diferencias de calidades entre los mercados señalados y las normas vigentes en Chile para los combustibles citados en la Ley, se consideró un ajuste por calidad en el precio de gasolina (azufre, octanaje y presión de vapor) y en el precio de diésel (cetano), utilizando la metodología aceptada por el mercado internacional, y que se usa normalmente para este tipo de ajustes. Estos ajustes se basan en un estudio contratado por CNE para la revisión metodológica del cálculo de precios de paridad y que arrojó los siguientes resultados:
En el procedimiento de cálculo del precio de paridad de importación, el cálculo del transporte marítimo se simula desde un puerto de origen del indicador de precio escogido, hasta Quintero. La forma de cálculo para cada combustible es diferente y depende del tipo de producto, puesto que se hace en naves de distintas características y con información de mercado diferente. Para los combustibles limpios, esto es gasolina, kerosén y petróleo diésel, se usa un mismo tipo de naves, para las cuales se puede usar el sistema Worldscale para el cálculo de tarifas, corregidas por indicadores del mercado de fletes.
97
Para el cálculo del flete del gas licuado se usa un polinomio basado en parámetros para los cuales hay información periódica en el mercado. Estos parámetros corresponden al arriendo mensual de las naves gaseras y al precio de los combustibles usados por estas naves para su motor de propulsión (bunkers). De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la descarga, la tarifa de faros y balizas, y el consumo de bunker de la nave están incluidos en el valor base de la tarifa WS para la referida ruta, Corpus Christi a Quintero, por lo que no deben incluirse en el cálculo del flete. Los otros costos involucrados en la compra y el transporte del combustible hasta el puerto de descarga en Chile, son: mermas del producto en tránsito (0,5% en volumen), costo del seguro marítimo del combustibles (0,05138 del valor FOB mas flete marítimo). Adicionalmente, se incurre en otros costos involucrados en la recepción, almacenamiento y entrega del combustible en el puerto de descarga en Chile, tales como:
Derechos de aduana,
Costo fijo de descarga del producto: Estos gastos corresponden a la cuadrilla que hace la conexión de la nave, los gastos de lanchas y portuarios de cargo del importador, y el costo del uso del terminal marítimo. se recomienda usar una tasa de US$ 0.36 por m3 para representar estos gastos
El costo directo de descarga: que representa los gastos directos que se requieren para la descarga del producto en Quintero. Estos corresponden al costo del agente de aduana y a la inspección que se efectúa a la descarga de la nave que hace un inspector independiente pagado a medias por el importador y el proveedor, y que mide la cantidad y calidad del producto recibido en los estanques del terminal de recepción. se recomienda usar una tasa de US$ 0.06 por m3 para representar estos gastos
Costos de almacenamiento: En el caso de Chile, ENAP usa un valor de US$ 0.32 por barril (US$ 2.0 por m3) para reflejar la recepción y almacenamiento de los combustibles importados en su procedimiento de cálculo de los precios de paridad de importación.
Finalmente, la suma de todos estos considerandos da como resultado el precio de paridad para los combustibles.
3.3. Uruguay
La empresa estatal ANCAP (Administración Nacional de Combustibles Alcohol y
Portland) es quien tiene en el país el monopolio para la importación y refinación de
crudo y sus derivados, conferidos por la Ley 8.764, de octubre de 1931.
98
Uruguay no cuenta con reservas probadas de petróleo ni de gas, por eso depende
de las importaciones. El petróleo crudo de Uruguay se procesa en la refinería La
Teja, que es propiedad de la ANCAP.
Esta refinería, con una capacidad de 50.000 barriles por día, inauguró en 1934 y
desde entonces se modernizó en varias ocasiones. El proyecto de modernización
más reciente se ejecutó en 2013, y consistió en la reducción de la cantidad de
azufre en el combustible diésel y la gasolina y el mejoramiento en el cumplimiento
de las normas ambientales.
La distribución y comercialización de derivados del petróleo no está sujeta al
monopolio de la ANCAP, por consiguiente, el mercado está abierto a la
competencia. Uruguay cuenta con cinco grandes centros de almacenamiento que
son propiedad de la ANCAP que se encuentran ubicados en: Montevideo,
Paysandú, Durazno, Treinta y Tres y Juan Lacaze.
Las distribuidoras de combustibles líquidos presentes en el Uruguay son:
Petrobras Uruguay Distribución S.A, Esso Estándar Oil CO y Distribuidora
Uruguaya de Combustibles S.A. (DUCSA) que operan una red de 488 estaciones
minoristas en todo el país.
En materia de comercialización y distribución de combustibles derivados del
petróleo, el marco regulatorio está determinado por los contratos de ANCAP con
las empresas distribuidoras. En lo referidos contratos se define el margen de
comercialización de las distribuidoras y el margen de la estación de servicio.
La distribución y comercialización del GLP se desarrolla en un régimen de
competencia. En Uruguay existen cuatro empresas que operan en la distribución
de GLP y sus cuotas de mercado para las garrafas de 13 kg son las siguientes:
Acodike, el 36%; Riogas, el 35%; Ducsa, el 18%, y Megal, el 11%. Se estima que
en el mercado hay 2 millones de garrafas de 13 kg.
El Poder Ejecutivo fija los precios finales a los consumidores de combustibles
líquidos, GLP y gas propano de todo el país. De acuerdo con lo dispuesto por la
Ley 15.312/ 1982, la ANCAP propone los precios de los combustibles y el MIEM
se encarga de definir los precios finales máximos para los consumidores.
A fin de asegurar la transparencia y de proteger el acceso a la información por
parte de los consumidores, la Unidad Reguladora de servicios de Energía y Agua
(URSEA) pone a disposición del público una comparación entre los precios
establecidos por el gobierno (precios de referencia) y los precios internacionales,
más los costos de transporte (precios de paridad de importación, PPI).
99
La determinación de los precios de paridad de importación corresponde al ejercicio
teórico de calcular el precio en el mercado local de productos terminados de
similar calidad a la de los producidos por ANCAP, en la hipótesis de que los
mismos se importan. En las siguientes graficas se puede apreciar la tendencia de
los dos precios para las gasolinas, el queroseno y el gasoil.
Figura 80: serie histórica PPI vs PE para gasolina premium
Fuente URSEA
Figura 81: serie histórica PPI vs PE para gasolina super
Fuente URSEA
100
Figura 82: serie histórica PPI vs PE para queroseno
Fuente URSEA
Figura 83: serie histórica PPI vs PE para queroseno
Fuente URSEA
101
La producción de derivados del petróleo en Uruguay se hace en la refinería de la
Teja que inició operaciones en 1934 y ha tenido proceso de modernizaciones
importantes que le permitieron aumentar la carga a la refinería y la producción de
combustibles valiosos.
Durante los años 2001-2003 se llevó a cabo un proceso de remodelación y
modernización que aumentó la capacidad de refinación de 37.000 a 50.000
barriles por día, mejorando la conversión y la calidad de los combustibles. El
proyecto más reciente fue en 2013 para mejorar el contenido de azufre en la
gasolina y el gasoil. En la siguiente grafica se puede apreciar las cantidades y
composición de la producción de los principales combustibles.
Figura 84: Producción de combustibles refinería la Teja
Fuente: ANCAP
A partir de los años ochenta, el consumo de combustibles líquidos aumentó con
ritmos diferentes. La demanda de diésel y gasolina creció desde 1985 hasta la
crisis económica de 2001 y 2002, cuando el consumo de ambos productos se
redujo abruptamente.
En el periodo comprendido entre 2002 y 2006, se presentó un fuerte crecimiento
del consumo de gasoil y estancamiento del de las naftas, como resultado entre
102
otros factores del diferencial de precios entre las gasolinas y el gasoil, que derivó
en un fuerte estímulo a la incorporación de vehículos diésel (diselización).
Sin embargo, desde entonces, y de manera más notable en los últimos 10 años, el
consumo de gasolina se ha incrementado en un 154% (un 9,8% anual), mientras
que el de gasoil solo subió un 18 % debido entre otros factores a la drástica
disminución del diferencial entre al gasolina y el gasoil porque este último está a
un precio superior al de parida importación (ver graficas de precios).
El sector transporte da cuenta del 98% del consumo de gasolina, mientras que el
consumo de gasoil se desglosa de la siguiente forma: un 77 % corresponde al
sector transporte y un 19 % a la agricultura, la pesca y la minería. En la siguiente
grafica se puede ver la evolución de las ventas de combustibles.
Figura 85: ventas de combustibles al mercado interno de Uruguay
Fuente ANCAP
Las importaciones de derivados no son muy cuantiosas y corresponden
principalmente a gasoil y GLP. En el caso del gasoil, las mismas mantuvieron un
ritmo creciente hasta el año 2002, dado que la producción de la refinería era
deficitaria. Con la modernización y ampliación del año 2003 se aumentó la
producción de gasoil y se redujeron sensiblemente las importaciones y se volvió
excedentaria en gasolinas pero debido al incremento en la demanda ya citado en
este momento no exporta y solo hace algunas importaciones coyunturales.
103
Respecto a GLP, Uruguay requiere importaciones para completar el suministro
del país. En las siguientes gráficas se pueden ver la evolución del comercio
exterior (importaciones y exportaciones) durante los últimos años.
Figura 86: Importación de combustibles en Uruguay
Fuente ANCAP
Figura 87: Exportación de combustibles en Uruguay
Fuente: ANCAP
104
3.3.1. Metodología del cálculo de los precios de paridad
Los precios de paridad de importación reflejan la actividad de un importador al que se le aplican las normas vigentes para ANCAP con relación a la importación de derivados del petróleo de calidad similar a los productos de ANCAP. Los precios a considerar son: el precio FOB del producto en el mercado de referencia seleccionado: adicionalmente se agrega un ajuste de calidad, cuando las especificaciones del producto ANCAP difieran del seleccionado. En el caso del supergás y propano se agrega un recargo por almacenamiento y entrega. En la siguiente tabla se muestran los mercados de referencia y los precios tomados de los mismos. En todos los casos, la fuente de información seleccionada es el Platts US Marketscan Tabla 8: mercados y precios internacionales de referencia
Fuente URSEA
105
Para los productos limpios, en todos los casos el precio de referencia adoptado es consistente con las especificaciones de calidad de los correspondientes de ANCAP, con excepción de la gasolina Especial 87 cuyo referente es de mejor calidad, por lo que se aplica el siguiente ajuste:
En el procedimiento de cálculo del precio de paridad de importación, el cálculo del transporte marítimo se simula desde un puerto de origen del indicador de precio escogido, hasta el puerto de Montevideo. La forma de cálculo para cada combustible es diferente y depende del tipo de producto, puesto que se hace en naves de distintas características y con información de mercado diferente. Para los combustibles limpios, esto es gasolina y queroseno, se usa un mismo tipo de naves, para las cuales se puede usar el sistema Worldscale para el cálculo de tarifas, corregidas por indicadores del mercado de fletes. Para el gasoil se considera que las importaciones vienen de dos mercados: el golfo de los Estados Unidos y el Mediterráneo. Para el caso del Mediterráneo se considera el flete entre Laverna y Montevideo, usando las mismas fuentes de información para el cálculo de tarifas y ajuste de las mismas. Para el cálculo del flete del gas licuado se usa un polinomio basado en parámetros para los cuales hay información periódica en el mercado. Estos parámetros corresponden al arriendo mensual de las naves gaseras y al precio de los combustibles usados por estas naves para su motor de propulsión (bunkers) De acuerdo a la modalidad WS, los gastos de puerto de la nave a la carga y a la descarga, la tarifa de faros y balizas, y el consumo de bunker de la nave están incluidos en el valor base de la tarifa WS para la referida ruta, El Salvador (Brasil) a Montevideo, por lo que no deben incluirse en el cálculo del flete. Los otros costos involucrados en la compra y el transporte del combustible hasta el puerto de descarga en Uruguay, son: mermas del producto en tránsito (0,5% en volumen para gasolinas y 0,3% para gasoil), costo del seguro marítimo del combustibles (0,1632% del valor FOB mas flete marítimo). Adicionalmente, se incurre en otros costos involucrados en la recepción, almacenamiento y entrega del combustible en el puerto de descarga en el puerto de Montevideo, tales como:
106
Alije: US 6,60/m3
Proventos portuarios: Estos gastos corresponden a los servicios de amarre y descargue en el puerto de Montevideo pagados a la administración nacional de puertos cuya tarifa es de US 2,50 por tonelada.
Tasa consular: corresponde al 2% del costo CIF
Otros costos de internación: US 650 por despacho
Costos de almacenamiento en el terminal de la Teja: de acuerdo con las tarifas internacionales para este servicio, los costos se estiman en US 7,08 por m3 para supergás y US 4,72 por m3 para el resto de productos.
Finalmente, la suma de todos estos considerandos da como resultado el precio de paridad para los combustibles. En la siguiente tablase presenta un resumen de los componentes de la
metodologia para el cálculo de los precios paridad importación
Tabla 9: componentes del precio pariadad importación en Urguay
3.4. México
La regulación de las actividades relacionadas con el petróleo crudo, los
petrolíferos y el transporte y almacenamiento de petroquímicos por ductos, se
fundamenta en la Ley de Hidrocarburos (LH), que es reglamentaria de los artículos
25, párrafo cuarto; 27, párrafo séptimo y 28 párrafo cuarto de la Constitución
107
política de los Estados Unidos de México (CPEUM), en materia de Hidrocarburos;
y que tiene por objeto regular las siguientes actividades realizadas en territorio
nacional (Art. 2):
El reconocimiento y exploración superficial, y la exploración y extracción de
hidrocarburos;
El tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, transporte y
almacenamiento del petróleo;
El procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y
regasificación, así como el transporte, almacenamiento, distribución,
comercialización y expendio al público de gas natural;
El transporte, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al
público de petrolíferos, y
El transporte por ducto y el almacenamiento que se encuentre vinculado a
ductos, de petroquímicos.
A raíz de la reforma energética, se permite la participación privada junto con
PEMEX en todos los eslabones de la cadena de valor de las gasolinas y el diésel
tal como se muestra en la siguiente gráfica:
Figura 88: Agentes de la cadena de valor de gasolina y diésel
Fuente: SENER
108
Hasta antes de los cambios constitucionales el Estado, por conducto de PEMEX,
tenía por objeto ejercer la conducción central y la dirección estratégica de todas
las actividades que abarca la industria petrolera estatal. Es así que a través de su
subsidiaria PEMEX Refinación, tenía la exclusividad de llevar a cabo las
actividades relacionadas con procesos industriales de la refinación; elaboración de
productos petrolíferos y de derivados del petróleo; almacenamiento, transporte,
distribución y comercialización de los productos y derivados.
Con el Decreto en el cual se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en materia de energía, se
establece que la organización, administración y estructura corporativa de PEMEX
sea acorde con las mejores prácticas a nivel internacional, asegurando su
autonomía técnica y de gestión.
Es así como el 28 de abril de 2015 se anuncia la reorganización de los organismos
subsidiarios PEMEX Refinación, PEMEX-Gas y Petroquímica Básica y PEMEX-
Petroquímica, en la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de Petróleos
Mexicanos, denominada PEMEX Transformación Industrial (PEMEX TRI), cuyo
objeto es la refinación, transformación, procesamiento, importación, exportación,
comercialización, expendio al público, elaboración y venta de hidrocarburos y
petrolíferos.
De acuerdo a lo anterior, PEMEX TRI puede realizar las operaciones relacionadas
directa o indirectamente con su objeto, pudiendo celebrar con personas nacionales
o extranjeras, toda clase de actos, convenios, contratos, por lo que las actividades
realizadas por el TRI ya no son exclusivas del Estado y cualquier empresa
particular puede llevarlas a cabo de acuerdo a la reglamentación vigente aplicable
a cada actividad.
En México existen seis refinerías que forman parte del Sistema Nacional de
Refinación (SNR) que cuentan con procesos de destilación atmosférica,
destilación al vacío, desintegración catalítica y térmica, reducción de viscosidad,
reformación de naftas, hidrotratamiento de residuales, alquilación e isomerización
y tres de ellas con proceso de coquización (Cadereyta, Madero y Minatitlán).
La carga a las refinerías proviene de producción propia de crudo, siendo México
autosuficiente y exportador de los excedentes. La composición del crudo cargado
a las refinerías es: 55% liviano y 45% pesado. En la siguiente grafica se puede ver
la evolución de la carga a las refinerías.
109
Figura 89: Carga a las refinerías de México
Fuente: SENER
Consistente con la carga a las refinerías, la producción de combustibles ha
disminuido proporcionalmente a la disminución de la misma.
Figura 90: producción de combustibles en México
Fuente: SENER
110
En la siguiente gráfica se muestra una distribución de la producción de
combustibles para los años 2015 -2015 en cada una de las refinerías ubicadas en
territorio mexicano. Se pueden observar las diferencias en los perfiles debido a las
configuraciones de las mismas, especialmente en lo tocante a la producción de
Fuel Oil y coque.
Figura 91: Producción de combustibles por refinería en México
Con respecto al consumo, de acuerdo con la siguiente gráfica, para el periodo
2005 -2015 se observa una ligera disminución en la demanda total de
combustibles en México. El sector transporte se ubica como el mayor consumidor
y ha mostrado una tendencia creciente por el incremento en el parque automotor,
aunque en los últimos años se ha atenuado por la evolución de la tecnología
vehicular. El sector eléctrico presenta la mayor caída debido a la penetración del
gas natural en las centrales convencionales de generación.
111
Figura 92: Demanda de combustibles por sector en México
En cuanto al balance de combustibles, México presenta un déficit consistente y
creciente tal como se muestra en la siguiente gráfica y en la siguiente tabla donde
se destacan las importaciones de gasolina, el mayor aportante, seguido del diésel
y la turbosina que se empezó a importar desde el año 2012
Figura 93: Balanza comercial de combustibles en México
112
Tabla 10: composición de las importaciones de combustibles a México
3.4.1. Política y metodología de cálculo de los precios de la gasolina el
diésel
En el año 2013, se estableció un incremento constante mensual al precio de las
gasolinas y diésel de once centavos por litro. En 2014 el aumento fue en un rango
de 9 a once centavos por litro al mes en gasolinas y once centavos por litro al mes
en diésel.
Por otro lado, el 1 de enero de 2014 se estableció el Impuesto Especial sobre
Producción y Servicios (IEPS) a los combustibles fósiles, aprobado bajo la Ley del
Impuesto Especial sobre Producción y Servicios, que incrementó el precio por
única vez en diez centavos por litro para las gasolinas y 13 centavos por litro para
diésel.
En 2015, se eliminan los incrementos periódicos de precios para establecer un
único incremento en un rango de 26 centavos por litro para la gasolina magna y de
27 centavos por litro para la gasolina Premium y 26 centavos por litro para diésel.
Los precios durante 2015 se mantuvieron constantes. En enero de 2015, el ajuste
fue conforme a la inflación tomando como precio base el de diciembre de 2014.
Todo 2015 los precios se mantuvieron constantes, incluso con una baja de 3% en
enero de 2016, respecto al precio fijo de 2015.
113
Figura 94: Evolución del precio de la gasolina y el diésel en México
La apertura del sector energético al sector privado, derivada de la Reforma
Energética, es regulada por la Ley de Hidrocarburos. De acuerdo al Artículo 2 de
esta Ley, las actividades incluidas en la industria de los hidrocarburos realizadas
dentro de territorio nacional son: la exploración, extracción, producción,
tratamiento, refinación y procesamiento, transporte, almacenamiento, compresión
y descompresión, licuefacción y regasificación, distribución y comercialización de
los crudos y sus derivados, tales como productos petrolíferos y petroquímicos.
Figura 95: Nuevo marco regulatorio en cadena del petróleo
Fuente: CRE
114
La participación del sector privado en la distribución y comercialización de
petrolíferos significa la participación de marcas privadas distintas a la marca única
de PEMEX. Con la finalidad de tener las condiciones necesarias hacia una
transición de un mercado liberalizado, el Artículo Décimo Cuarto Transitorio de la
Ley de Hidrocarburos menciona que, a partir del 1o. de enero de 2015 y hasta el
31 de diciembre de 2017, como máximo, la regulación sobre precios máximos al
público de gasolinas y diésel será establecida por el Ejecutivo Federal y, a partir
del 1o. de enero de 2018, se determinarán bajo condiciones de mercado.
En este contexto, a partir del 1 de enero de 2016, se estableció un mecanismo para determinar los precios al público de gasolinas y diésel de acuerdo a precios del mercado internacional, sujeto a una banda de precios con valores mínimo y máximo y un IEPS fijo con una cuota complementaria La Comisión Reguladora de Energía, tomando en cuenta la opinión que emita la Comisión Federal de Competencia Económica, establecerá el calendario para que durante los años de 2017 y 2018 los precios al público se determinen bajo condiciones de mercado.
En las regiones del país, durante el tiempo en donde los precios al público de las gasolinas y el diésel no se determinen bajo condiciones de mercado, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público establecerá los precios máximos al público de las gasolinas y el diésel con base en lo siguiente:
Considerará el precio de la referencia internacional de los combustibles ,
teniendo en cuenta las diferencias en la calidad de los mismos, las diferencias relativas por costos de transporte entre regiones y las diversas modalidades de distribución y expendio al público
Emitirá un acuerdo en el que se especifique la región, los combustibles y el periodo de aplicación de los precios, mismo que se publicará en el Diario Oficial de la Federación con anticipación al periodo durante el cual se aplicarán.
Los parámetros del mercado internacional que se utilizarán serán los siguientes:
Gasolina menor a 92 Octanos: El promedio de las cotizaciones medias del precio spot de la referencia para la gasolina Unleaded87, USGC, Houston, Waterborne, en dólares por galón, publicada por Platts US Market Scan.
Gasolina mayor o igual a 92 octanos: El promedio de las cotizaciones medias del precio spot de la referencia para la Unleaded 93, USGC, Houston, Waterborne, en dólares por galón, publicada por Platts US Market Scan.
Diésel: El promedio de las cotizaciones medias del precio spot para el Ultra Low Sulfur Diésel (ULSD), USGC, Houston, en dólares galón publicada por Platts US Market Scan
115
Precio de referencia: Será el promedio simple de las cotizaciones medias emitidas del día 21 del segundo mes anterior, al día 20 del mes inmediato anterior a aquel para el que se calcula el precio. Éstas se calcularán como el promedio aritmético de las cotizaciones alta y baja emitidas de cada día. En el caso de que en algún día no fuera emitida la cotización, la que se haya emitido se considerará como la cotización media. Margen: Es la suma de Flete, merma, margen comercial, transporte, ajustes de calidad y costo de manejo observados en 2016.
3.4.2. Mercado y política de precios del GLP.
El subsidio al gas L.P. que existió hasta mediados de 2014, consistía en que el precio de venta al usuario final estaba por debajo del precio de referencia internacional. El esquema de precios regulados autorizados por la Secretaría de Energía y la Secretaría de Economía, ajustaba mensualmente al alza el precio del gas L.P. buscando disminuir la brecha con respecto al precio de referencia (Mont Belvieu). Actualmente, Mont Belvieu (MB) se utiliza como principal referencia para el mercado Norteamericano y para el mercado mexicano de acuerdo a la Directiva de Precios emitida por la CRE. El subsidio se otorgaba de manera indirecta a través de Pemex Gas y Petroquímica Básica, ya que ellos absorbían el diferencial entre el precio de Ventas de Primera Mano (VPM) y el precio de referencia internacional. Figura 96: Proceso de apertura de mercado y precios del GLP
116
La producción de gas LP en México proviene de tres fuentes principales: procesamiento de gas húmedo y condensado, refinerías del campo del campo Nejo. El mayor aporte, alrededor del 85%, se obtiene del gas húmedo y condensado y el 13% de los sistemas de refinación como se puede apreciar en las siguientes tablas Tabla 11: producción de gas LP a partir de gas húmedo y condensados.
Tabla 12: Producción de gas LP de refinerías y pozo Nejo
A nivel nacional, la tasa media de crecimiento anual en la demanda de gas L.P. fue de -1.5%, lo cual se explica ya que todas las regiones presentan tasas de crecimiento negativas para el periodo 2004-2014. Las principales causas fueron: el incremento de la cobertura y penetración del gas natural, el uso de paneles solares y aumento de eficiencia de los calentadores. En la siguiente tabla se puede apreciar el consumo del gas LP por regiones.
117
Tabla 13: Evolución del consumo de gas LP en México por regiones
118
En lo que respecta al balance de gas LP, México es un importador neto con una participación actual de las importaciones de alrededor del 30% del demandado. Tabla 14: Balance de gas LP en México
Fuente: SENER
La metodología para determinar el precio del gas LP en los centros procesadores incorpora los elementos siguientes:
El precio de referencia que resulte relevante para cada centro procesador;
El costo de internación imputable, en su caso, al costo de oportunidad del gas LP en el punto de referencia relevante para cada centro procesador, y
El ajuste por los costos de transporte que permita reflejar el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad del gas LP en cada punto de venta.
Respecto al precio de referencia, los componentes que conforman la mezcla del gas LP, así como las participaciones porcentuales de éstos son los siguientes:
Componente Participación porcentual
Propano 90
Butano 10
Para calcular el precio de referencia se emplearán las cotizaciones diarias del gas LP en Mont Belvieu registradas en el OPIS LP Gas Prices de acuerdo con el cuadro siguiente:
Componente Publicación Cotización
Propano OPIS LP-Gas Prices. Encabezado Mont Belvieu NonTET
Renglón Propane. Promedio de las cotizaciones low y high.
119
Butano OPIS LP-Gas Prices. Encabezado Mont Belvieu NonTET
Renglón Butane. Promedio de las cotizaciones low y high
3.5. Perú
La LOH, Ley N° 26221 y modificatorias, contemplan las reglas generales para
todas las actividades de hidrocarburos en el país y establecen como principio que
el Estado las promueve sobre la base de la libre competencia y el libre acceso a la
actividad económica, con la finalidad de lograr el bienestar del ser humano y el
desarrollo nacional. Señalan también que las actividades y los precios
relacionados con el petróleo crudo y sus productos derivados se rigen por las
reglas de la oferta y demanda, con la excepción de que se fijan tarifas para la
actividad de transporte de hidrocarburos por ductos, así como precios máximos al
consumidor en el caso del servicio de distribución de gas natural (GN) por red de
ductos.
A diferencia de la exploración y explotación, el acceso a actividades específicas
del downstream, como el transporte de hidrocarburos por ductos y la distribución
de GN por red de ductos, requiere del otorgamiento de concesiones por parte del
MEM.
Las reglas aplicables para el otorgamiento de la concesión, las obligaciones del
concesionario, los plazos y características, la terminación y caducidad de la
condición, entre otros aspectos, se encuentran en los reglamentos aplicables a las
actividades que requieren de dicho instrumento y sus modificatorias: el
Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, aprobado por D.S. N°
081-2007- EM, y el Reglamento de Distribución de Gas Natural por Red de
Ductos, cuyo Texto Único Ordenado fue aprobado por D.S. N° 040- 2008-EM. En
ambos casos, las concesiones se dan por periodos no menores de 20 años ni
mayores de 60 años, incluyendo la prórroga. La cesión procede mediante
procesos de licitación o concurso público, o por solicitud de parte.
La participación de empresas privadas está permitida en todos los segmentos de
la cadena de los hidrocarburos: exploración, producción, transporte, refinación,
almacenamiento, distribución, comercialización, importación y exportación.
En ese marco, hoy en día operan, junto con Petroperú, empresas nacionales como
GMP S.A., Petrolera Monterrico, Peruana de Combustibles, Unipetro, y empresas
extranjeras como Pluspetrol Corporation, Savia Perú, Consorcio Perú LNG (Hunt
Oil Co., SK Energy, Repsol YPF y Marubeni), Interoil, Mobil Oil, Repsol, Maple
Energy, Pacific Rubiales Energy, entre otras.
120
La capacidad total de refinación de Perú se estima en 220 MBD. Los procesos
industriales de refinación y producción de derivados del petróleo se realizan en
nueve refinerías: Refinería Talará, Refinería Iquitos, Refinería Conchán y Refinería
El Milagro, que son propiedad de Petroperú; Refinería Pucallpa, que pertenece a
Petroperú y es operada por Maple Energy; Refinería La Pampilla, de Repsol (la
más grande de Perú); y la Refinería Shiviyacu y las Topping Corrientes y Huayurí,
propiedad de Pluspetrol.
Figura 97: Refinerías del Perú
Fuente: OSINERGMIN
La distribución mayorista de los productos derivados líquidos del petróleo, se
realiza por 13 empresas distribuidoras mayoristas, 12 privadas (nacionales y
extranjeras) y la estatal Petroperú S.A, que posee el 51% del mercado. Petroperú,
Repsol, Primax, Numay, Consorcio Terminales CT (Graña Montero Petrolera y
Oiltanking GmbH), Ferush, ExxonMobil, Pecsa (Peruana de Combustibles) y
Petroamérica son las principales encargadas de suplir a las estaciones de servicio
de todo el país.
121
En la siguiente grafica se muestra el petróleo crudo que se carga a las refinerías,
distribuido según la procedencia, es decir, si es nacional o importado. La
demanda, por otro lado, se ha repartido por refinería. Esta se centra,
específicamente, en Talara (Petroperú) y La Pampilla (Relapasa), que en conjunto
concentran alrededor de 85% del total.
Con respecto a la evolución se observa que el crudo extraído en territorio nacional
ha disminuido de manera progresiva durante todo el periodo de análisis (2000–
2014), lo que ha incrementado la necesidad de procesar petróleo importado.
Figura 98: carga de crudo a las refinerías de Perú
La evolución conjunta de la oferta y demanda de los principales derivados muestra
que el GLP es el único combustible cuya producción nacional llega a satisfacer su
demanda interna y, además, presenta una evolución positiva en los últimos 10
años. El gráfico muestra que la producción de GLP en plantas procesadoras
constituye 80% del total de este combustible a partir de 2005 en promedio, debido
a la entrada del Proyecto Camisea, específicamente con la puesta en marcha de
la planta de Pisco.
Por otro lado, la demanda muestra una tendencia creciente, explicada
básicamente por la sustitución de petróleos industriales en el sector industrial y
una mayor promoción de este combustible en el sector residencial y vehicular.
122
Figura 99: evolución de la oferta y demanda de GLP en el Perú
Fuente: OSINERGMIN
Con respecto al balance de los gasoholes se observa que desde 2010 se ha
venido presentando un déficit promedio anual de 3 MBPD, que se ha
incrementado con respecto al registrado entre 1995 y 2009, equivalente a un
promedio de 1 MBPD.
El principal crecimiento de la demanda se da en el segundo quinquenio de
presente siglo, gracias a la bonanza económica asociada al alza de los precios de
los minerales, atenuada por una mayor sustitución por GLP y GNV como
combustible automotor.
123
Figura 100: Evolución de la oferta y demande de gasoholes
Fuente: OSINERGMIN
El diésel es el combustible de mayor uso a nivel nacional con una participación de
alrededor de 46% del consumo total de combustibles. Además, es el de mayor
importancia en el sector transporte y minero, además el tercero en el sector
industrial.
El balance del diésel ha sido negativo en el siglo XXI, es decir, que Perú es
importador neto de este combustible. En los últimos tres años, dicho déficit ha
totalizado alrededor de 20 MBPD. El crecimiento de la demanda ha sido sostenido
con un promedio anual de 4% en los últimos cinco años; sin embargo, la
producción ha subido a una tasa promedio anual de 2% en el mismo periodo, lo
cual acentúa la necesidad de su importación.
124
Figura 101: Evolución de la oferta y demande de diésel
Fuente: OSINERGMIN
3.5.1. Política de precios y aspectos metodológicos
En el Perú no hay regulación económica de precios de los hidrocarburos líquidos.
Los relacionados con el petróleo crudo y los productos derivados son precios de
mercado, determinados por la oferta y la demanda, excepto en el caso del
transporte y distribución por ductos que sí están regulados.
No obstante, se ha establecido un esquema de estabilización de la variabilidad de
los precios de los combustibles derivados del petróleo llamado Fondo de
Estabilización de los Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo (FEPC),
y un mecanismo de transparencia del mercado mediante el Precio de Referencia.
La determinación de los precios de referencia de los combustibles derivados del
petróleo proviene del OSINERGMIN. Este organismo, por medio de la Gerencia
Adjunta de Regulación Tarifaria (GART), se encarga de fijar y publicar los precios
de referencia de los combustibles.
125
Los Precios de Referencia (PR) constituyen una medida de transparencia al
otorgar a los usuarios valores referenciales con los cuales comparar los precios
del mercado al nivel mayorista. Simulan un valor de mercado que refleja las
variaciones de los precios internacionales de los combustibles líquidos en el
mercado relevante, mediante operaciones eficientes de importación y/o
exportación de combustibles (según sea el caso) para el mercado nacional.
El Procedimiento de cálculo de los Precios de Referencia es el siguiente
Mercado relevante: Para la determinación de precios de referencia de los
combustibles líquidos derivados del petróleo y biocombustibles, se
considera como Mercado Relevante el de la Costa del Golfo de Estados
Unidos (USGC). Para la determinación de precios de referencia del GLP, se
considera como Mercado Relevante el de Mont Belvieu (Estados Unidos).
Fuentes de Información: para el procedimiento se considerarán las
siguientes fuentes de información:
o Productos: El Precio de los Marcadores en el Mercado Relevante, se
tomará de las siguientes publicaciones:
Para los combustibles líquidos derivados del petróleo, se
tomará la publicación diaria Platt´s Oilgram Platt’s Report o su
versión en línea “Platt’s On the Net”.
o Para los biocombustibles, se considerarán las siguientes
publicaciones :
• Para el Biodiésel B100, se tomará la Publicación “Weekly
Price Assessments - Biodiésel USA”, de la empresa ICIS
Pricing. • Para el alcohol carburante, se tomará la información
del Sistema “Platts On the Net”.
Precio de Referencia 1 (PR1): El PR1 es un valor teórico que se calcula
adicionando al valor USGC los costos, gastos y tasas necesarias para
colocar este producto a la salida de la planta de despacho.
La estructura general del PR1 es la siguiente:
Precio de Referencia 1 == Valor USGC +Flete +Seguro +Advalorem
+Gastos de Importación +Almacenamiento y Despacho +Ley 27332
Precio referencia GLP Lima y Callao - Marítimo.- El Precio de
Referencia en Planta de Ventas Callao - Marítimo es un precio teórico
126
que se calculará adicionando al precio GLP FOB Pisco, el costo de
transporte marítimo, gastos de recepción, almacenamiento, despacho
más eficientes y otros, según corresponda.
Dónde:
Valor USGC: corresponde al precio del producto en el Mercado Relevante y es el
resultado de la sumatoria del precio del producto marcador, un ajuste de calidad
para determinados combustibles y las mermas técnicamente aceptables del
producto.
Los marcadores son los siguientes
Ajuste de Calidad: Este componente compensa las diferencias de
calidad entre las especificaciones de calidad de los productos del
Mercado Relevante y las del mercado peruano. Respecto al ajuste por
Número de Cetano, OSINERGMIN aplicará un “premio” o factor de
ajuste de acuerdo con las diferencias de precios detectadas en los
Mercados de la Costa del Golfo y de New York, donde se cotizan
combustibles con diferente Número de Cetano. El premio por diferencia
127
en el Número de Cetano será determinado periódicamente y para los
meses en los cuales el factor resulte negativo, se empleará el promedio
de los factores de ajuste positivos del trimestre precedente al mes en el
que el nuevo factor tendrá vigencia.
Mermas: Pérdidas de productos en tránsito y descarga
Flete (Marítimo): Representa el costo de transporte desde el Mercado Relevante
hasta el Callao. Para la determinación de los Precios de Referencia del Diésel,
Kerosene y Gasolinas, el flete es calculado mediante fórmula, en función de un
Flete Base (FB) para la Ruta Houston-Callao, Indicadores de Flete Spot “World
Scale” (WS) y el costo por el cruce del Canal de Panamá.
La fórmula general es la siguiente:
Flete = FC*(FB*(WS/100) + Ccp * CP/SUAB/CC)
Dónde:
Flete = Flete marítimo de transporte en US$/Bl
FC = Factor de conversión de US$/TM a US$/Bl
FB = Flete Base desde Houston al Callao, expresado en US$/TM
WS = Tarifa diaria Worldscale (Clean Tankers & Dirty Tankers)
Ccp = Tarifa de Canal de Panamá en US$ por CP/SUAB
CP/SUAB = Sistema de Medida Universal del Canal de Panamá
CC = Capacidad de carga útil del buque en TM.
Para el GLP, el Flete Marítimo resulta de sumar el terminalling en Mont Belvieu, el
time charter, el consumo de combustibles del buque y los gastos varios.
A continuación se indica la fórmula general:
Flete GLP = (TMB*PE+TCU+COMBU+GVU)/6,2898
Dónde:
Flete = Flete marítimo de transporte en US$/Bl
TMB = Terminalling en Mont Belvieu, en US$/TM.
128
PE = Peso específico del GLP en TM/m3
TCU = Costo Unitario del Time Charter en US$/m3
COMBU = Costo unitario de los combustibles en US$/m3
GUV = Gastos varios por unidad de carga en US$/m3
Seguro: Valor estimado en función del Precio CFR (Valor USGC + Flete)
Ad-valorem: Menor arancel vigente para la importación de los combustibles,
calculado sobre el Precio CIF (Precio CFR + Seguro). En caso existan derechos
antidumping se incluirá como parte del costo, cuando sea aplicable.
Gastos de Importación: Representan el costo de internar el producto en el país.
Comprende lo siguiente:
Inspección
Gastos de Puerto
Costo Financiero
Almacenamiento y Despacho: Costo de mantener almacenado un volumen
promedio de combustible de tal forma que permita cumplir con los volúmenes
indicados por ley y una operación eficiente. Adicionalmente incluye los costos de
recepción y despacho del combustible. Para el caso de los Biocombustibles,
OSINERGMIN incluirá los costos necesarios para adecuar la Planta de
Abastecimiento del Callao, al manejo de los nuevos productos.
Ley 27332: Aporte definido en el artículo 10° de la “Ley Marco de los Organismos
Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos”.
3.6. Conclusiones generales
Del análisis de los países seleccionados se puede concluir lo siguiente:
• La mayoría son importadores de crudo con excepción de México
• La capacidad de refinación no cubre las necesidades internas de todos los
combustibles. Algunos son abastecidos en gasolina pero todos son
importadores de diésel
• Los precios los fija la oferta y demanda (libres) a excepción de Uruguay
(ANCAP)
• TODOS referencian sus precios con una metodología paridad importación
incluidos los productos en los que son autoabastecidos.
129
• El mercado de referencia por excelencia es el Golfo de los Estados Unidos
(USGC) para combustibles y Mont Belvieu para propano y butano
• Los marcadores son: UNL87, ULSD, Jet 54, Propano y Butano
• La principales publicaciones utilizadas son: Platts y Argus
• TODAS la metodologías incluyen los gastos de internación propios de cada
país
130
RESUMEN
ítem ESPAÑA CHILE URUGUAY MEXICO PERU
Crudo Importador Importador Importador Exportador Importador
Refinación Deficiente Deficiente Deficiente Deficiente Deficiente
gasolina Autoabastecido Autoabastecido Autoabastecido Importador Importador
diésel Importador Importador Importador Importador Importador
JET A1 Importador Importador Importador Importador Importador
GLP Importador Importador Importador Importador Autoabastecido
Política de precios IP
Libre competencia
Libre competencia
Regulada Libre
competencia Libre
competencia
Regulación estatal
MIET para GLP
Precios de referencia
MIEM - ANCAP
CRE para GLP Precios de referencia
IP Paridad
importación Paridad
importación Paridad
importación Paridad
importación Paridad
importación
Mercados de referencia
Róterdam y Mediterráneo
USGC
USGC y Mediterráneo
USGC USGC
Referencia GLP
Mar del Norte y Argelia
Mont Belvieu Mont Belvieu Mont Belvieu Mont Belvieu
Fuentes de información
Platts, Argus Argus Platts Platts OPIS Platts
Marcador Gasolina 95, Gasóleo A,
UNL87, ULSD UNL87, ULSD UNL87, ULSD UNL87, ULSD
Marcador GLP
Propano, Butano
Propano, Butano
Propano, Butano
Propano, Butano
Propano, Butano
Otros componentes
de IP
Flete, seguros, gastos
internación
Flete, seguros, gastos
internación
Flete, seguros, gastos
internación
Flete, seguros, gastos
internación
Flete, seguros, gastos
internación
131
4. Contexto nacional del mercado de combustibles:
En este capítulo analizaremos la calidad de los diferentes combustibles en
Colombia para tener un punto de comparación con respecto los marcadores
internacionales y proponer los ajustes correspondientes cuando se esté
estableciendo la metodología de precios de paridad.
Por otra parte se hará un inventario de las facilidades portuarias existentes que
manejan o pueden manejar las importaciones actuales o futuras de los
combustibles.
4.1. Especificaciones de calidad
En Colombia son cada vez más frecuentes los episodios de contaminación del aire
en grandes ciudades especialmente en Bogotá y Medellín, y aunque la calidad de
los combustibles no son los únicos causantes de las enfermedades respiratorias y
los problemas ambientales, si son uno de los ítems que se deben mejorar.
Afortunadamente Colombia desde hace casi tres décadas inicio el proceso de
mejora de calidad de los combustibles derivados del petróleo, al eliminar en 1991
los aditivos de plomo que se le adicionaban a la gasolina para mejorar el octanaje.
Posteriormente se disminuyeron las pérdidas de hidrocarburos al ambiente en
toda la cadena de producción, transporte, almacenamiento y distribución de
gasolinas al reducir el contenido de hidrocarburos volátiles presentes en este
combustible y de esa forma bajar la presión de vapor de este combustible.
Posteriormente se inició la adición de aditivos detergentes a las gasolinas, que
ayudaban a mantener limpios los sistemas de combustión en los motores de los
vehículos y de esa manera tener un mejor y más eficiente desempeño del
vehículo, disminuyendo las emisiones de CO y material particulado.
En la mitad de la década de los 90, con el ingreso al país de vehículos con
motores de mayor comprensión y la puesta en operación de una planta de ruptura
catalítica en la refinería de Barrancabermeja, que permitió producir gasolina de
mejor octanaje, se incorporó al mercado nacional la gasolina llamada extra, con un
Índice antidetonante de 87, para abastecer básicamente el mercado de vehículos
de gama media y la zona de la costa norte de Colombia.
Con la expedición de la Ley 693 el 19 de septiembre del 2001, se dio un gran
impulso a la mejora de la calidad del aire en todo el país, al establecer que las
gasolinas y el diésel que se vendiera en ciudades mayores a 500.000 habitantes
deberían tener biocombustibles. Con base en esta ley y tomando las experiencias
del uso de las mezclas etanol-gasolina de Brasil, se reglamentó el uso de las
gasolinas oxigenadas con etanol, procedente de los cultivos de caña.
132
Este cambio significó mejora en todos los aspectos: ambientalmente, las
emisiones de CO2 disminuyeron, económicamente, se generó empleo, y
tecnológicamente, la calidad de las gasolinas mejoró porque el etanol incrementa
entre 2 y 3 el octanaje, los motores obtuvieron un mejor desempeño al tener
mejor combustión por tener más oxígeno en este proceso.
En la siguiente gráfica se muestra la evolución en Colombia de la calidad de las
Gasolinas desde 1990 a la fecha.
Figura 102: evolución de la calidad de la gasolina en Colombia
Fuente: ECOPETROL; cálculos propios
La mejora del diésel se ha enfocado básicamente en reducir el contenido de
azufre, pues de 5000 ppm que tenía en los años 90, con la entrada en operación
en Diciembre del año 2000 del Sistema de Transporte Masivo de Bogotá, se
estableció una nueva calidad de diésel, con menor contenido de azufre (1200
ppm), menor viscosidad y un punto final de ebullición más bajo. Todo esto por las
condiciones exigidas por la nueva tecnología vehicular (motores con emisiones
Euro II), y las mismas condiciones ambientales de Bogotá, debido a que por estar
2600 metros sobre el nivel del mar, el aire tiene 26% menos de oxígeno y la
temperatura ambiente cercana a los 15 °C, hacen que las condiciones de
desempeño de los motores diésel sean menores a las del nivel del mar.
Estos cambios, además de establecer planes de mejora de la tecnología
automotriz, en la infraestructura vial y en la cultura ciudadana, permitieron una
mejora tecnológica en las pantas de las refinerías especialmente la de
Barrancabermeja, que es la principal abastecedora del mercado nacional de
combustibles.
133
Reglamentariamente, en el año 2006, el Instituto Colombiano de Normas
Técnicas – ICONTEC, a través de su Comité 186 de combustibles Líquidos, con
base en resultados de pruebas de laboratorio y ruta realizadas por diferentes
centros de investigación, entre ellos el Instituto Colombiano del Petróleo y la
participación de todos los sectores involucrados en la elaboración de normas
técnicas como el sector gubernamental (Ministerios de Minas y Medio Ambiente),
los refinadores de petróleo, los ensambladores del sector automotriz, los
productores de biocombustibles, la academia y consultores, entre otros, expidió la
Norma NTC 5444, señalando las especificaciones del biocombustible para uso en
motores diésel.
Se debe destacar que esta norma técnica sobre la calidad del biodiésel fue la
primera norma emitida en Latinoamérica para este producto, la cual sirvió de
referencia para otros países interesados en iniciar las mezclas de diésel -
biodiésel.
El 14 de julio de 2008, el Congreso de la República de Colombia emite la Ley
1205, la cual establece la ruta a seguir para la mejora de los contenidos de azufre
en el diésel, al definir unas fechas precisas de la entrada al mercado nacional de
un combustible bajo en azufre y declara de interés público colectivo, social y de
convivencia nacional, la producción, importación, almacenamiento, adición y
distribución de combustibles diésel, que minimicen el impacto ambiental negativo y
que su calidad se ajuste a los parámetros usuales de calidad internacional.
Por tal razón, los Ministerios de Minas y Energía y de Medio Ambiente, Vivienda y
Desarrollo Territorial, expidieron la reglamentación que condujo a mejorar la
calidad del diésel, mediante la disminución progresiva de los niveles de azufre
presentes en dicho combustible hasta alcanzar los estándares internacionales que
indicaban que dichos niveles eran inferiores a 50 partes por millón (ppm).
En Bogotá, para los Sistemas Integrados de Transporte Masivo (SITM), incluidos
los sistemas de transporte masivo público de pasajeros con radio de acción
metropolitano, distrital o municipal que utilizaban diésel, se exigió que este tuviera
un máximo de 500 ppm de azufre a partir del 1° de julio de 2008. A partir del 1° de
enero de 2010, estos mismos sistemas deberán utilizar diésel de menos de 50
ppm de azufre.
Para los demás usos, se utilizó diésel de menos de 500 ppm de azufre hasta el 31
de diciembre de 2012. A partir de esta fecha, se utilizó diésel de menos de 50 ppm
de azufre.
Para el resto del país, para todos los sistemas de transporte que utilizaban diésel
se utilizó diésel de menos de 3.000 ppm de azufre a partir del 1° de julio de 2008 y
134
hasta el 31 de diciembre de 2008. A partir del 1° de enero de 2009 se utilizó diésel
de menos de 2.500 ppm de azufre hasta el 31 de diciembre de 2009. A partir del
1° de enero de 2010 se utilizó diésel de menos de 500 ppm de azufre hasta el 31
de diciembre de 2012. A partir de esta fecha, se empezó a utilizar diésel de menos
de 50 ppm de azufre.
Para los Sistemas Integrados de Transporte Masivo (SITM) de todos los centros
urbanos del país se utilizó diésel de menos de 50 ppm de azufre a partir del 1 ° de
enero de 2010.
Para llevar a cabo dicho plan se realizaron importaciones de diésel de bajo azufre,
teniendo como referencia el costo-beneficio de dicho proceso y las restricciones
de logística de transporte y almacenamiento para el manejo de diésel importado
en el país, así como la puesta en marcha del proyecto de hidrotratamiento y la
modernización de la Refinería de Cartagena, proyectos que en la actualidad están
en funcionamiento.
Figura 103: evolución de la calidad del diésel en Colombia
Fuente: ECOPETROL; cálculos propios
4.1.1. Comparación de la calidad de los combustibles colombianos con el
resto del mundo
Tomando como base los datos contenidos en la tabla 2 (gasolinas), tabla 4
(diésel), Tabla 5 JET A1 y tabla 6 (GLP), a continuación se hace un análisis
comparativo ente los combustibles colombianos y los del resto del mundo.
135
4.1.1.1. Comparación entre las Especificaciones de las Gasolinas
Colombianas y el resto del mundo:
Azufre: Respecto al contenido de azufre, las gasolinas colombianas quedaron
rezagadas con respecto a la calidad de otros países latinoamericanos como Chile,
Argentina, Brasil y México; obviamente no se puede comparar con los mercados
de Estados y Unidos y Europa, que ya están en 15 o menos ppm de este
contaminante.
Obviamente para reducir el contenido de azufre en las gasolinas se requiere
inversión en tecnología de refinación, más plantas de hidrotratamiento y
conversiones de crudo mayores al 78 – 80 %. Consideramos que reducir el azufre
a valores de 50 ppm sería una prioridad para una mejora en las especificaciones
de la gasolina colombiana y además para ponerse a tono con las especificaciones
del marcador internacional y la tendencia mundial.
La no reducción del azufre en las gasolinas colombianas, limita así mismo la
entrada de algunos modelos de vehículos con motores de tecnología Euro IV o V,
que tienen sistemas de control de emisiones avanzados
Octano: Aunque en el mercado colombiano se establecen dos clases de gasolina:
corriente o regular y extra, siendo esta última de grado regular comparada con las
especificaciones de mercados que abastecen al mercado colombiano (Estados
Unidos). La gasolina regular está por debajo de la mayoría de los países
analizados y se recomienda cuando menos hacerla equivalente a la regular de
Estados Unidos (UN87) incrementando el IAD de 81 a 85 para que con la adición
de etanol llegue a IAD 87.
Si Colombia quiere mantener el grado Extra o Premium, debería incrementar el
IAD de la gasolina sin oxigenar de 87 a mínimo 89, para que con la adición del
10% de etanol suba a un IAD de 91, especialmente para las ciudades mercados
que están por debajo de los 1000 msnm.
Benceno: Respecto al contenido de benceno de la gasolina colombiana
“corriente”, si bien fue considerada hace siete años como de las mejores del
mundo respecto al bajo contenido de esta sustancia, se ha quedado hoy en día en
un segundo plano, pues muchos países han reducido a 0,62 – 0,7% volumen, el
valor del benceno en las gasolinas, aunque este sigue siendo un valor
considerado como aceptable en el mercado internacional.
Aromáticos: Respecto al contenido total de aromáticos en las gasolinas, el valor
de las colombianas, 28% en volumen en la regular, es similar al de la mayoría del
mercado mundial; sin embargo hay algunas como las de Estados Unidos que
136
tienen un valor de máximo 25% en volumen. Si bien hay mucha presión por las
entidades de salud a nivel mundial por los potenciales efectos cancerígenos de
estas sustancias, se considera que valores menores de 28 % están considerados
como aceptables.
Olefinas: Colombia no tiene ninguna regulación para el contenido de olefinas en
la gasolina, pero dada la preocupación ambiental por los incrementos de la
formación de ozono a nivel del piso en ciudades como Bogotá, es necesario
empezar a medir y reportar este parámetro en las gasolinas. Los valores
normalmente deberían estar por debajo del 18%.
Presión de Vapor: la presión de vapor de las gasolinas colombianas está en unos
valores acordes con las temperaturas del país y ajustadas para realizar la mezcla
con etanol. Si bien en el 2015, hubo un cambio “temporal” de incrementar 1,6 psia
por asuntos de abastecimiento al mercado nacional, ya en el 2016, se volvió a los
valores iniciales de 8 psia. Se considera que este valor debe permanecer igual,
mientras no se cambien las condiciones de mezcla con etanol.
4.1.1.2. Comparación entre las Especificaciones del diésel
Colombiano y el resto del mundo:
Azufre: Si bien Colombia dio un gran paso al establecer 50 ppm de azufre en todo
el diésel de consumo nacional desde enero del año 2013, la tendencia mundial es
bajar un poco más este valor a 10-15 ppm, para realmente tener algunos
beneficios ambientales, pues si bien se dio la modificación del contenido de
azufre, esta debería ir asociado a una renovación del parque automotor en todo el
país, pero esto no se ha realizado y por eso, con buses de servicio público con
más de 15 años de servicio, que son de tecnologías viejas, el beneficio ambiental
de mejorar la calidad de aire en grandes ciudades como Bogotá y Medellín, no ha
sido el esperado.
Es por ello, que nuestra recomendación es trabajar más en la “chatarrización” y
renovación del parque automotor urbano y vehículos de carga, para que cuando la
gran mayoría del parque automotor diésel sea tipo Euro IV o V, si se haga el paso
al diésel de 10-15 ppm.
Cetano: Con la Resolución 41214 de 2015 se unificó el número de cetano para
todo el diésel que salía de las refinerías para consumo en el país en un valor de
45, pues antes esta especificación era solo para el diésel Bogotá. Con la adición
del biodiésel de palma al diésel de petróleo, se mejoró en dos puntos este el valor
del cetano, llegando a 47, pero sigue siendo menor que el valor de 51 que es valor
en el continente europeo, aunque es mayor que el especificada para el marcador
en la USGC. Por tanto no se recomienda ninguna acción en este ítem
137
Aromáticos: Con la Resolución 90963 de 2014, se disminuyó el contenido
máximo de aromáticos se 35 a 32% en el diésel y con la Resolución 41214 de
2015 se estableció un promedio mensual de aromáticos de 28,5% con picos de
32% de aromáticos, se ha mejorado esta especificación y poniéndose más cerca
de la categoría 2 del diésel de la Carta Mundial de Combustibles, pero lejos de las
otras categorías de este combustible. Consideramos que podría analizarse la
posibilidad de mejora en los valores establecidos para los aromáticos en el diésel
colombiano, por lo menos a valores de 25 % vol.
Destilación: Con la Resolución 41214 de 2015, “dadas las circunstancias
especiales de abastecimiento expuestas en esta resolución, era necesario
aumentar la producción nacional de diésel y sus mezclas con biocombustibles
para lo cual era necesario adoptar medidas transitorias que permitieran la
producción de los mismos ajustando la temperatura máxima de 95% de volumen
recobrado” se exceptuó temporalmente el cumplimiento de esta temperatura que
estaba en 360 °C y se incrementó a 380°C. Inicialmente la temporalidad era hasta
el 31 de marzo de 2016, pero la Resolución 40724 de 2016 la prorrogó hasta el
30 de junio de 2017 y la Resolución 40619 del 30 de junio de 2017, modificó la
T95 a máximo 370°C hasta el 30 de junio de 2019.
Como se comentó anteriormente, al incrementar la T95, se tiene una mayor
emisión de MP en los gases de combustión, y dadas las condiciones ambientales
en ciertas épocas del año en algunas ciudades como Bogotá y Medellín,
entendiendo las necesidades de abastecimiento del combustible para el país, se
debe no autorizar más “excepciones” de cumplimiento de este parámetro, o asumir
el riesgo de tener más días con “emergencias ambientales” en las grandes
ciudades.
Poliaromáticos: La Resolución 40619 del 30 de junio de 2017, estableció este
parámetro en 11% en masa para el diésel colombiano, valor levemente superior a
la normativa europea que es de 8%. Aunque la misma norma establece para los
poliaromáticos promedios mensuales de 8,5% en masa con picos de 11% hasta el
30 de junio de 2019, es importante resaltar la inclusión de parámetros que
permitan realizar análisis de calidad de combustibles vs calidad de aire.
4.1.1.3. Comparación entre las Especificaciones del JETA Colombiano
y el resto del mundo:
El Jet A-1, también conocido como turbo combustible, turbosina o JP-1A, es un
destilado medio proveniente de la destilación atmosférica del petróleo, tiene una
distribución de números de carbono entre aproximadamente 8 y 16 (átomos de
carbono por molécula), con características especiales de calidad, que es tratado
138
químicamente para eliminar compuestos azufrados tales como sulfuros,
mercaptanos y ácidos nafténicos, que pueden tener un comportamiento corrosivo.
Está diseñado para utilizarse como combustible para aviones con turbinas tipo
propulsión o jet.
Diferencias entre Jet A y Jet A-1: la diferencia principal es el punto de congelación
inferior de A-1:
El Jet A es -40 ° C
El Jet A-1 es -47 ° C
La otra diferencia es la adición obligatoria de un aditivo anti-estático al Jet
A-1.
Este es el combustible de mayor exigencia en su calidad, por los riesgos que se
tendrían, si alguna de sus especificaciones no está en el valor establecido. Es por
ello que todos los productores mundiales han unificado las características de este
combustible y no hay ninguna especificación diferente entre un país y otro, como
si la hay en otros combustibles.
Colombia, como país productor de JET-A1, tiene establecido las mismas
especificaciones que otros países latinoamericanos y del mundo, y no hay ninguna
especificación diferente.
4.1.1.4. Comparación entre las Especificaciones del GLP Colombiano
y el resto del mundo:
El Gas Licuado del Petróleo, llamado comúnmente GLP, es una mezcla de
hidrocarburos livianos constituidos principalmente por C3’s (propano y compuestos
derivados de este) y C4’s (butano y compuestos derivados de este), en
proporciones variables y que en condiciones normales es gaseosa y al comprimirla
pasa al estado líquido. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas
natural o en refinerías, especialmente en las plantas de ruptura catalítica.
Es utilizado principalmente como combustible doméstico para la cocción de
alimentos y calentamiento de agua. También puede utilizarse como combustible
en hornos, calderas y secadores de diferentes tipos de industrias, en motores de
combustión interna y en turbinas para generación de energía eléctrica.
Como la procedencia de los componentes del GLP es variada, según se mencionó
antes, las especificaciones varían de país a país, pues esta depende de la
disponibilidad temporal de esos componentes, de las tecnologías disponibles para
separar cada uno de los isómeros del propano y del butano, de los posibles usos
139
de ese gas y las condiciones climáticas en donde se vaya a usar; pues para el
caso colombiano no es lo mismo usar una mezcla 50-50 propano-butano en
Bogotá, que tiene una temperatura promedio de 16 °C a usarla en Barranquilla,
que tiene temperatura promedio de 30 °C. El Barranquilla el GLP se vaporiza más
fácilmente y por estar a nivel del mar, el aire tiene más oxígeno que en Bogotá y
por lo tanto la combustión es más eficiente, a las mismas condiciones de uso.
Sin embargo, algunos países han establecido algunas condiciones mínimas de
calidad, que se han tratado de armonizar, como limitar el volumen de pentanos y
más pesados, la cantidad de residuos por evaporación y la ausencia de agua.
4.1.1.5. Recomendaciones para algunos cambios en las
especificaciones de combustibles en Colombia.
Gasolinas:
- Para estar “a tono” con la calidad de las gasolinas tipo “regular o
corriente” del resto del mundo, Incrementar el octanaje IAD a un
valor mínimo de 87.
- Esto puede llevar a tener la posibilidad de tener una sola gasolina
para todo el país, y flexibilizando la operatividad de los sistemas de
poliductos y distribución.
- Reducir el contenido de azufre a máximo 50 ppm, en el mediano
plazo. En un plazo mayor llegar a valores de 10-15 ppm.
- Establecer el reporte del contenido de olefinas en las gasolinas, para
que en un mediano plazo se pueda establecer como especificación,
de máximo 18 % volumen.
Diésel:
- Si bien se ha mejorado en la reducción de azufre en los últimos
años, se debería trabajar en llegar a valores de 10-15 ppm de este
contaminante en un mediano plazo.
- Se debe controlar la T95 en un valor máximo de 360 °C.
- Mantener el valor de aromáticos en 28,5 % vol y los poliaromáticos
en valores de 8 % vol.
- Establecer la viscosidad en el rango de 1,9 -4,1 cSt, sobre todo para
el diésel de Bogotá, donde es el mayor consumo, y mayores valores
140
de viscosidad pueden generar problemas en el sistema de inyección
del combustible.
4.2. Infraestructura portuaria para importación de combustibles
Colombia es un país productor y exportador de crudos, pero es deficitario l de
combustibles. Con la ampliación de la capacidad de Refinación de 85 KBPD a 160
KBPD y la mejora en el porcentaje de conversión a 95% de la Refinería de
Cartagena se disminuyó el déficit de autoabastecimiento de combustibles, pero
sigue siendo importador de gasolinas y diésel principalmente, pues el
aplazamiento del Proyecto de la Modernización de la Refinería de
Barrancabermeja, que aumentaría la conversión y la producción de productos
valiosos, hará que la brecha entre oferta y demanda sea cada día más grande y
por lo tanto las importaciones sean mayores, y por ello se debe ir preparando la
infraestructura logística para atender las necesidades del mercado nacional.
Parte de esa red de abastecimiento son las empresas importadoras, los puertos y
terminales marítimos y fluviales, las áreas de almacenamiento y los poliductos o
red de transporte, entre otros.
Según el listado de agentes de la cadena de distribución de combustibles del
Ministerio de Minas y Energía de Mayo del 2017, las siguientes son las empresas
inscritas como importadores de combustibles:
ECOPETROL S.A
CHEVRON PETROLEUM COMPANY
ODIN PETROIL S.A.
PETROLEOS DEL MILENIO C.I. S.A.S. – PETROMIL
REFINERIA DE CARTAGENA S.A
EXXONMOBIL DE COLOMBIA S.A
META PETROLEUM CORP. SUCURSAL COLOMBIA
CARBONES DEL CERREJON LIMITED
C.I. CORPORACION PETROLERA S.A
BIOMAX S.A.
C.I. ECOSPETROLEO S.A
CORPROPAZ
ORGANIZACION TERPEL S.A
TRAFIGURA ENERGY COLOMBIA S.AS
COMERCIALIZADORA INTERNACIONAL ENVIRONMENT SOLUTIONS
AND PETROLEUM TECHNOLOGIES S.A. C.I.ESAPETROL S.A
141
C.I. TRENACO COLOMBIA S.A.S
TERPEL COMBUSTIBLES S.A.S.
BRAVO PETROLEUM LOGISTICS COLOMBIA
C.I IMPORTEX S.A
ENERGIA PARA EL AMAZONAS S.A. E.S.P
GUNVOR COLOMBIA C.I. S.A.S.
PUMA ENERGY COLOMBIA COMBUSTIBLES SAS
ZONA FRANCA CELSIA SA ESP
CI TERRA BUNKERING SAS
SHELL COLOMBIA SA
CI PETROBUNKERS SAS
COMPAÑÍA ANDINA DE BIOCOMBUSTIBLES COMBIOS SAS
Según el Directorio de importadores de gasolinas, diésel, JET A1 y GLP de la
DIAN año 2016, las siguientes son las empresas que importaron uno de estos
cuatro combustibles:
Tabla 15: empresas que importaron combustibles año 2016
Razón social importador Gasolina Diésel JETA1 GLP
*
1. ECOPETROL S. A. X X x
2. REFINERIA DE CARTAGENA S.A. X X x x
3. CARBONES DEL CERREJON LIMITED X
4. EXXONMOBIL DE COLOMBIA S.A. X x
5. BIOMAX BIOCOMBUSTIBLES S. A. X
6. ORGANIZACION TERPEL S.A. X
7. BRAVO PETROLEUM LOGISTICS COLOMBIA X
8. LABORATORIOS RETY DE COLOMBIA S.A.S. x
9. COPPER GROUP COLOMBIA SAS x
10. C.I. PETROBUNKERS S.A.S. X 11 CORPORACION CENTRO DE DESARROLLO TECNOLOGICO DEL GAS x
12. MALAGON MENDOZA ROBINSON ALEXEI X 13. INSPECCION Y DIAGNOSTICO TECNICO
ISOTEC SAS x
14. GRUPO EMPRESARIAL MLS SAS x 15. MERCADEO EXPORTACION E IMPORTACION
ANDINA SAS x
16. UNIVERSAL CLEANING SOLUTIONS SAS x Propano/Butano/GLP
Fuente: DIAN
142
4.2.1. Tráfico portuario en Colombia
La información presentada a continuación ha sido tomada del BOLETÍN
ESTADÍSTICO DE TRÁFICO PORTUARIO EN COLOMBIA, publicado por la
Superintendencia de Puertos y Transporte, Año 2016 y primer trimestre de 2017.
De acuerdo con el Boletín del 2016, en términos de volumen de carga, el carbón a
granel es el de mayor importancia registrando 91.4 millones de toneladas
movilizadas y una participación del 45.3% sobre el total de la carga, movilizada en
su mayoría por la zona portuaria de Ciénaga y Guajira. En segundo lugar está el
granel líquido (principalmente petróleo y sus derivados) con 57.8 millones de
toneladas y una participación del 28.7% sobre el total de carga, movilizadas
principalmente por las zonas portuarias de Golfo de Morrosquillo, Cartagena,
Barranquilla, Buenaventura, Santa Marta, Barranquilla y Tumaco.
Tabla 16: Volumen de tráfico portuario en Colombia año 2016
Fuente: Superintendencia de puertos y transporte
Figura 104: Participación importaciones por tipo de carga primer trimestre 2016
Fuente: Superintendencia de puertos y transporte
143
Durante el 2016, se importaron 41.2 millones de toneladas, para un crecimiento de
11.7% en el 2016, es decir 4.3 millones de toneladas más que en 2015. El 94.5%
de carga importada se realizó a través de las zonas portuarias de Cartagena,
Buenaventura, Barranquilla y Santa Marta.
La carga importada corresponde a productos derivados de petróleo (aditivos para
el procesamiento del crudo), el cual ingresa principalmente por Santa Marta,
Cartagena, Golfo de Morrosquillo y Guajira. Otros productos importados fueron
maíz por Barranquilla y Buenaventura, víveres por San Andrés y productos
químicos industriales por Z. P. Rio Magdalena.
Tabla 17: importaciones por zona portuaria año 2016
Fuente: Superintendencia de puertos y transporte
Las zonas portuarias de Golfo de Morrosquillo, San Andrés (víveres) y Cartagena,
presentaron un mayor crecimiento en la carga importada (derivados de petróleo,
maíz y productos químicos industriales) con una variación de 265.8%, 65% y
27.2% respectivamente.
Figura 105: importaciones por zonas portuarias 2016
Fuente: Superintendencia de puertos y transporte
144
4.2.2. Principales productos importados
Los principales productos importados corresponden a derivados del petróleo
(combustible y aditivos especiales para el procesamiento del crudo) con una
participación del 31.8%, e ingresan a través de la zona portuaria de Santa Marta.
Otros productos importados son maíz, productos químicos industriales y trigo.
Tabla 18: Principales productos importados año 2016
Fuente: Superintendencia de puertos y transporte
4.2.2.1. Tipo de Carga por Sociedad Portuaria de Servicio Público
El tipo de carga de mayor movilización fue contenedores, con 33.1 millones de
toneladas y una participación del 32.4% del total. Y en segundo y tercer lugar,
carbón a granel y granel líquido, con una participación de 25.8% y 24.9%.
145
Figura 106: Participación por tipo de carga zona portuaria de servicio público 2016
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico.
Tabla 19: Importación por tipo de carga zona portuaria de servicio público 2016
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico.
146
Tabla 20. Carga a Granel líquido por Sociedad Portuaria de Servicio Público
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico.
De los datos de la tabla 20, se deduce que en los puertos de servicio público, el
oleoducto Central, que transporta petróleo crudo para exportación por el terminal
marítimo ubicado en el golfo de Morrosquillo, es el de mayor volumen, con más de
76% de participación de manejo de líquidos a granel. Le sigue la sociedad
portuaria Puerto Bahía, ubicada en Cartagena, con 13% de participación.
4.2.2.2. Tipo de Carga por Sociedad Portuaria de Servicio Privado
El carbón a granel fue la carga de mayor movimiento, con 65 millones de
toneladas y una participación del 65.5% del total. El granel líquido participa con el
32.5% y registró 32.3 millones de toneladas movilizadas en el 2016.
El petróleo y el carbón son los productos de mayor participación en el comercio
exterior del país y su actividad se concentra en las instalaciones portuarias de
servicio privado.
CARGA A GRANEL LIQUIDO POR SOCIEDAD PORTUARIA DE SERVICIO PÚBLICO
Sociedad Portuaria Zona Portuaria
Granel Líquido,
toneladas %
Oleoducto Central G. de Morrosquillo 19.293.555 76%
Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A Cartagena 3.297.360 13%
Sociedad Portuaria Portmagdalena S.A Barranquilla 651.598 3%
SPR Buenaventura Buenaventura 540.774 2%
Vopak S.A Barranquilla 444.975 2%
SPR Santa Marta Santa Marta 304.904 1%
Compañía de Puertos Asociados S.A. Barranquilla 232.784 1%
Oiltanking Colombia S.A Cartagena 232.584 1%
Algranel S.A Cartagena 137.559 1%
Palermo Sociedad Portuaria Barranquilla 91.225 0%
Vopak S.A Cartagena 82.543 0%
Sociedad Portuaria del Dique Cartagena 81.632 0%
Puerto de Mamonal Cartagena 35.075 0%
Sociedad Portuaria Central de Cartagena Cartagena 26.874 0%
SPR Barranquilla Barranquilla 12.938 0%
Romero y Burgos y CIA Santa Marta 774 0%
Año 2016
147
Figura 107: Participación tipo carga importación zonas portuarias de servicio privado 2016
.Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
Tabla 21 Tipo de carga movilizada en las Sociedades Portuarias de Servicio Privado 2016
.Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
148
Tabla 22. Carga a granel líquido, Sociedades de servicio Privado año 2016
Fuente: Superintendencia de puertos, 2016
En la tabla 22 se muestran los valores del manejo de carga líquida a granel por las
sociedades portuarias privadas y en donde se aprecia que la Sociedad Cenit,
quien maneja el transporte de combustibles de Ecopetrol, es la de mayor
participación con más de 2,7 millones de toneladas, con un 67,5 % del total de
carga.
De igual manera que para el año 2016, a continuación revisaremos la situación de
las operaciones de comercio exterior tanto en las zonas portuarias públicas como
privadas.
Tabla 23: Tipo de Carga por Zona Portuaria primer trimestre año 2017
Fuente Boletín Superintendencia de Puertos
CARGA A GRANEL LIQUIDO POR SOCIEDAD PORTUARIA DE SERVICIO PRIVADO
Sociedad Portuaria Zona Portuaria
Granel Líquido,
toneladas %
Cenit Transporte y Logística de HC S.A.S G. Morrosquillo 2.755.061 67,5%
Empresa Colombiana de Petróleos Cartagena 1.059.286 25,9%
Cenit Transporte y Logística de HC S.A.S Tumaco 252.503 6,2%
Monómeros ColomboVenezolanos Barranquilla 15.837 0,4%
Año 2016
149
En términos de volumen de carga, el carbón a granel es la de mayor importancia
registrando 21.4 millones de toneladas movilizadas y una participación del 46.8%
sobre el total de la carga, movilizada en su mayoría por la zona portuaria de
Ciénaga y Guajira.
En segundo lugar está el granel líquido (principalmente petróleo) con 12.4 millones
de toneladas y una participación del 27.2% sobre el total de carga, movilizadas
principalmente por las zonas portuarias de Golfo de Morrosquillo y Cartagena.
Figura 108: participación del tipo carga primer trimestre de 2017
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
Por zonas portuarias se importaron 8 millones de toneladas, para un
decrecimiento de 17% en el primer trimestre del 2017, 1.6 millones de toneladas
menos que en el 2016.
La carga importada corresponde a productos derivados de petróleo (aditivos para
el procesamiento del crudo), el cual ingresa principalmente por Santa Marta,
Cartagena y Golfo de Morrosquillo. Otros productos importados fueron maíz por
Santa Marta y Barranquilla, productos químicos industriales por Cartagena y
Clinker por Barranquilla.
Las zonas portuarias de Golfo de Morrosquillo, San Andrés (víveres) y Guajira,
presentaron un mayor crecimiento en la carga importada (derivados de petróleo,
maíz y productos químicos industriales) con una variación de 378.6%, 85.5% y
11.2% respectivamente.
150
Figura 109.Participación importaciones por Zonas Portuarias, primer Trimestre 2017.
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
Tabla 24: Importaciones por Zonas Portuarias, primer Trimestre 2017.
Fuente Boletín Superintendencia de Puertos.
151
Los principales productos importados corresponden a derivados del petróleo
(combustible y aditivos especiales para el procesamiento del crudo) con una
participación del 32.6%, un decrecimiento de 0.1% e ingresan a través de la zona
portuaria de Santa Marta. Otros productos importados son maíz, productos
químicos industriales y Clinker.
Tabla 25. Principales productos Importados en el Primer Trimestre de 2017.
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
El tipo de carga de mayor movilización fue contenedores, con 7.8 millones de
toneladas y una participación del 32.8% del total. Y en segundo y tercer lugar,
granel líquido y carbón a granel, con una participación de 27.2% y 24.2%.
Figura 110: Participación del tipo de carga por Sociedad Portuaria de Servicio Público,
primer Trimestre 2017
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
152
Tabla 26. Tipo de Carga por Sociedad Portuaria de Servicio Público en el Primer
Trimestre de 2017.
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
Las sociedades de servicio privado decrecieron 8.3% en el primer trimestre del
2017, movilizaron 2.3 millones de toneladas menos que en el 2016, para un total
de 21.9 millones de toneladas.
Las sociedades, American Port Company, Cerrejón Zona Norte S.A. y Cenit
Transporte Logística de Hidrocarburos S.A.S. (Golfo Morrosquillo) son las de
mayor tráfico portuario, con una participación del 36.9%, 34.7% y 12.6%,
respectivamente; representan el 84.2% del total.
Cenit (Santa Marta) ocupa el cuarto lugar, con una participación del 5.3% del
movimiento y presentó un decrecimiento del 0.04%, en el primer trimestre del
2017, movilizó 1.2 millones de toneladas.
153
Tabla 27. Tipo de Carga por Sociedad Portuaria de Servicio Privado en el Primer
Trimestre de 2017.
Fuente: Superintendencia de Puertos y Transporte, Boletín Estadístico
Figura111. Participación del tipo de carga por Sociedad Portuaria de Servicio Privado,
primer Trimestre 2017.
Fuente: Boletín Estadístico Superintendencia de Puertos y Transporte,
154
El carbón a granel fue la carga de mayor movimiento, con 15.6 millones de
toneladas y una participación del 71.2% del total.
El granel líquido participa con el 27.2% y registró 5.9 millones de toneladas
movilizadas en el primer trimestre del 2017.
El petróleo y el carbón son los productos de mayor participación en el comercio
exterior del país y su actividad se concentra en las instalaciones portuarias de
servicio privado.
4.2.3. Descripción de los principales puertos colombianos por donde se
importan combustibles
En las tablas anteriores se muestran las principales Sociedades portuarias
públicas y privadas que importan/exportan líquidos a granel y de algunas de esas,
se hará una breve descripción.
4.2.3.1. Zonas portuarias públicas
La información proviene de las páginas web de las compañías o de información
pública disponible. En algunos casos se hicieron acercamientos con algunos
relacionados con estas compañías
4.2.3.1.1. Sociedad Portuaria Puerto Bahía S.A.- Cartagena
La Sociedad Portuaria Puerto Bahía, es un terminal marítimo multimodal moderno,
con ubicación estratégica, en pleno corazón de la Bahía de Cartagena. La terminal
cuenta con alta tecnología y controles de calidad, ya que fue concebido para
dinamizar las exportaciones/importaciones de Colombia y así aumentar la
competitividad del país y la región.
Puerto Bahía es una terminal con vocación pública que facilita el transbordo de
mercancías y se presenta como la mejor opción de exportación para pequeños,
medianos y grandes productores nacionales, además de ser una puerta de
entrada eficiente y valiosa para las importaciones que llegan al territorio
colombiano.
Este complejo portuario construido con un 100% de inversión privada, cuenta con
dos terminales; una dedicada al transporte especializado de carga general y otra
especializada en el manejo de líquidos al granel. Los dos cuentan con la más alta
tecnología para el manejo de sus respectivas cargas.
155
Figura 112: Línea de recepción de barcos de Puerto Bahía
Fuente: página web puerto bahía
Terminal Multipropósito
Puerto Bahía cuenta con un área específica para el transporte de carga general,
especializado en el manejo de cargas extra pesadas, extra dimensionadas y carga
rodante (Roll On – Roll Off), además de disponer de un sistema de logística de
última tecnología.
En su primera fase, esta terminal contempla un muelle de 300 metros y 27
hectáreas de patios para almacenamiento. Una vez finalizado el Puerto, este
muelle aumentará su capacidad en otros 300 metros, para así completar 600
metros lineales y 18 metros de calado natural a lo largo de la línea de muelle
Terminal de Líquidos
En la Sociedad Portuaria Puerto Bahía se ubica el primer muelle de manejo de
líquidos al granel totalmente automatizado del país, que cuenta con la más alta
tecnología para el cargue y descargue de hidrocarburos y una capacidad de
transferencia directa a muelle de hasta 1.2 millones de barriles por buque en
menos de 36 horas.
El terminal de líquidos cuenta con dos posiciones de atraque, una profundidad de
22 metros, un muelle para carga y descarga de barcazas, y una estación para el
despacho y recibo vía terrestre de la carga.
156
En materia de transporte de líquidos, Puerto Bahía es la primera terminal a nivel
de Latinoamérica con la capacidad de recibir buques-tanque tipo Suez Max y
Panamáx, brindándole una nueva oportunidad al mercado colombiano para la
exportación e importación de hidrocarburos.
En su primera fase, se cuenta con ocho tanques de almacenamiento con una
capacidad de 333.000 barriles cada uno. Una vez todas las expansiones sean
finalizadas (que incluye un total de 12 tanques adicionales), se aumentará la
capacidad a 3.33 millones de barriles.
El almacenamiento y transporte del terminal de líquidos será dirigido por la
empresa Oil tanking, una de las principales organizaciones a nivel mundial en el
almacenamiento de petróleos, químicos, gases y productos secos a granel, y que
cuenta con más de 40 años de experiencia en el sector.
Primera fase – Líquidos
- 1 posición líquidos- Capacidad de hasta 80.000 DWT y con 2.000 metros de
orilla.
- 3 plataformas para Barcazas con 1.500 m de orilla.
- Capacidad 45.000 barriles por día.
- 8 tanques – con capacidad de almacenamiento de 34.000 barriles cada
uno.
- 5 tanques especializados para el almacenamiento y despacho de crudos, 2
de los cuales cuentan con sistema de calentamiento.
- 3 tanques para refinados. (Nafta).
- Terminal de carrotanques con seis puestos de descarga para el manejo de
30.000 barriles por día.
Segunda fase – Líquidos
- 1 posición de líquidos con capacidad de hasta 150.000 DWT.
- 3 tanques adicionales con capacidad para 334.000 barriles cada uno para
un total de 3 millones de barriles.
TARIFAS
Según la información de la página web de esta empresa, las tarifas establecidas
para el año 2017, son:
157
Muellaje
- Naves mercantes, tanqueros: US$ 0,68 por metro eslora, hora o fracción
- Barcazas: US$ 0,08 por metro eslora, hora o fracción
Uso de Instalaciones de carga:
- Vehículos < 20 m3: US$ 60,0 unidad
- Vehículos >20 m3 < 40 m3: US$ 80,0 unidad
- Vehículos > 40 m3: US$ 150,0 unidad
- Maquinaria autopropulsada, hasta 100 m3: US$ 150,0 unidad
- Granel Líquido: US$ 4,0 Tonelada
Uso de instalaciones al Operador:
- Vehículos < 20 m3: US$ 2,0 unidad
- Vehículos >20 m3 < 40 m3: US$ 8,0 unidad
- Vehículos > 40 m3: US$ 16,0 unidad
- Granel líquido, cargue y/o Descargue Barco: US$1,0 Tonelada
Granel líquido, movimientos para entrega/recibo terrestre: US$ 0,1 Tonelada
Entrega y Recibo Terrestre
Vehículos < 20 m3: US$ 8,0 unidad
Vehículos >20 m3 < 40 m3: US$ 12,0 unidad
Vehículos > 40 m3: US$ 22,0 unidad
4.2.3.1.2. Vopak Colombia - Terminal de Cartagena
Royal Vopak es un proveedor mundial de almacenamiento para la industria
petrolera y química. La empresa cuenta con muchos años de experiencia en
almacenamiento y transbordo. En Colombia tiene puertos en Cartagena y
Barranquilla.
Capacidad de almacenamiento: 26.403 metros cúbicos (166.070 barriles) con
26 Tanques.
Tipos de tanques Acero recubierto, Acero dulce
158
Tamaños de los tanques: De 300 a 2.750 metros cúbicos
(de 1.887 a 17.297 barriles).
Acceso Barcaza, Camión, Embarcación
Calado: 8,5 metros (27,9 pies)
Literas para barcazas: 1
Literas para buques: 1
Productos: Productos petroleros, Productos químicos, Aceites vegetales,
Biocombustibles, Oleo químicos, Bunkers
Servicios: Calefacción, Pesaje, Absorción de nitrógeno, Mezcla
Tipo de terminal Importación / Exportación / Distribución
Contacto comercial Nombre Mario Sierra
Dirección de correo electrónico [email protected]
Número de teléfono +57 5 385 0606 / +57 5 693 0000
Figura 113: Instalaciones de VOPAK en Cartagena
Fuente: página web de VOPAK
4.2.3.1.3. Oiltanking Colombia S.A. - Cartagena
Oiltanking es una de las principales empresas independientes a nivel mundial para
el almacenamiento de petróleos, químicos y gases. Oiltanking posee y opera 79
terminales en 24 países, con una capacidad total de almacenamiento que supera
los 21 millones de metros cúbicos. Prestan servicios de almacenamiento, creando
proyectos rentables de tercerización o gestionando exitosas alianzas estratégicas.
Durante las últimas cuatro décadas, Oiltanking ha pasado a ser la segunda mayor
compañía del mundo en este competitivo campo. Sus clientes incluyen compañías
petroleras privadas y estatales, refinerías, compañías petroquímicas y
159
comerciantes de productos de petróleo y químicos. Normalmente, desarrollan y
operan con compañías de prestigio locales privados y estatales en las que
Oiltanking actúa como socio operador en la asociación estratégica.
Terminal Cartagena
El terminal marítimo de Cartagena es otra posición en la red de terminales de
Oiltanking en Latinoamérica y señala la primera ubicación de terminales en
Colombia.
La instalación tiene una capacidad total en tanques de 9.274 metros cúbicos
(58.161 barriles) para hidrocarburos; un muelle de aguas profundas con 8.8
metros (29 pies) de calado y amplio terreno para expansiones. Ubicado en la zona
industrial de Mamonal, centro de las actividades petroquímicas y petroleras de
Cartagena, Oiltanking planea ampliar la instalación a fin de servir a un mayor
espectro de clientes y productos.
Productos manejados: Productos de Petróleo, Productos Químicos
Especializados y a Granel, Aceites Vegetales.
Especificaciones
Instalación para el llenado de barriles, Inertización con nitrógeno, Mezclas, Camión
cisterna / Carga en contenedores conforme a Normas ISO, Adición de inhibidor,
Conexión de oleoducto a las industrias cercanas
Transporte: Ducto, Camión, Cisterna
Figura 114: Ubicación instalaciones de Oiltanking en Cartagena
Fuente: página web de Oiltanking
160
Ubicación: Km 12 Vía Mamonal, Cartagena de Indias, Teléfono: 57-5-6475810
Contacto: e-mail: [email protected]
4.2.3.1.4. Odín Petroil S.A – Santa Marta
Empresa refinadora de Petróleo, ubicada en la ciudad de Santa Marta, Colombia,
dedicada a la refinación, almacenaje y distribución de productos energéticos
industriales derivados del proceso de la destilación de petróleo crudo, tales como
el Diésel Marino, la Nafta y los IFOS, entre otros.
La planta refinadora se encuentra adyacente a la planta operada por Odín Energy
Santa Marta Corporation S.A. Los productos energéticos de Odín Petroil S.A. son
distribuidos en el mercado colombiano.
Figura 115: Vista tanques planta de Odín en Santa Marta
Fuente: página web de Odin
4.2.3.1.5. Sociedad Portuaria Regional de Buenaventura S.A
Es una empresa de economía mixta, regida por el derecho privado. El 83% de su
participación accionaria pertenece a empresarios privados conformados por
importadores, exportadores, operadores portuarios, líneas navieras, gremios, ex
trabajadores portuarios y personas naturales. El 15% restante está en manos del
sector público integrado por la Alcaldía de Buenaventura y el 2% para el Ministerio
de Transporte
Terminal Especializado Multipropósito / Gráneles Líquidos: Muelle 14
Terminal multipropósito para el manejo de gráneles sólidos (Carbón), gráneles
líquidos y Carga General. Para el manejo de gráneles líquidos está equipado con
14 líneas independientes y segregados para el bombeo simultáneo, con un
161
moderno sistema contra incendio y una eficiente grúa para la manipulación de
todo tipo de ductos.
Eficiencia: 5.500 toneladas día promedio. Depende del tipo de producto y de la
capacidad de bombeo del buque.
Capacidad de almacenaje total para líquidos: 230.000 metros cúbicos
(1’446,000 Barriles).
Línea de atraque: 190 metros.
Importaciones en 2015: 175,000 toneladas (1’310.273 Barriles) de diésel y 9,000
ton (83,241 Barriles) de gasolina
Figura 116: Vista planta de Sociedad portuaria de Buenaventura
Fuente: página web de Sociedad portuaria de Buenaventura
4.2.3.1.6. Puerto Bolívar – La Guajira
Ubicado en Bahía Portete en La Alta Guajira, es el terminal carbonífero más
importante de América Latina y uno de los de mayor tamaño del mundo. Cuenta
con un sistema de cargue de carbón directo desde 1985. Recibe barcos hasta de
180.000 toneladas de peso muerto, con 300 metros de eslora y 45 metros de
manga.
Su canal navegable tiene 19 metros de profundidad, 225 metros de ancho y cuatro
kilómetros de largo. La rata anual promedio de cargue actual es de 6.300
toneladas por hora, con picos hasta de 11.000 toneladas por hora.
162
Cuenta además con un muelle de suministros para recibir barcos, hasta de 30.000
toneladas, con maquinaria, repuestos, combustibles y otros materiales para la
operación minera.
Cuenta con la estación de descargue del ferrocarril, tres apiladores-reclamadores,
un sistema lineal que permite la carga de carbón directamente a los buques y un
muelle de suministros para recibir materiales requeridos para nuestra operación.
También se utilizan trenes que transportan suministros básicos importados,
necesarios para la operación de La Mina, como: combustible diésel, llantas,
equipos y repuestos, entre otros.
Suministro de combustibles, lubricantes y refrigerantes: El combustible diésel
llega por barco a los tanques de almacenamiento (dos de 200,000 barriles cada
uno) de Puerto Bolívar (PBV), posteriormente se transporta en vagones del
ferrocarril desde El Puerto hasta el patio de tanques de La Mina. Desde allí es
distribuido a los diferentes sitios de consumo que incluyen: suministro a
locomotoras, surtidores fijos, llenado de carro tanques para aprovisionamiento de
islas móviles y carro tanques para aprovisionamiento directo de equipos en el
campo.
Para el reaprovisionamiento de combustible de los vehículos auxiliares de La Mina
se emplean surtidores de gasolina tipo comercial. Para los equipos livianos y
medianos, se utiliza un sistema dual (Gas Natural-Gasolina) que permite el uso de
ambos combustibles en estos vehículos. Para el abastecimiento de los mismos, se
cuenta con islas Diésel / Gasolina y con una isla de Gas Natural Comprimido
Vehicular "GNCV".
Los lubricantes, incluido el aceite para motores, lubricantes para transmisiones,
grasa, líquido para el sistema hidráulico y refrigerantes se almacenan en una de
las instalaciones centrales de distribución. Se utiliza un sistema de bombeo para
llevar los lubricantes a los respectivos surtidores que existen en los diferentes
talleres de reparación y mantenimiento preventivo. Los camiones lubricadores son
aprovisionados en las instalaciones centrales.
El suministro de combustible diésel a los equipos de minería sobre llantas, se hace
en Islas Móviles que son instalaciones modulares, fácilmente relocalizables que
cuentan con tanques de almacenamiento, surtidores de gran caudal,
dispensadores de lubricantes y refrigerantes, suministro de nitrógeno para las
llantas, etc. Estas instalaciones están distribuidas en toda la operación de tal
forma que la distancia a recorrer por los equipos que requieren combustible sea
mínima. Su característica modular facilita la relocalización según las
necesidades de operación.
163
El aprovisionamiento de combustible de los equipos sobre orugas (tractores y
palas hidráulicas) se hace con carro tanques en las áreas de operación. El
consumo promedio de combustible diésel en la mina (excluyendo ferrocarril) es
actualmente de 4 millones de galones/mes (3174 BPDC). Cuando la operación
llegue al nivel de producción de 23 Millones de toneladas por año, se estima que
el consumo será de 4.7 millones de galones/mes.
Figura 117: Vista Puerto Bolívar - Guajira
Fuente: página web del CERREJÖN
4.2.3.1.7. Palermo Sociedad Portuaria - Barranquilla
Palermo Sociedad Portuaria es un nuevo terminal multipropósito ubicado en la
costa norte de Colombia sobre la ribera oriental del Río Magdalena. Gracias a su
ubicación geográfica se ha convertido en una opción altamente competitiva para el
comercio exterior Colombiano con un portafolio amplio de servicios de calidad y
precios competitivos.
Palermo Tanks, un terminal de clase mundial con una capacidad inicial de
352,000 barriles (dos tanques de 176.000 B cada uno) para el almacenamiento de
productos refinados y crudo. Cuenta con un muelle de líquidos, cargadero y
descargadero de camiones con 7 posiciones, así como infraestructura
complementaria. Además, Palermo Tanks tiene permisos para desarrollar hasta
2,5 millones de barriles de almacenamiento para servir a terceros, previendo
atención a productos limpios, petróleo crudo, asfaltos, aceites vegetales y
petroquímicos
164
Figura 118: Vista tanques de almacenamiento sociedad Palermo
Fuente: página web Sociedad Palermo
Distribución de Combustibles para el Mercado de la Costa Atlántica
Colombiana: En materia de combustibles cuentan con un portafolio de productos
dirigido a diferentes segmentos; principalmente terrestres y marítimos. Han
orientado la estrategia comercial a la distribución de combustibles para el mercado
de la costa Atlántica, a través de la Planta de Abasto ubicada en el corregimiento
de Palermo, municipio de Sitionuevo – Magdalena, cerca de Barranquilla.
Capacidad de Almacenamiento:
En tierra En agua
Combustible capacidad Combustible capacidad
Gasolina 30.000 B Diésel marino 10.000 B
Diésel 15.000 B Urabá Boat 10.000 B
Figura 119: Futura expansión del Clúster Multipropósito, sociedad Palermo
165
4.2.3.1.8. ALGRANEL - Barranquilla
ALGRANEL S.A. es una compañía Colombiana de terminales independiente, líder
del mercado, con 52 años de experiencia en la prestación de servicios portuarios
para el manejo de productos líquidos a granel de importación y exportación en los
puertos de Buenaventura, Cartagena y Barranquilla. Colombia.
Figura 120: Vista Zona portuaria de ALGRANEL - Barranquilla
Fuente: página web Sociedad Palermo
Capacidad de almacenamiento de d 70.809 metros cúbicos distribuidos en 118
tanques con capacidades desde 50 hasta 3.950 metros cúbicos.
Régimen de Zona Aduanera y Régimen de Zona Franca.
Para la atención exclusiva de sus clientes la Sociedad Portuaria ALGRANEL S.A.
cuenta con una infraestructura portuaria construida en Zona de Concesión con
vigencia hasta el año 2034.
Recibe barcos de hasta 500 pies de eslora, 90 pies de manga y calado máximo
de llegada de 27,8 pies
4.2.3.1.9. Telba – Terminal de Líquidos de Barranquilla - Grupo
Empresarial Petromil
Compuesto por las empresas PETROMIL S.A.S (combustibles líquidos y
lubricantes), PETROMIL GAS S.A. E.S.P (gas domiciliario, vehicular e industrial) y
TELBA S.A.S (refinería y almacenamiento de combustibles). La consolidación
como Grupo Empresarial ha permitido generar más de 6000 empleos entre
directos e indirectos, brindando confianza y desarrollo en todos los sitios a lo largo
y ancho del país en los que ofrece sus productos y servicios.
166
La estratégica ubicación en Zona Franca y sobre el Río Magdalena, con un muelle
marítimo y fluvial para recibo y despacho de embarcaciones de hasta 185 metros
de eslora y 30 pies promedio de calado. (Buques de 180.000 Barriles) permite
atender a embarcaciones de hasta 25.000 toneladas de peso muerto,
interconectadas a la planta a través de 3 líneas de tuberías, por las cuales se
pueden recibir y/o despachar hasta 12.000 Bls/Hr de crudos o combustibles
líquidos derivados del petróleo y realizar operaciones de importación y
exportación de manera eficiente las 24 horas durante los 365 días del año.
La refinería cuenta con una torre de destilación con una capacidad para procesar
hasta 4.000 Bls/Día, obteniendo 4 líneas de productos diferentes como son: Nafta,
Kerosene, Diésel Marino y Fuel Oil o Combustóleo.
Figura 121: Vista Zona portuaria de Telba - Barranquilla
Fuente: Petromil
Figura 122: Vista Barcazas de 1,350 toneladas de capacidad
Fuente: Petromil
167
4.2.3.1.10. Bravo Petroleum - Barranquilla
El Grupo Empresarial Bravo presta servicios al sector de hidrocarburos y
energía, contando con altos estándares de seguridad y calidad. El alcance integral
incluye una logística de negociación, adquisición e importación, exportación,
nacionalización, almacenamiento, despacho y transporte marítimo y/o terrestre a
través de BRAVO PETROLEUM LOGISTICS COLOMBIA, BRAVO TRANS
S.A.S. Y C.I. BRAVO S.A.S.
Servicios:
- Importación, recibo, almacenamiento y Despacho: diseñaron y operan su
propia Planta de almacenamiento y procesamiento de líquidos, ubicada
estratégicamente en Barranquilla a orillas del Rio Magdalena.
- Transporte Marítimo: Disponen de equipos de gran capacidad para el
transporte marítimo de hidrocarburos y suministro de combustibles para
naves.
- Transporte terrestre y entrega de productos: Desarrollan operaciones de
transporte multimodal, generando eficiencia y seguridad en toda la cadena
logística involucrada.
Figura 123: Vista Zona portuaria de Bravo Petroleum - Barranquilla
.
Fuente: Bravo Petroleum
168
4.2.3.1.11. Port Magdalena S.A – Barranquilla
Figura 124: Vista Zona portuaria de Port Magdalena- Barranquilla
Fuente: Port Magdalena
Ubicado en la zona Franca de Barranquilla, ofrece una infraestructura moderna,
eficiente y segura acorde a las exigencias del mercado, la cual se traduce en
eficiencia y competitividad.
Equipos: Brazos de Cargue FMC TECHNOLOGIES, Mangueras de alta presión,
Rack Porta mangueras, Detector de Gases, Lancha con Dos Motores fuera de
borda, 3 tanques subterráneos.
Muelle: Con capacidad para recibir buques de hasta 187 m de eslora, Muelle para
barcazas de hasta 70 m de Eslora, Área de Maniobra y Operaciones con 13 m de
profundidad, Sistema de Amarre con: 2 piñas de atraque – 2 bitas de amarre – 1
Dolphin o piña de amarre, Sistema de Defensa Tipo Fender Team.
Almacenamiento: Con capacidad actual para el almacenamiento de más de
1.700.000 B, Capacidad de rotación anual de más de 10 millones de Barriles.
Tipos de producto: Crudo, Disolventes, Químicos, Lubricantes
4.2.3.2. Sociedades Portuarias Privadas
Las principales sociedades portuarias privadas que manejan importaciones de
combustibles pertenecen a ECOPETROL y están ubicadas en Santa Marta (Pozos
Colorados) y en la refinería de Cartagena (REFICAR)
4.2.3.2.1. Pozos Colorados (Cenit – Ecopetrol).
La planta Pozos Colorados está ubicada al suroccidente de la ciudad de Santa
Marta, sobre el Km. 17 de la vía al municipio de Ciénaga. Pese a las presiones de
la comunidad y los gremios de la ciudad de Santa Marta para la reubicación de
169
este terminal, para permitir un desarrollo hotelero y turístico en esta zona, el 16 de
junio de 2010, el Instituto Nacional de Concesiones INCO, de la República de
Colombia, firmó un contrato de Concesión Portuaria 005 por veinte (20) años para
que Ecopetrol ocupara y utilizara en forma temporal y exclusiva el Terminal
Marítimo de Pozos Colorados, concesión que incluye la ocupación de playas,
terrenos de bajamar, zonas accesorias y la infraestructura allí existente.
Figura 125: Boya para descargue de Buques terminal Pozos Colorados
.
Fuente: ECOPETROL
La función actual de la Planta es el recibo de productos refinados (ULSD – diésel
ultra bajo azufre-, nafta y gasolinas) desde buque tanques de importación y
almacenamiento para el despacho por el poliducto Pozos Colorados – Ayacucho –
Galán y la entrega de ULSD y B2E en el llenadero de carrotanques a los
diferentes clientes.
El recibo de importaciones y cabotajes se realiza a través de una monoboya. Por
este sistema se reciben hidrocarburos refinados como el diésel bajo en azufre
ULSD, naftas y gasolinas para abastecimiento del centro del país. Igualmente se
recibe diésel o gasolinas de Cartagena.
En este terminal se recibe biodiésel B100 en carrotanques para la preparación del
BXE, se despacha hidrocarburos refinados hacia la refinería de Barrancabermeja,
utilizando el poliducto Pozos Colorados – Ayacucho – Galán de 14” y se despacha
/ entrega a clientes B2 (diésel con 2% de biodiésel).
Infraestructura para recibo de buque tanques: para el recibo de importaciones
se tienen varias facilidades: el PLEM pipe line end manifold múltiple submarino de
entrega o recibo de buques tanques, la monoboya y el CAF sistema costa afuera.
170
El descargue de hidrocarburos desde el buque tanque se realiza a través de una
línea de 20” con tres válvulas en serie y posteriormente se encuentra la conexión a
la manguera flotante de 20”, que conecta al buque tanque.
Se cuenta con un sistema de filtración del combustible recibido y después se envía
el hidrocarburo a cada uno de los cuatro tanques disponibles de almacenamiento,
según el producto. Antes del sistema de filtración, se tiene un transmisor de
densidad, para conocer en el centro de control el tipo del producto recibido.
Cada tanque de almacenamiento tiene una capacidad nominal de 250 kb de
capacidad:
Número
de
tanque
Capacidad
nominal, kB
Altura, m producto tipo
K0701 250 16,63 ULSD Techo flotante
K0702 250 15,56 Nafta, Gasolina
Motor
Cónico con
membrana
K0703 250 15,65 Nafta Cónico con
membrana
K0704 250 15,78 ULSD Techo flotante
Infraestructura para recibo de biodiésel: las facilidades para el recibo de
biodiésel puro B100, en la plaza de Pozos Colorados, tienen el objetivo de recibir y
almacenar biodiésel puro para realizar en la planta las entregas a clientes de las
mezclas de biodiésel comercial B2, reguladas por el Ministerio de Minas y Energía,
directamente al sistema de llenadero de despacho de carrotanques. El tanque de
almacenamiento de biodiésel tiene una capacidad nominal de 485 B.
Sistema de despacho: la sección de despacho está compuesta por el Loop de
despacho, las bombas de despacho al poliducto Pozos Colorados – Galán, el
sistema de llenadero a entregas locales y la entrega de ULSD (diésel bajo azufre).
El Loop de despacho es un Múltiple de 24” que permite la alineación de los
tanques principales a la línea de succión de una de las dos bombas Boosters
(capacidad 2960 BPH cada una) o la succión de las cuatro bombas buque tanques
(de 10.000 BPH cada una).
171
Volumen y Clase de carga: de acuerdo con el contrato de Concesión firmado con
el INCO, por el terminal se proyecta movilizar un volumen estimado anual de
3’031.178 toneladas de hidrocarburos en cada uno de los dos primeros años
(2010-2012) y 3’183.261 de toneladas anuales en los 18 años restantes de la
concesión, de acuerdo con la estrategia empresarial de Ecopetrol.
4.2.3.2.2. Infraestructura portuaria Refinería de Cartagena
En la refinería de Cartagena se dispone de tres muelles para manejo de diferentes
productos: Terminal Néstor Pineda (TNP), Muelle de refinería y muelle para GLP,
ubicados en la zona industrial de Mamonal, tal como se muestra en la gráfica:
Figura 126: Ubicación de los diferentes muelles de REFICAR
Fuente: REFICAR
Los muelles de refinería y TNP tienen un calado máximo de 11 y 13 metros
respectivamente que les permite recibir buquetanques de 85,000 toneladas pero
el de GLP con calado de solo 7.8 metros solo puede recibir buques de 12,000
toneladas básicamente por restricciones en el canal de Bocachica y que la bahía
de Cartagena es sedimentaria.
172
La plataforma del muelle de Refinería dispone de siete brazos de 12” de diámetro,
con lo cual puede manejar flujos de hasta de 12,000 barriles por hora.
Figura 127: Brazos plataforma muelle de Refinaría REFICAR
Fuente: REFICAR
Para las operaciones de comercio exterior, la refinería de Cartagena cuenta con la
siguiente capacidad de almacenamiento:
ULSD: Un millón de barriles (1,000,000)
Gasolinas : Doscientos cincuenta mil barriles (250,000)
JET A1: Doscientos mil barriles (200,000)
4.2.3.3. Proyectos de terminales nuevos
En la actualidad se encuentran dos proyectos en proceso de construcción, los
cuales a futuro aumentarán la oferta de facilidades para importación de
combustibles
4.2.3.3.1. Puerto Solo
El Proyecto consta de un Puerto de uso público localizado en la Bahía de
Buenaventura. Cuenta con un área concedida total de 150 hectáreas, sobre las
cuales se construirá el complejo portuario. Tendrá terminales para distintos Usos
Energéticos y una Terminal de Contenedores. Contará con un Terminal de
Hidrocarburos Líquidos (Hidrocarburos y Etanol), terminal de GLP (Propano y
Butano), terminal de GNL, Terminal de Generación de Energía Eléctrica – Térmica
a Gas, Terminal de Contenedores, Vehículos y Carga General constituyéndolo en
un Complejo Portuario Energético y Multipropósito
173
Figura 128: Visión esquemática de Puerto Solo
Fuente: Proyecto puerto Solo
Terminal de Hidrocarburos Líquidos (Crudo, Bunker, Gasolina, Etanol, entre
otros).Para atender la nueva demanda de exportación de Crudo y el
abastecimiento de Bunker a los 1.600 buques mercantes que llegan anualmente a
Buenaventura
Terminal de GLP (Propano y Butano). Para Exportar los excedentes que tiene el
país y monetizar dicho producto que hoy se usa para quemar o ser reinyectado en
los pozos de producción de crudo.
Terminal de GNL. Para dar confiabilidad de Gas al Sur-occidente Colombiano y
abastecer Planta de Generación Térmica.
Se espera que su construcción inicie a finales de 2017, pues ya cuenta con
Licencia Ambiental de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, según
Resolución 1428 del 10 de noviembre de 2015.
4.2.3.3.2. SWISS Terminal Barranquilla:
Swiss es una empresa de petróleo y gas natural ubicada en la Zona Franca de
Barranquilla.. El proyecto es contar con un terminal multipropósito con facilidad
para desarrollar dos negocios: almacenamiento y transformación industrial con
beneficios de zona franca y puerto, con una capacidad nominal de 209.000
barriles, tanques de calentamiento con vapor interconectados, válvulas de presión
y vacío y/o membranas flotantes.
174
Figura 129: Visión esquemática de SWISS Terminal Barranquilla
Fuente: Proyecto puerto Solo
El diseño tiene contemplado dos áreas completamente independientes 120kB /
90kbarriles. Si hay más de dos productos se puede adecuar conexiones internas.
Se tendrá una bodega donde se puede construir una planta mejoradora de
crudos, un separador de aguas, una planta de biodiésel, de fraccionamiento y
solventes.
El puerto tendrá un canal navegable de 13 m y la capacidad de bombeo a puerto
será de 6.000 barriles/hora de producto.
La expansión potencial de almacenamiento podrá llegar hasta 630.000 B (3 áreas
de 210 KB cada una) y recibir buques Handymax hasta de 40.000 toneladas.
4.2.3.4. Algunos tamaños de buques para transporte de hidrocarburos:
175
Multipropósito (General Purpose Tanker): Van desde 16.500 a 25.000 TPM,
operan en diversos tráficos.
Handy Size Tanker: Se trata de buques de 25.000 a 45.000 TPM, ejemplos de
áreas de operación son el Caribe, costa Este de los Estados Unidos, Mediterráneo
y Norte de Europa:
176
Panamax: Con tonelajes entre los 55.000 y 80.000 TPM. Su nombre se debe a
que originalmente las dimensiones de estos buques cumplían con las máximas
permitidas para su tránsito por el Canal de Panamá (274 metros de eslora, 32 m
de manga y 13 m de calado).
Aframax: Derivados de la Average Freight Rate Assessment, se acepta un rango
de entre 75.000 y 120.000 TPM. Sus tráficos habituales incluyen cargamentos
entre puertos ubicados en áreas como el Caribe, el mar Mediterráneo o el Golfo
Pérsico.
177
Suezmax: Sus módulos van desde las 120.000 hasta los 200.000 TPM. En sus
orígenes su nombre estaba vinculado a que el módulo con su mayor carga
cumplía con las máximas dimensiones permitidas para el tránsito por el canal de
Suez, aunque hoy en día navegan por este canal buques de hasta 300.000 TPM.
V.L.C.C. (Very Large Crude Carrier): Con pesos muertos desde 200.000 hasta
320.000 TPM. Por sus dimensiones se trata de buques que operan por lo general
en terminales mar adentro.
178
U.L.C.C. (Ultra Large Crude Carrier): Son todos aquellos cuya capacidad de
carga supere las 320.000 TPM. Estos superpetroleros aparecen en el mercado a
finales de los años ’60. Debido a su gran tamaño son muy limitados para operar en
aguas restringidas.
4.3. Facilidades para internación hasta los centros de consumo
Una vez los combustibles importados se encuentran en los puertos, se requiere
que estos lleguen a los centros de consumo del interior del país. La gasolina y el
diésel pueden importarse por las dos costas colombianas y el JET A1 y GLP solo
cuentas con facilidades de importación por la costa atlántica
4.3.1. Recibos en la costa atlántica
En la costa atlántica se cuenta con zonas portuarias ubicadas en las ciudades de
Cartagena, Barranquilla y Santa Marta (Pozos Colorados), siendo esta última la
única que tiene interconexión al interior del país por el poliducto Pozos Colorados
– Barrancabermeja. En consecuencia las rutas para la internación de los
productos recibidos en cada puerto de la costa atlántica son:
4.3.1.1. Recibos en la refinería de Cartagena (REFICAR)
Esta refinería tiene facilidades para recibir gasolinas, diésel, JET A1 y GLP. Los
combustibles recibidos en esta refinería se pueden enviar al interior del país por:
179
cabotaje al terminal de Pozos Colorados en Santa Marta para su envío al
interior del país por el poliducto Pozos Colorados – Galán o la entrega en
Carrotanques en esta terminal.
Cabotaje al puerto de Buenaventura y su posterior despacho por el sistema
Buenaventura – Yumbo
Entrega local en carrotanques
Entrega local en barcazas para su transporte vía fluvial por el rio Magdalena
hasta la refinería de Barrancabermeja o el puerto fluvial de IMPALA
localizado en la ciudad de Barrancabermeja.
4.3.1.2. Recibos en el puerto de Pozos Colorados
Este Puerto puede manejar gasolinas, incluida nafta virgen y diésel. Estos se
pueden enviar al interior del país por:
Transporte por el poliducto Pozos Colorados – Galán
Entrega local en carrotanques.
4.3.1.3. Recibos en Barranquilla
En las instalaciones de las zonas portuarias ubicadas en la ciudad de Barranquilla
se puede manejar gasolinas y diésel principalmente y su envío al interior del país
se puede hacer de las siguientes maneras:
Entrega local en barcazas para su transporte vía fluvial por el rio
Magdalena hasta la refinería de Barrancabermeja o el puerto fluvial de
IMPALA localizado en la ciudad de Barrancabermeja.
Entrega local en carrotanques.
4.3.2. Recibos en la costa pacífica colombiana
En la costa pacífica colombiana solo se cuenta con facilidades portuarias en la
ciudad de Buenaventura y para el manejo de gasolinas y diésel. Su envío a los
centros de consumo del occidente del país se puede hacer o bien por el poliducto
Buenaventura – Yumbo o por entrega local en carrotanques.
180
4.3.3. Características de poliductos que unen las costas con el interior del
país
En los siguientes cuadros podemos ver las principales características de los dos
sistemas de transporte por ducto con los que cuenta el país para transportar los
combustibles importados hasta los centros de consumo del interior
Tabla 28: Características poliducto Pozos Colorados - Galán
SISTEMAS ESTACION
INICIAL
ESTACION
FINAL
CAPACIDAD
(Kbls)*
DIAMETRO
PULGADAS
LONGITUD
KMS
PRODUCTOS
ASOCIADOS
ZONA NORTE
Pozos-
Ayacucho
Pozos Ayacucho 96,3 14" 321+050 GMR,
DIÉSEL, NAFTA
Ayacucho-
Galán
Ayacucho Galán 96,3 14" 190+700 GMR,
DIÉSEL, NAFTA
Fuente: CENIT
Tabla 29: Características poliducto Buenaventura – Yumbo
SISTEMAS
ESTACION INICIAL
ESTACION FINAL
CAPACIDAD (Kbls)*
DIAMETRO PULGADA
S
LONGITUD KMS
PRODUCTOS ASOCIADOS
Yumbo – B/tura
Yumbo B/tura 20,5 6"12"8" 102+700 GMR, DIÉSEL
B/tura-
Yumbo
B/tura Yumbo 17 6"12"8" 102+700 GMR,
DIÉSEL
Fuente: CENIT
5. Operaciones de comercio exterior
Las operaciones de comercio exterior (importaciones) deben obedecer a un
cuidadoso ejercicio de planeación, en el cual se determinan los faltantes que
deben completar la oferta nacional para el abastecimiento pleno de los
combustibles.
Actualmente, debido a que las importaciones de combustibles automotores las
realiza principalmente ECOPETROL (mayor al 90%), los volúmenes y fecha de
181
llegada al país son el resultado del ejercicio interno de esa empresa en el
denominado “comité de suministros teniendo como entradas los inventarios del
país, las producciones de las refinerías y las nominaciones mensuales de los
distribuidores mayoristas de combustibles.
En el caso que Ministerio de Minas decida asumir de forma directa su función de
garantizar el abastecimiento de combustibles del país, en el Artículo 6º de la
Resolución 180522 de 2010 se contempla un procedimiento (que hasta ahora
nunca se ha aplicado) para la definición de volúmenes de combustibles
importados para cubrir el déficit sobre la producción nacional. En términos
generales estas son sus consideraciones:
Los refinadores locales deberán enviar a la Dirección de Hidrocarburos
(DH) del Ministerio de Minas y Energía (MinMinas), durante los primeros
cinco días hábiles del mes anterior a cada trimestre, la programación de la
producción y de sus ventas de gasolina motor corriente y ACPM,
discriminada por centro de producción y centros de consumo, para el
respectivo trimestre.
Con base en esta información, MinMinas (DH) realizará el balance
determinando los volúmenes necesarios a importar en el respectivo
trimestre.
Determinados estos volúmenes, MinMinas publicará en su página web los
volúmenes requeridos para el respectivo trimestre indicando el producto, las
fechas (ventanas probables), la calidad y las zonas del país para las que se
requieren los volúmenes importados, para lo cual dispondrá de un plazo de
siete días hábiles a partir del recibo de la información por parte de los
refinadores.
A partir de esa fecha los refinadores e importadores dispondrán de siete
días hábiles para presentar a MinMinas (DH) la oferta para la importación
de dichos volúmenes indicando el producto, el volumen, el precio, las
fechas (ventanas probables) para la importación y detallando la logística
como información sobre las facilidades a usar en cuanto a puerto de
entrada, almacenamiento y transporte, que emplearán para importar y
colocar el producto en las regiones del país donde se requiere.
Los volúmenes podrán ser asignados a uno o más refinadores o
importadores hasta alcanzar el volumen máximo requerido para el
respectivo trimestre.
MinMinas (DH) dispone de cinco días hábiles, contados a partir del día
siguiente al recibo de las ofertas presentadas por los importadores y
refinadores, para expedir el acto administrativo donde señale el nombre del
182
refinador o importador, el volumen adjudicado, las fechas y calidades del
producto.
En caso de desviaciones de la demanda que obliguen a realizar una
importación no programada, MinMinas (DH) podrá adjudicarla al refinador o
importador que considere conveniente.
Como puede observarse los dos procedimientos son similares y con base en las
necesidades de importación se inician las actividades para realizar la importación
de combustibles
5.1. Actividades y tiempos requeridos para realizar una operación de comercio
exterior de importación de los combustibles
Normalmente, los requerimientos de importación de combustibles se deben
informar a la entidad encargada de contratar la importación (Comercio Exterior)
con al menos de veinte (20) a veinticinco días (25) de anticipación de la fecha
estimada de llegada a puerto colombiano (ETA). Este tiempo está sustentado en
primer lugar por el estudio que hizo la AIE en 2014 para el Ministerio de Minas y
Energía en el cual identificó que Los productos petroleros importados toman, en
tiempos normales, entre 17 y 22 días para llegar a Bogotá y por otro lado por la
experiencias reportadas por los agentes que han realizado importaciones
recientes.
Cuando las importaciones son periódicas, como sucede actualmente en Colombia,
las Unidades de Comercio Exterior hacen un registro de “Traders” y refinadores
habilitados los cuales han pasado una serie de evaluaciones de requisitos
empresariales y financieros y a quienes les hacen la solicitud cuando se requiera.
En la solicitud a los Traders y refinadores habitados se debe incluir el producto, el
volumen y la calidad requerida y la fecha estimada de llegada (ETA) incluida
dentro de una ventana de cinco (5) días.
A partir de la fecha de la solicitud, lo usual es que los Traders o refinadores
dispongan de cinco (5) a siete (7) días para presentar su propuesta. La
negociación y cierre podría tomar al menos un (1) día adicional o como lo
establece la Resolución 180522 de 2010 antes citada el Minminas dispondría de
cinco (5) días para la adjudicación. En el cierre la ventana de arribo se cierra de
cinco (5) a tres (3) días.
Dependiendo del tipo de negociación, CIF o FOB, el Trader o el importador local
debe contratar el transporte marítimo y pagar el flete. Este proceso toma alrededor
de tres (3) días y el buque tanque contratado deber ser aprobado y cumplir con las
especificaciones y requerimientos tanto del puerto de embarque como el de
183
destino. Adicionalmente debe estar disponible para el cargue y descargue en las
fechas programadas.
El tránsito del buque tanque entre la costa del golfo de los Estados Unidos, sitio
normal de donde provienen las importaciones de combustibles a Colombia, y la
costa atlántica dura aproximadamente entre cinco (5) y siete (7) en condiciones
normales de viaje.
Una vez el buque tanque arribe al puerto de destino en Colombia, se dispone de
tres (3) o dos (2) días (lay days) para descargarlo, según se hubiere hecho el
arreglo. Estos corresponden a los días permitidos para cargue o descargue de un
buque tanque sin el pago de demoras.
En algunos casos, sea por capacidad del puerto o por limitaciones del
almacenamiento, los embarques se programan para efectuar dos toques y
descargar el cargamento fraccionado, incluyendo las demoras causadas en el
valor del flete. Por ejemplo, las importaciones de ULSD por Pozos Colorados se
pueden hacer en buquetanques de 400,000 barriles pero por limitaciones de
almacenamiento su descarga demora alrededor de nueve (9) días porque requiere
hacerla en dos tandas.
De acuerdo con lo anterior, se reafirma que desde la solicitud de importación de
combustibles hasta su llagada a puerto colombiano un valor típico del tiempo
requerido sería alrededor de los 25 días.
5.2. Tarifas aplicables
Los costos ocasionados por la importación de un combustible están discriminados
de la siguiente manera de acuerdo con la información suministrada por
ECOPETROL y validada con el análisis del último año calendario de las formas
500 de la DIAN:
Costo del producto FOB
Transporte marítimo
Seguros
Inspecciones nacionales
Inspecciones internacionales
Costos de agentes aduaneros
Costos de manejo en puerto
Demoras
Las definiciones de cada uno se encuentran en la tabla y solo falta agregarle los
costos de almacenamiento en puerto, que se tratarán en el siguiente informe.
184
Tabla 30: Distribución de los costos de importación diferentes combustibles.
Fuente: ECOPETROL
Es importante anotar el bajo impacto que tienen los otros costos diferentes al valor
FOB, transporte marítimo y seguros con una participación inferior al 1% del valor
total de la importación.
En el caso de las importaciones de propano (GLP) e transporte marítimo tiene un
peso bastante alto debido al tamaño de los buquetanques contratados que
generalmente han sido de 30,000 Barriles.
6. Aspectos metodológicos
Como se pudo observar en el análisis de los países de referencia, las fuentes de
información y negociación utilizadas para el reporte de los Precios FOB y el costo
del transporte marítimo corresponden a las publicaciones de Platts y Argus,
empresas especializadas de reconocimiento internacional que prestan este
servicio.
La otra fuente que se pudiera revisar, aunque en ninguna metodología se hace
referencia a ella, el EIA (Energy Information Administration) de Estados Unidos, la
cual publica una información diaria de precios de algunos hidrocarburos. Estos
precios spot son suministrados por la firma Thomson Reuters. En la siguiente tabla
se puede apreciar un ejemplo de esta publicación
Item Explicación General de lo que comprende Gasolina RON 87 Gasolina RON 92 Jet Fuel ULSD LPG
FOBFree on Board - Precio del producto en el puerto de
origen en el que no se incluye transporte o seguro.95,578% 95,325% 93,617% 95,910% 79,492%
Transporte
marítimo
internacional
Cobro por el transporte de hidrocarburos por barco
puede cobrarse por peso o volumen. En valor total o
como referencia contra un indicador internacional
denominado World Scale.
3,700% 3,285% 5,124% 3,004% 14,184%
Seguros
Seguro de Cargamento (Cargo Insurance) Es el seguro de
pérdidas y daños a la carga.
Seguro de Responsabilidad Civil (Sólo aplica para
buques fletados por Ecopetrol y/o importador)
0,065% 0,479% 0,333% 0,288% 0,021%
Inspecciones
nacionales
Ejecución de inspección de cantidad y calidad al
descargue del buque.0,013% 0,024% 0,018% 0,025% 0,063%
Inspecciones
internacionales
Verificación de la cantidad cargada en buque n el
puerto de origen. 0,013% 0,024% 0,001% 0,027% 0,000%
Costos de
agentes
aduaneros
Costos de servicio por trámites ante la DIAN, incluida la
documentación. 0,001% 0,001% 0,001% 0,001% 0,001%
Costos de
manejo en
puerto
Valor pagado por servicios portuarios y utilización del
muelle. 0,399% 0,680% 0,615% 0,594% 4,335%
DemorasCosto por tiempo en que una operación de descargue de
un Buquetanque ha excedido el Tiempo de Estadía
Permitido (Laytime)
0,230% 0,181% 0,290% 0,151% 1,904%
Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
185
Tabla 31: precios diarios de petróleo y derivados EIA
Wholesale Spot Petroleum Prices, 9/27/17 Close
Product Area Price
Percent
Change*
Crude Oil
($/barrel)
WTI 52.14 +1.1
Brent 58.74 -1.7
Louisiana Light 57.27 -1.2
Gasoline (RBOB)
($/gallon)
NY Harbor 1.66 -3.3
Gulf Coast 1.62 -1.6
Los Angeles 1.75 -2.0
Heating Oil
($/gallon)
NY Harbor 1.75 -1.0
Gulf Coast 1.60 -0.3
3:2:1 Crack Spread
($/barrel)
Gulf Coast (LLS) 13.01 -1.0
Low-Sulfur Diésel
($/gallon)
NY Harbor 1.85 +0.2
Gulf Coast 1.79 -0.4
Los Angeles 1.96 -0.2
Propane
($/gallon)
Mont Belvieu, TX 0.96 -0.8
Fuente: EIA, Daily prices
Esta publicación no es la más recomendable porque su alcance es limitado a
algunos productos. Por ejemplo no presenta información sobre el JET A1 y la
gasolina referenciada no corresponde a la UNL 87 que es la que utilizan todas las
metodologías para sus cálculos.
De acuerdo con lo anterior, procederemos a presentar las metodologías para el
cálculo de los marcadores internaciones que utilizan las dos firmas más utilizadas,
aclarando que su contenido es de dominio público pero que para acceder a ellas
se debe pagar un costo de suscripción. Por información de los representantes de
Argus y Platts podía estar alrededor de los USD 20,000 por año pero el precio final
depende de las negociaciones y necesidades de cada usuario.
186
6.1. S&P Global Platts
Es un proveedor líder independiente de información y precios de referencia para
los mercados de materias primas y energía, con clientes en más de 150 países
que utilizan sus publicaciones de precios proporcionar un mayor grado de
transparencia y eficiencia en los mercados.
Platts utiliza el término "cotización de precios" para referirse al valor de mercado
que publica para una materia prima específica, o canasta de productos, en un
momento determinado. Estas se elaboran a través de la recopilación y análisis de
datos de transacciones comerciales obtenidas de los participantes de los
mercados físicos spot.
Cuando concluye la jornada comercial en el mercado físico, los editores de Platts
analizan los datos del mercado recabados (p.ej. ofertas de compra, ofertas de
venta y transacciones) con arreglo a sus directrices metodológicas, y es entonces
cuando publican las cotizaciones que pueden reflejar un intervalo de precios o un
valor único.
La metodología utilizada por Pltts es “Market On Close” (MOC) que es un proceso
estructurado y transparente en las cual las ofertas y transacciones son enviadas a
los editores de Platts y publicadas en tiempo real a través del día hasta el cierre
del mercado. Después del cierre, los editores de Platts examinan los datos
obtenidos a través del día, realizan sus análisis y publican la cotización de precio
de precio que refleja el valor al final del día.
Por esta razón Platts requiere que las compañías declaren su intención de hacer
ofertas antes de un punto de corte, que generalmente es de 30 a 45 minutos antes
del cierre del mercado. Durante esos minutos finales los compradores y
vendedores pueden incrementar sus precios de acuerdo con los lineamientos de
repetitividad en incrementabilidad de Platts pero no puede haber ofertas de
nuevos participantes.
En la publicación “US Marketscan” que se emite diariamente aparece la cotización
de los precios de los diferentes tipos de combustibles negociados en la costa del
golfo de los Estados Unidos, de acuerdo con las especificaciones de calidad que
se manejan en el Colonial Pipeline. En esta publicación se encuentran los
productos marcadores utilizados por las diferentes metodologías utilizadas para el
cálculo de los precios de paridad. Adicionalmente se encuentra el valor del flete
entre Houston y el Caribe.
187
Figura 130: Muestra de la publicación US Marketscan de Platts
Fuente: Platts
6.2. ARGUS Media
ARGUS es una empresa independiente que reporta precios de referencia de
diversos productos que son usados por agencias de gobierno, reguladores y
empresas de todo el mundo: son competencia de Platts y su principal diferencia es
la metodología usada para el cálculo.
Al igual que Platts los analistas de ARGUS recopilan y analizan los datos de
transacciones comerciales obtenidas de los participantes de los mercados físicos
spot durante todo el día con las mismas fuentes de información y los mismos
principios de transparencia.
188
La principal diferencia metodológica radica en que ARGUS establece sus precios
de referencia con la información de todas las transacciones diarias que se lleven a
cabo dentro de la ventana de operación del mismo, esto es de 9:30 a.m. a 2:30
p.m., tal como se ilustra en la siguiente gráfica
Figura 131: Metodología de formación de precios de referencia de ARGUS
La Publicación de ARGUS “US Products” es equivalente al “Patts Marketscan”
reportando diariamente los mismos productos con las mismas especificaciones
pero con un código diferente., además en ARGUS se agrupan por productos. Para
el reporte fletes, ARGUS tiene un informe especifico denominado “ARGUS
Freight” donde aparece el valor del transporte para buquetanques de 38,000
toneladas para trayecto entre el USGC y diferentes puertos de Latinoamérica y el
caribe. En las siguientes graficas podemos ver una muestra de parte de estos
reportes.
189
Figura 132: Muestra de la publicación US Products de Platts
Fuente: ARGUS
190
Figura 133: Muestra de la publicación Argus Freight
Fuente: Argus
6.3. Otros costos
Para los otros costos relacionados con los seguros y costos de internación se
pueden definir como un porcentaje del valor del valor del producto FOB mas el
flete tomando como fuente alguna de las siguientes opciones:
191
Del promedio típico de ECOPETROL (que importa más del 90% de los
combustibles), con actualizaciones anuales
De promedios móviles anuales calculados con información del DANE yo la
DIAN (formulario 500)
Otra opción y cuando se implemente la resolución 180522 del 2010, es tomar
datos reales de los ofrecimientos e importaciones realizadas de acuerdo con el
proceso de subasta.
NOTA: Todos los aspectos metodológicos particulares para el cálculo de los
precios de paridad se establecerán en el último informe cuando se recomienden
las fórmulas de cálculo del precio de paridad