PRODUCTOS ANALÍTICOS PARA APOYAR LA TOMA DE DECISIONES SOBRE

ACCIONES DE MITIGACIÓN A NIVEL SECTORIAL

DEMANDA DE ENERGÍA: SECTORES INDUSTRIA Y RESIDENCIAL

Reporte final

Preparado para Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Colombia

Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Director Eduardo Behrentz

Co-Investigadores Ángela Cadena, Mónica Espinosa, Katherine Ovalle

Investigadores Melisa de la Ossa, Lina Henao, Eliana Ortiz, Marcela Zambrano

Grupo de Estudios en Sostenibilidad Urbana y Regional Universidad de los Andes

Bogotá, Colombia Marzo 2014

Tabla de contenido

Aspectos generales .............................................................................................................................. 1

CAPÍTULO 1. SECTOR INDUSTRIAL ............................................................................................ 2

1.1. Resumen .............................................................................................................................. 3 1.2. Contexto ............................................................................................................................... 4 1.3. Metodología ......................................................................................................................... 5 1.4. Resultados .......................................................................................................................... 11 1.5. Conclusiones ...................................................................................................................... 20 1.6. Recomendaciones .............................................................................................................. 21

CAPÍTULO 2. SECTOR RESIDENCIAL ........................................................................................ 22

2.1. Resumen ............................................................................................................................ 23 2.2. Contexto ............................................................................................................................. 24 2.3. Metodología ....................................................................................................................... 25 2.4. Resultados .......................................................................................................................... 27 2.5. Conclusiones ...................................................................................................................... 34 2.6. Recomendaciones .............................................................................................................. 35

Referencias ........................................................................................................................................ 36

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Aspectos generales

Este documento constituye la Sección 5 (Demanda de energía) del reporte final del estudio “Productos analíticos para apoyar la toma de decisiones sobre acciones de mitigación a nivel sectorial”. Dicho trabajo se enmarca en el contrato de servicios profesionales número 0000018768 de 2013, celebrado entre el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo en Colombia y la Universidad de los Andes, con supervisión del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Los potenciales de mitigación reportados en este estudio son producto de un proceso de construcción colectiva en el que participaron numerosos expertos sectoriales. El alcance y los tiempos de implementación de las medidas y estrategias de reducción de emisiones aquí discutidas son reflejo de los acuerdos alcanzados con dichos actores. Futuros análisis requieren de esfuerzos continuos en donde se incorpore la mejor información disponible a medida que ésta se vaya generando. Este informe se encuentra organizado en dos capítulos. El primero describe los resultados del sector industrial y el segundo contiene los análisis para el sector residencial.

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CAPÍTULO 1. SECTOR INDUSTRIAL

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1.1. Resumen

El sector industrial consume la mitad de la energía final global (International Energy Agency, 2013) y es responsable de una quinta parte de las emisiones totales de gases efecto invernadero (GEI) (IPCC, 2014). Los subsectores de producción de químicos, pulpa y papel, hierro y acero, refinación y minerales no metálicos demandan el 65% de la energía del sector y generan el 78% de las emisiones en referencia (International Energy Agency, 2013). El 65% de la demanda global de energía del año 2010 fue generado por el grupo de países que no hacen parte de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OECD por sus siglas en inglés) y se espera que en las próximas décadas el consumo energético de este grupo crezca a tasas muy superiores respecto a los países con economías desarrolladas (International Energy Agency, 2013). De acuerdo con el Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC por sus siglas en ingles), para no exceder el límite de 2°C de incremento de temperatura global, considerado como el punto de no retorno en el sistema climático global, se requiere reducir entre 40% y 70% de las emisiones globales de GEI en el año 2050, respecto a los niveles del año 2010 (IPCC, 2014). En el presente estudio se contabilizaron las emisiones generadas por cinco subsectores de la industria nacional que representan más del 80% de la demanda de energía dentro de dicho sector. Se proyectaron las emisiones para el periodo 2010-2040 y se evaluaron diferentes opciones de mitigación de emisiones de GEI mediante un análisis de costo efectividad. Todo esto con el fin de aportar insumos técnicos acerca de la carbono eficiencia del sector y para entender los efectos de la implementación de opciones de reducción de emisiones. Los resultados encontrados indican que la producción de cemento dominará el aporte en las emisiones GEI durante las próximas décadas (43% al final del periodo). Para todo el sector se identificó un potencial de mitigación de 330 millones de toneladas de CO2-eq acumuladas hasta el año 2040. Más del 40% de este potencial de reducción está asociado a medidas con costo negativo.

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1.2. Contexto El sector nacional de industria manufacturera representó el 14% del PIB nacional (DNP, 2011) y tuvo una participación del 13% en el empleo total en el año 2010. La industria está conformada en su mayoría por empresas pequeñas o medianas. En el año 2008 menos del 25% de las empresas tuvieron una planta superior a 10 empleados, o tuvieron una producción anual superior a 130 millones de pesos (Martínez, 2011). Según el Departamento Nacional de Planeación (DNP) la industria cuenta con una estructura de baja productividad, los bienes y servicios son de bajo valor agregado y cada vez más se concentran en bienes primarios (DNP, 2011). Estas características se reflejan en la canasta de productos de exportación, compuesta en un 71% por productos primarios, un 21% por manufacturas de baja tecnología, un 4% por manufacturas de tecnología media y tan solo el 1.5% conformado por manufacturas de alta tecnología (Martínez, 2011). Estudios previos han estimado el tamaño de la economía informal en un orden hasta del 40% del PIB, por lo tanto una proporción significativa de los sectores productivos están excluidos de las cifras oficiales (Bancoldex & BID, 2009). De acuerdo con el balance energético nacional, el sector de industria representó el 25% de la demanda total de energía del año 2010, siendo el segundo sector en consumo después del transporte. El gas natural, que representó el 40% de la canasta energética, fue el energético de mayor consumo, seguido por electricidad (23%), carbón (12%) y bagazo (10%). El 35% de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) por combustión de energéticos en la industria en el mismo año se generó por consumo de gas natural, el 18% por el uso del carbón y el 17% por el uso de la electricidad (ver Anexo 1). Además de las emisiones de CO2 generadas por la combustión de energéticos, la industria aporta otras emisiones de GEI por procesos productivos o industriales. De acuerdo con la Segunda Comunicación Nacional de Cambio Climático (IDEAM, 2009), en el año 2004 el consumo de combustibles en la industria manufacturera aportó el 7% de las emisiones GEI del país y un 5% adicional correspondió a emisiones por procesos productivos.

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1.3. Metodología El estudio del cual hace parte este informe incluyó el análisis de las emisiones de gases efecto invernadero generadas por cuatro sectores de la economía nacional: agropecuario, energético, transporte y residuos. La clasificación en dichos sectores responde a la metodología para contabilizar emisiones establecida por el IPCC. El análisis de emisiones del sector energético se dividió en oferta y demanda, y éste último a su vez en industria y residencial. Se utilizó la misma metodología para desarrollar el análisis de todos los sectores. En la Figura 1 se resumen las etapas del análisis, en donde se inicia por la estimación de emisiones sectoriales bajo diferentes escenarios para el periodo 2010-2040, para luego evaluar sobre los mismos posibles opciones de mitigación de emisiones. Durante el desarrollo del estudio se realizaron talleres con expertos, en los cuales se discutieron las perspectivas de desarrollo económico y sectorial para las próximas décadas, se acordaron supuestos para la construcción de los escenarios de proyección de la actividad del sector y se priorizaron las alternativas de mitigación de GEI. La metodología de los talleres se basó en el enfoque de Intervenciones de Grandes Grupos e incluyó las metodologías de Tecnología de Espacio Abierto y Café del Mundo (Anexo2).

Figura 1. Metodología de análisis sectorial

2. Opciones de mitigación para el contexto nacional

- Revisión de casos nacionales e internacionales en mitigación de GEI. - Validación de opciones con expertos sectoriales. - Definición de los supuestos que definen cada medida.

1. Línea base de emisiones

- Identificación de variables determinantes de las emisiones. - Consecución y validación de información histórica. - Estimación de emisiones del año 2010. - Definición de los escenarios de proyección 2010-2040 y estimación de emisiones

3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento

- Estimación del costo incremental entre escenario de referencia y de aplicación de medidas.

- Estimación del cambio en emisiones con la aplicación de cada opción de mitigación. - Elaboración de curvas sectoriales de costo marginal de abatimiento. - Estimación de escenario de mitigación.

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1.3.1. Línea base de emisiones Para el análisis de las emisiones del sector industrial se utilizaron cinco subsectores considerando su participación total en la demanda de energía de la industria (80%), su aporte en emisiones de GEI (80% de las emisiones GEI del sector por consumo de energía) y su aporte al valor agregado bruto (60%). Estos subsectores son: alimentos y bebidas, papel, químicos, cemento, hierro y acero (ver Anexo 3). Adicionalmente se consideró una categoría de procesos productivos (Figura 2). Se estimaron las emisiones para el año 2010, que constituye el año base del estudio. Se calcularon las emisiones de GEI para el periodo de análisis comprendido entre el 2010 y el 2040 según las proyecciones de las variables que las determinan en los diferentes subsectores relevantes.

Figura 2. Subsectores analizados

Escenarios de proyección de emisiones Los modelos de emisiones utilizados dependen de variables macroeconómicas y demográficas. La proyección de éstas fue resultado de un trabajo conjunto entre el equipo de la Universidad y el Departamento Nacional de Planeación (ver Anexo 4). Según el escenario de crecimiento económico seleccionado para el estudio, el PIB total crece alrededor del 4% anual durante el periodo 2010-2040, con una tasa correspondiente del 3.1% anual en el crecimiento del PIB per cápita. El aumento demográfico al igual que la dinámica de crecimiento económico implica un aumento en la demanda de bienes y servicios, con un efecto consecuente en las emisiones de GEI. En el escenario utilizado en este estudio, la población total del país inicia en 45.5 millones de habitantes en el año 2010 y alcanza 60 millones en el 2040, con el 80% de la población ubicada en zonas urbanas. Esto significa un

Emisiones GEI industria

Uso de energía

Alimentos y bebidas

Papel

Químicos

Cemento

Hierro y acero

Procesos productivos

Producción de minerales no metálicos

Producción y uso de químicos Producción de metales

Uso de hexafluoruruo de azufre

Uso de sustitutos de sustancias agotadoras de la capa de ozono

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aumento en 14 millones de habitantes urbanos. La población rural mantendrá su tamaño en 12 millones de habitantes. Se utilizaron dos enfoques para establecer la línea base. El primero es un escenario inercial, el cual representa las emisiones que tendría el sector si se continuara con las mismas prácticas de gestión que se utilizan hoy en día (v.g., mismas tecnologías y eficiencia). Por su parte, el escenario de referencia representa el escenario más probable e incluye metas y políticas sectoriales en proceso de implementación o que se espera sean implementadas en el curso del periodo de análisis. Cálculo de emisiones por subsector Cemento. Se calcularon las emisiones generadas por la combustión de energéticos utilizando la información reportada por las industrias nacionales sobre consumo de energía por unidad producida y utilizando los factores de emisión para los energéticos nacionales (UPME, 2003). Se tuvo en cuenta la proporción de cemento que es generada por vía seca y por vía húmeda. Se consideró la proporción del clínker en la mezcla de cemento del año base así como las metas futuras de las empresas en este sentido. Asimismo, se tuvo en cuenta el aumento de la biomasa en la canasta energética del subsector en los próximos años según las metas de las empresas. Adicionalmente, se estimaron las emisiones generadas en la etapa de calcinación del clínker, clasificadas como emisiones por procesos productivos. Estas últimas se determinaron siguiendo la metodología del IPCC: ECO2,clinkeri= Qclinkeri

∙ FEclinker

FEclínker = %CaO ∙ PMCO2 PMCaO

∙

En donde ECO2,clinkeri representa las emisiones de CO2 generadas por la producción del clínker en el año i; Qclinkeri

es la cantidad de clínker producida en el año i y FEclinker es el factor de emisión de CO2 por unidad de clínker; %CaO se refiere al contenido de lima en el clínker; PMCO2 y PMCaO representan el peso molar del CO2 y del CaO, respectivamente. En el escenario de referencia se tuvo en cuenta la reducción de emisiones GEI generada por la implementación de un proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) asociadas con la sustitución de carbón por biomasa. En el Anexo 5 se presenta información adicional sobre los supuestos y parámetros de modelación. Hierro y acero. Las emisiones se modelaron considerando los diferentes procesos que conforman la cadena de producción. Se tuvo en cuenta la proporción de producción que se hace en industria integrada y semi-integrada. Los factores de emisión por tipo de proceso se obtuvieron de fuentes de información de carácter local y se complementaron con información internacional. Se estimaron las emisiones por consumo de energéticos y las generadas en los altos hornos. Para calcular las emisiones por consumo de energéticos se utilizaron los factores de emisión de los energéticos colombianos (UPME, 2003). Las emisiones de los altos hornos, clasificadas como emisiones por procesos productivos, se calcularon según la metodología del IPCC:

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ECO2,no energéticasi= QBOFi

∙ FEBOF En donde ECO2,no energéticasi

representa las emisiones de CO2 generadas en los altos hornos en el año i; QBOFi

es la cantidad de coque producida en el alto horno en el año i; FEBOF es el factor de emisión del CO2 por la reducción del carbón en el alto horno. Para este subsector no se consideraron diferencias entre los escenarios inercial y referencia. En el Anexo 6 se presenta información específica sobre los parámetros y supuestos de modelación. Papel. Se consideró la cantidad de papel producida en industria integrada y semi-integrada y se estimaron las emisiones para cada tipo de proceso. El requerimiento de energía por unidad de papel producido se obtuvo de estudios de caracterización para la industria local. La canasta energética se asignó de acuerdo a lo reportado en el balance energético nacional. Las emisiones por consumo de energía se estimaron utilizando los factores de emisión de los combustibles colombianos (UPME, 2003). No se consideraron diferencias entre los escenarios inercial y referencia. En el Anexo 7 se presenta información adicional sobre los parámetros y supuestos de modelación. Químicos. Se estimaron las emisiones de CO2 generadas por el consumo de energía de acuerdo a lo reportado en el balance energético nacional para esta industria y utilizando los factores de emisión de los energéticos nacionales (UPME, 2003). No se obtuvo información desagregada por tipo de proceso. Adicionalmente, se estimaron las emisiones por procesos productivos asociadas a la producción de amoniaco, ácido nítrico, negro de humo, dióxido de titanio y uso de carburo de calcio. Las emisiones por procesos productivos se estimaron utilizando información nacional sobre producción o consumo de dichas sustancias y utilizando los factores de emisión de la metodología del IPCC. No se consideraron diferencias entre los escenarios inercial y referencia. En el Anexo 7se presenta información específica sobre los parámetros y supuestos de modelación. Alimentos y bebidas. Las emisiones de CO2 se calcularon considerando el consumo de energía reportado en el balance energético nacional y utilizando los factores de emisión propios de los combustibles colombianos (UPME, 2003). Debido a las limitaciones en la información, no fue posible realizar un análisis con mayor nivel de desagregación. No se consideraron diferencias entre los escenarios inercial y referencia. En el Anexo 7 se presenta información específica sobre los parámetros y supuestos de modelación. Procesos productivos. En esta categoría se agruparon las emisiones generadas en la producción de cal viva y dolomita, producción de carbonato de sodio, producción de ferroníquel, uso de hexafloruro de azufre (SF6) y uso de sustitutos de sustancias agotadoras de la capa de ozono (SAO). Estas emisiones se calcularon utilizando información nacional de producción y consumo de dichas sustancias según cada caso y utilizando los factores de emisión establecidos por el IPCC. En el escenario de referencia se tuvo en cuenta la reducción de emisiones GEI generada por los proyectos MDL en la producción de ácido nítrico y amoniaco. En el Anexo 7 se presentan los parámetros y supuestos de modelación.

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1.3.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Se realizó una revisión de literatura técnica nacional e internacional sobre opciones de mitigación de emisiones de GEI. Del universo de opciones se seleccionaron aquellas aplicables al contexto nacional. Para cada opción de mitigación se diseñó un escenario de aplicación en el que se definieron características tales como año de inicio de la medida, gradualidad de implementación, magnitud de la medida, periodo de aplicación, entre otros supuestos. 1.3.3. Análisis de costo efectividad y elaboración de curva de abatimiento El efecto de las medidas de mitigación se evalúo con respecto al escenario de referencia. Se realizó un análisis de costo efectividad de la lista definitiva de opciones según la siguiente ecuación: Costoi CO2-eq,i

=CostoER − CostoEi

CO2-eq, ER − CO2-eq, Ei

En donde Costoi es el costo incremental entre el escenario de referencia (ER) y el escenario con aplicación de la medida i (Ei); CO2-eq,i se refiere a la diferencia entre las emisiones dióxido de carbono equivalente (CO2-eq)1 del escenario de referencia y el escenario con aplicación de la medida i. De la relación Costoi/CO2-eq,i se obtiene el costo de reducir una tonelada de CO2-eq. El costo de cada medida es el valor presente neto del flujo de caja a lo largo de la vida útil del proyecto. Se consideran costos de inversión, gastos en operación y mantenimiento, costos de salvamento y los ingresos que genere la medida. Para los costos de combustibles se supuso que los precios relativos de los mismos se mantendrán constantes y se consideró el escenario de precios medios presentado en el World Energy Outlook (WEO) 2011 (ver Anexo 8). En el análisis de costo efectividad se utilizó una tasa del 10% (en USD) para descontar el flujo de costos. Esta es la misma tasa que se ha utilizado en otros estudios nacionales de opciones de mitigación (Uniandes, 2010; World Bank, 2012). Todos los costos se presentan en dólares constantes del 2010. A partir de las opciones analizadas se construyó la curva de costo marginal de abatimiento (MACC por sus siglas en inglés) y se estimó el escenario de mitigación para el periodo 2010-2040. Este último es la trayectoria de las emisiones del sector con la aplicación de las medidas de mitigación. La MACC representa la relación entre la costo efectividad de diferentes opciones de mitigación y la cantidad total de CO2-eq reducido. En este estudio se utilizó una curva de tipo incremental. Dicha curva muestra el costo y el potencial de mitigación de cada medida. Cada barra representa una opción de mitigación, el ancho de la barra muestra el potencial de reducción de emisiones, la altura de la barra es el costo unitario (costo por reducir una tonelada de CO2-eq) de la medida y el área de cada barra representa el costo total de la medida. El ancho total de la MACC representa el potencial de mitigación de todas las medidas, y la suma del área de todas las barras es el costo total de todas las medidas de mitigación. Una

1 El CO2-eq permite estimar en unidades equivalentes el aporte de las emisiones de diferentes gases de efecto invernadero (v.g., dióxido de carbono, metano y óxido nitroso). Para obtener el CO2-eq se hace uso del potencial de calentamiento global de cada contaminante (GWP por sus siglas en inglés).

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explicación detallada de las curvas marginales de abatimiento, las metodologías de construcción de las mismas y las ventajas y desventajas de este tipo de análisis se puede consultar en Kesicki (2011), Kesicki & Strachan (2011) y FAO (2012).

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1.4. Resultados 1.4.1. Línea base de emisiones En la Figura 3 se presenta la proyección de emisiones GEI de la industria colombiana en el periodo comprendido entre el año 2010 y el 2040. Las emisiones aumentan desde 20 millones de toneladas de CO2-eq en el año base hasta 74 millones de toneladas de CO2-eq en el 2040 bajo el escenario de referencia. En el mismo escenario se evitan 8 millones de toneladas de CO2-eq durante todo el periodo de análisis respecto al inercial como resultado de proyectos MDL. Uno de éstos en el subsector de cemento (uso de biomasa) que reduce 5.3 millones de toneladas de CO2-eq y los proyectos en la producción de ácido nítrico (reducción catalítica) que evitan la emisión de 2.4 millones de toneladas CO2-eq. Esta reducción representa menos del 1% de las emisiones acumuladas por la industria manufacturera entre el 2010 y el 2040.

Figura 3. Emisiones de CO2-eq de la industria manufacturera entre el año 2010 y el 2040

Las emisiones resultantes durante el periodo 2010-2040 crecen a una tasa anual equivalente del 4.5%. Durante el periodo de análisis se mantiene relativamente contante la participación de los subsectores en la generación de emisiones (Tabla 1). Dado el crecimiento proyectado para el sector cemento y su nivel de emisiones en el 2010, éste es el de mayor aporte en las emisiones durante todo el periodo.

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20

30

40

50

60

70

80

2010 2020 2030 2040

Emis

ione

s CO

2-eq

(mill

ones

de

tone

lada

s/añ

o)

Escenario inercial Escenario de referencia

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Tabla 1. Línea base de emisiones 2010-2040

Las emisiones por procesos productivos son responsables de una proporción entre el 12% y el 15% de las emisiones de CO2-eq de la industria2 en el periodo 2010-2040. En la Tabla 2 se presenta el aporte de cada categoría en las emisiones del año base de este subsector. Esta participación se mantiene constante durante todo el periodo de análisis. Tabla 2. Aporte en las emisiones por procesos productivos

Proceso Aporte en las emisiones del subsector Uso de SF6 en equipos electrónicos 23% Uso de sustitutos SAO 20% Producción de acido nítrico 19% Producción de amoniaco 15% Producción de ferroníquel 9% Producción de negro de humo 6% Producción cal viva y dolomita 4% Producción y uso del carbonato de sodio 3% Uso de carburo de calcio 0.1% Producción de dióxido de titanio <0.1% Total emisiones 2010 (millones t CO2-eq) 2.8

Debido a la metodología utilizada, la demanda total de energía del año 2010 para algunos subsectores difiere de los valores reportados en el balance energético nacional para el mismo año. En el Anexo 9 se presenta la comparación entre dichos valores y una explicación sobre las diferencias encontradas. En una comparación de los valores estimados en este estudio para la industria nacional respecto a valores internacionales, se encontró que el consumo energético por cada tonelada producida de hierro y acero es superior en Colombia respecto a otros países. Mientras que el valor promedio en nuestro caso es de 90 GJ por cada tonelada producida, los valores para otros países se encuentran entre 20 y 40 GJ/t (ver Anexo 10). En contraste, este mismo ejercicio de comparación para la producción de cemento indica que Colombia tiene mejor desempeño que el promedio internacional. Por cada tonelada de cemento producida en el país se consumen 2.6 GJ y el promedio de otros países es de 2.9 GJ (ver Anexo 11). Por su parte, la intensidad energética de la producción de papel en la industria nacional varía entre 3 y 30 GJ/t dependiendo del tipo de proceso, similar al desempeño de otros países para los que se reportan valores entre 1.5 y 30 GJ/t (ver Anexo 12). Este 2 En este estudio las emisiones de procesos productivos asociadas al cemento y al hierro y acero están sumadas en esos sectores específicos. Por esta razón el valor del aporte total de emisiones por procesos productivos no es comparable con el del inventario nacional de emisiones (IDEAM, 2009).

Subsector Crecimiento emisiones 2010-2040 Tasa anual equivalente

Participación en las emisiones 2010 2040

Cemento 5.4% 34% 43% Alimentos y bebidas 4.1% 16% 14% Químicos 3.9% 15% 13% Procesos productivos 3.9% 15% 12% Papel 4.0% 11% 9% Siderurgia 4.1% 9% 8%

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ejercicio no se desarrolló para los subsectores de químicos, alimentos y bebidas por limitaciones en la información local. 1.4.2. Opciones de mitigación para el contexto nacional Las opciones de mitigación relacionadas con el consumo de energía se agrupan en cuatro grandes grupos: eficiencia energética, sustitución de combustibles, introducción de nuevas tecnologías y gestión de procesos. Por su parte, las opciones para reducir las emisiones asociadas con procesos productivos incluyen aquellas relacionadas con mejora de la eficiencia, sustitución de insumos y uso de catalizadores e inhibidores. La lista de medidas de mitigación sugerida por los expertos que hicieron parte de los talleres de construcción colectiva incluyen los siguientes componentes: 1) Medidas relacionadas con eficiencia energética: sistemas de aprovechamiento de calor y de precalentamiento o circulación de gases, mejora en los procesos de combustión para la producción de calor, aumento de la eficiencia de las calderas y motores y adaptación de sistemas avanzados de hornos de coque; 2) Sustitución de combustibles: reemplazo de hornos convencionales por eléctricos, uso de biomasa y residuos sólidos para sustituir carbón; 3) Introducción de nuevas tecnologías: trigeneración, captura y secuestro de carbono y tecnologías de oxi-combustión; y 4) Gestión de procesos: optimización de cadenas y procesos de producción. Además, se propusieron las siguientes medidas adicionales a las categorías ya mencionadas: tratamiento anaeróbico de aguas residuales y residuos orgánicos para aprovechamiento del metano, cogeneración, renovación tecnológica mediante promoción de Energy Services Companies (ESCOs) e incentivos para compra de maquinaria nueva en lugar de maquinaria usada. En el Anexo 13 se expone la lista detallada de opciones de mitigación sugerida por los expertos. Del universo de opciones propuestas se analizaron en detalle aquellas para las cuales se contaba con información confiable y accesible que permitiese la evaluación de costo efectividad de las mismas. Las medidas analizadas se describen brevemente a continuación. En los Anexos 14 al 16 se presenta información adicional sobre los supuestos y parámetros de evaluación de las mismas. Reducción directa del mineral de hierro. Aplicada en el proceso de obtención de hierro y acero, en donde la producción de arrabio en altos hornos es cambiada progresivamente hacia reducción directa del mineral de hierro con tecnología Hylsa. Mejora en la eficiencia de calderas. Esta medida se analizó para los subsectores de producción de papel, químicos, alimentos y bebidas. Se propone aumentar al 80% la eficiencia de las calderas que en la línea base tienen valores de eficiencia entre 20% y 60%. Esta mejora se lograría reemplazando las calderas por equipos nuevos. Sustitución de carbón por biomasa. Se busca sustituir con biomasa el 10% del carbón utilizado en las calderas de los subsectores papel, químicos, alimentos y bebidas. Esta medida se modeló de forma complementaria con la opción antes descrita (mejora de la eficiencia de calderas). Reducción de la proporción de clínker. Se propone reducir la proporción del clínker que se utiliza en la mezcla de cemento hasta un valor cercano al 60%.

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Sustitución de carbón por biomasa en la producción de cemento. Consiste en aumentar la participación de la biomasa para sustituir carbón. La biomasa pasa de una participación del 2% en el año base a una del 6%. Producción de cemento por vía seca. Esta medida propone sustituir las plantas de producción de cemento por vía húmeda por plantas de producción de vía seca. Captura de CO2 en la producción de cemento y almacenamiento geológico. La medida consiste en capturar el 80% del CO2 generado en las dos plantas de cemento de mayor producción actual (producen el 22% de cemento total) y almacenarlo en formaciones geológicas. Aprovechamiento energético de residuos. Consiste en la producción y uso de material combustible, derivado de residuos sólidos municipales con alto contenido energético. Se tomó como base para el análisis el 50% de los residuos sólidos municipales generados en el periodo 2010-2040. Se estimó que al menos el 15% de dichos residuos puede ser aprovechado por su valor energético. Con este material se sustituye una proporción de los energéticos utilizados en la industria. Reciclaje. Para esta medida se tomó como base el 50% de los residuos municipales generados en el periodo 2010-2040. De acuerdo con la composición típica de los residuos se estimó que al menos el 5% puede ser reciclado. Con esta medida busca reducir la cantidad de energía necesaria para producir materiales, en comparación con la energía necesaria para producir los mismos materiales a partir de materiales vírgenes. Recuperación de hidrógeno. La medida consiste en la recuperación de hidrógeno del gas de purga en la producción de amoniaco. Además de las medidas descritas anteriormente se analizaron nueve adicionales: aumento de la producción de acero en horno de arco eléctrico, inyección de carbón pulverizado en producción de hierro, reducción directa del hierro con tecnología HIsmelt, reducción directa del hierro con tecnología Midrex, producción de hierro con tecnología HIsmelt más producción de acero líquido en horno de arco eléctrico, captura de CO2 en la producción de hierro y almacenamiento geológico, captura de CO2 con algas en la producción de cemento y aprovechamiento de subproductos, sustitución de crudo con licor negro en la producción de papel y cogeneración con biomasa. Estas opciones, incluidas en los anexos 14-16, no hacen parte del la MACC del sector debido a que son medidas excluyentes. Las opciones que conforman la MACC son aquellas, que entre las evaluadas, maximizan la reducción de emisiones. 1.4.3. Análisis de costo efectividad y curva de abatimiento En la Tabla 3 se presentan los principales resultados del análisis de costo efectividad. En el Anexo 17 se exponen los resultados para las medidas adicionales que se analizaron, pero que no hacen parte de la MACC del sector.

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Tabla 3. Medidas que conforman el portafolio de mitigación

Subsector Medida Costo

efectivdad (USD/t CO2-eq)

Potencial (millones

toneladas CO2-eq)

Alimentos y bebidas Mejora de eficiencia de calderas de diesel oil -116 0.08

Papel Mejora de eficiencia de calderas de fuel oil -93 0.02

Químicos Mejora de eficiencia de calderas de diesel oil -89 0.002

Alimentos y bebidas Mejora de eficiencia de calderas de fuel oil -85 0.001

Alimentos y bebidas Mejora de eficiencia de calderas de petróleo -57 0.04

Papel Mejora de eficiencia de calderas de petróleo -57 4.85

Alimentos y bebidas Mejora de eficiencia de calderas de GLP -25 0.7

Químicos Mejora de eficiencia de calderas de GLP -25 0.01

Siderurgia Reducción directa del mineral de hierro con tecnología Hylsa -22 44

Químicos Mejora de eficiencia de calderas de gas natural -13 1.34

Papel Mejora de eficiencia de calderas de gas natural -13 1.86

Alimentos y bebidas Mejora de eficiencia de calderas de gas natural -13 1

Químicos Sustitución de carbón por biomasa -10 0.03

Papel Sustitución de carbón por biomasa -9 0.02

Papel Mejora de eficiencia de calderas de carbón y diesel oil -9 2.79

Alimentos y bebidas Sustitución de carbón por biomasa -8 0.08

Cemento Sustitución de carbón por biomasa -0.7 43

Cemento Reducción de la proporción de clínker -0.4 39

Alimentos y bebidas Mejora de eficiencia de calderas de bagazo 0.4 25

Transversales1 Aprovechamiento energético de residuos 2 69

Cemento Cambio de producción de vía húmeda a vía seca 4 15

Transversales1 Reciclaje 4 55

Químicos Recuperación de hidrógeno en la producción de amoníaco 34 0.4

Cemento Captura de CO2 y almacenamiento geológico 47 27 1 Estas medidas afectan las emisiones de los sectores residuos e industria y por esta razón se incluyen en las MACC de ambos sectores.

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Los potenciales de mitigación de las diferentes medidas varían entre 1,000 toneladas y 70 millones de toneladas de CO2-eq acumulados en el periodo 2010-2040. El 40% del potencial de reducción del sector corresponde a medidas con costo negativo. En el Anexo 18 se presentan mensajes y reflexiones adicionales acerca de los resultados encontrados en el análisis de costo efectividad de las medidas. En las figuras 4 y 5 se presentan las dos curvas de abatimiento para el sector de industria. En la Figura 4 se muestran las medidas con potencial de mitigación inferior a un millón de toneladas de CO2-eq y la Figura 5 incluye las opciones restantes. El potencial de mitigación para el periodo 2010-2040 es de 330 millones de toneladas de CO2-eq. Esta reducción representa el 26% de las emisiones totales del escenario de referencia (Figura 6). La aplicación de las 24 medidas tiene un costo total de 330 millones de USD.

17

AB: alimentos y bebidas; C: cemento; P: papel; Q: químicos; S: siderurgia.

Figura 4. Curva de costo marginal de abatimiento del sector industrial - Opciones con potencial inferior a un millón de toneladas de CO2-eq

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0 200,000 400,000 600,000 800,000 1,000,000 1,200,000 1,400,000

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Potencial de reducción (t CO2-eq )

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co

AB

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ras G

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18

AB: alimentos y bebidas; C: cemento; P: papel; Q: químicos; S: siderurgia.

Figura 5. Curva de costo marginal de abatimiento del sector industrial - Opciones con potencial superior a un millón de toneladas de CO2-eq

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40

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0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300 330

USD

/tCO

2-eq

Potencial de reducción (millones t CO2-eq )

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AB

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Figura 6. Escenario de mitigación

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2010 2020 2030 2040

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Escenario de referencia Escenario de mitigación

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1.5. Conclusiones

Bajo el escenario de referencia, las emisiones de CO2-eq llegan a ser del orden de 74 millones de toneladas en el año 2040. Mientras que el PIB de la industria crece a una tasa cercana al 4% anual entre el 2010 y el 2040, las emisiones crecen a una tasa anual equivalente del 4.5%. De acuerdo con las proyecciones macroeconómicas para las próximas décadas, las mayores tasas de crecimiento económico son las de subsectores de alta intensidad energética. La canasta energética del sector industrial del año base es relativamente limpia desde la perspectiva de emisiones GEI. La demanda de gas natural y electricidad representan más del 60% del consumo total de energía. No obstante dicha condición, la industria nacional aún tiene un amplio margen de mejora en eficiencia energética. El mayor uso de la energía térmica en los subsectores de producción de químicos, papel, bebidas y alimentos se observa en las calderas. Para este caso los bajos índices de eficiencia están relacionados con la alta edad promedio de dichos equipos (superior a 25 años) y con una subutilización de su capacidad (inferior al 25% en algunos casos) (ver anexos 16 y 18). La sustitución de calderas representa beneficios económicos para dichos sectores, aunque tiene un potencial de reducción de emisiones modesto. Las medidas de mitigación transversales a los sectores industria y residuos son las de mayor potencial de reducción de emisiones. Éstas aportan cerca del 40% del potencial identificado para el sector. Las medidas del subsector de producción cemento permiten una reducción similar de emisiones. La aplicación de las medidas que conforman la MACC del sector industrial permite reducir 330 millones de toneladas de CO2-eq durante el periodo de análisis. Esto equivale al 26% de las emisiones acumuladas de CO2-eq entre el 2010 y el 2040 en el escenario de referencia. El 40% del potencial de mitigación del sector está asociado con medidas de costo negativo.

21

1.6. Recomendaciones Se resalta la necesidad de contar con información local, representativa y confiable de caracterización del sector. Ésta es fundamental en el análisis de costo efectividad de las opciones de mitigación. Debido a las limitaciones en la información fue necesario priorizar el análisis para aquellos subsectores y procesos de mayor contribución en la emisión de GEI. En la medida en que se cuente con mejor información de caracterización del sector se podrán ir completando los análisis para todos los subsectores, incluyendo la evaluación de medidas relacionadas con el uso de la electricidad (v.g., fuerza motriz, iluminación y refrigeración) y mejores prácticas de operación. Para futuros estudios se recomienda complementar los análisis con un enfoque intersectorial. Por una parte, se evidenció un efecto de sinergia en las medidas comunes a los sectores residuos e industria. Por otra, acciones que reducen las emisiones de GEI en un sector específico pueden al mismo tiempo incrementar las emisiones en otro sector (v.g., cogeneración con biomasa). Adicionalmente, un enfoque intersectorial permitiría incorporar en el análisis el rol de los consumidores, teniendo en cuenta que éstos puede influir en la forma de producción y el tipo de productos que se fabrican (v.g., sustitución de materiales desde el sector de construcción de viviendas).

22

CAPÍTULO 2. SECTOR RESIDENCIAL

23

2.1. Resumen Colombia cuenta con más de 12 millones de hogares, de los cuales el 78% se ubican en zonas urbanas. De acuerdo con la información de consumo de energía reportada en el balance energético nacional del año 2009 (UPME, 2011), el 57% de la demanda del sector residencial fue generada por los hogares urbanos. Los hogares consumen el 40% de energía eléctrica, el 22% de gas natural, el 80% de GLP y leña del país. El sector residencial aporta el 5% de las emisiones de GEI del país por consumo de energía. Aunque en los últimos años se ha visto un crecimiento en la tenencia de equipos para el acondicionamiento de espacios (aires acondicionados y equipos de calefacción), calentadores de agua y otros equipos (televisores, celulares, computadores), el consumo per cápita de energía en el sector residencial es inferior al de países como Perú y Ecuador. En este capítulo se presenta la proyección de demanda de energía y emisiones GEI para el sector residencial (urbano y rural) en el periodo 2010-2040. En los escenarios de proyección se considera un aumento en el consumo de energía por hogar, generado por la mejora de condiciones de confort al interior de las viviendas y por el incremento en el uso de equipos destinados a dichos y otros fines. Se presenta un análisis de costo efectividad de medidas de mitigación, enfocadas principalmente al aumento de la eficiencia del consumo energético en los hogares, mediante la sustitución de equipos ineficientes y el aprovechamiento de energías renovables. La aplicación de las opciones analizadas permite reducir 38 millones de toneladas de CO2-eq acumuladas hasta el año 2040, con costos por tonelada reducida que varían entre -170 y 10 USD.

24

2.2. Contexto En Colombia existen más de 12 millones de hogares, con un 78% ubicado en zonas urbanas. De acuerdo con la información de consumo de energía reportada en el balance energético del año 2009 (UPME, 2011), el 57% del consumo de energía del sector se atribuye a los hogares urbanos. El sector residencial consumió 216,400 TJ, más del 20% de la energía total del país, en el año 2009. De esta demanda, el 57% es generada por los hogares urbanos. La electricidad es el principal energético consumido en el sector (32%), seguido por leña (30%), gas natural (16%), GLP (11%) y carbón (4%). El consumo de energía de los hogares representa el 40% de la energía eléctrica del país, el 22% de gas natural y el 80% de GLP. Para el año 2010 las emisiones del sector aportaron el 5% de las emisiones del país generadas por consumo de energía. En los años recientes el Ministerio de Minas y Energía, a través del programa de uso racional y eficiente de la energía y demás formas de energía (PROURE), ha venido avanzando en el desarrollo de estudios de caracterización de consumo de energía y en el diseño de proyectos de eficiencia energética (UPME, 2011). Para el sector residencial, el PROURE propone como acciones prioritarias la sustitución de bombillos incandescentes, la promoción del uso eficiente de la energía en electrodomésticos, el reemplazo de hornillas ineficientes, educación a los usuarios en el manejo de estufas a gas natural y la promoción de sistemas de arquitectura bioclimática.

25

2.3. Metodología El análisis del sector residencial se desarrolló siguiendo la misma metodología general utilizada para el sector industrial (ver Sección 1.3 del Capítulo 1 de este documento). Para estimar las emisiones de GEI, el consumo de energía se desagregó en las categorías propuestas en el estudio más reciente de caracterización del sector desarrollado por la UPME (CorpoEma & UPME, 2012). Para el sector residencial urbano se cuenta con información sobre consumo de energía por pisos térmicos3 (cálido, templado y frio) y por uso final de la energía. Para el sector residencial rural el consumo de energía se desagregó en usos finales, dado que no se cuenta con información que permita analizar el consumo por pisos térmicos. A partir de la información de caracterización del sector residencial urbano de los estudios UPME (2011) y Corpoema & UPME (2012), y con información del consumo promedio de energía por hogar de acuerdo con los registros del Sistema Único de Información de Servicios Públicos (SUI) de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, se estimó el consumo de energía de una vivienda típica para cada piso térmico para el año 2010. Se modeló el consumo promedio de las viviendas por usos energéticos. Adicionalmente, se utilizó información sobre el nivel de confort térmico al interior de las viviendas para los tres pisos térmicos predominantes en Colombia, según los resultados del estudio Uniandes & CCCS (2012). Las emisiones de GEI se estimaron en función del consumo, haciendo uso de los factores de emisión de los energéticos colombianos (UPME, 2003). Al uso de la electricidad se asignó el factor de emisión promedio histórico obtenido a partir del despacho de las plantas de generación eléctrica del periodo 1990-2010. El análisis del sector se realizó con el modelo Long-range Energy Alternatives Planning System (LEAP). 2.3.1. Línea base de emisiones Los escenarios macroeconómicos y demográficos utilizados en los escenarios de proyección del sector residencial son los mismos que se presentaron en la sección anterior, y descritos en detalle en el Anexo 4. Se diseñaron dos escenarios de proyección de demanda de energía para el periodo 2010 - 2040, uno inercial y uno de referencia. El escenario inercial representa las emisiones que se tendrían en el periodo 2010-2040 si no se tuviera ningún cambio en el patrón de consumo del año base (2010). Las emisiones en este escenario crecen de acuerdo al aumento en el número de hogares. Por su parte, el escenario de referencia supone un aumento en la tenencia de equipos y una mejora en las condiciones de confort en las viviendas. Este escenario supone que al final del periodo de análisis todas las viviendas tendrán condiciones apropiadas de habitabilidad, en términos de temperatura e iluminación.

3 Se desagregó la demanda de energía en tres pisos térmicos, utilizando los criterios seleccionados por la UPME: frio (municipios ubicados por encima de 2,000 msnm); templado (municipios ubicados entre 1,000 msnm y 2,000 msnm); y cálido (municipios ubicados por debajo de 1,000 msnm). Los criterios de clasificación utilizados por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS) y los usados por el IDEAM difieren de esta definición.

26

De acuerdo con un estudio realizado por la Universidad de los Andes y el Consejo Colombiano de Construcción Sostenible (Uniandes & CCCS, 2012) la población del país al interior de sus viviendas está expuesta a temperaturas que se encuentran por fuera del rango de temperatura de confort estimado por el IDEAM entre 20ºC y 25ºC, así como por debajo de las especificaciones ideales de iluminación. De acuerdo con los resultados de dicho estudio, en las viviendas ubicadas en zonas cálidas es necesario aumentar el uso de aire acondicionado y ventilador. De manera similar, para las viviendas ubicadas en zonas frías se encontró que más del 80% del tiempo la temperatura es inferior a la considerada de confort. Para lograr dichas condiciones ideales, dadas las características de construcción actuales, sería necesario incrementar el consumo de energía hasta en un 80% con respecto al consumo actual. Los supuestos y los parámetros de modelación de los escenarios inercial y referencia se presentan en el Anexo 19.

27

2.4. Resultados 2.4.1. Línea base de emisiones En la Tabla 4 se presenta el consumo de energía para una vivienda promedio de cada piso térmico en el año base. Los consumos de energía para usos de cocción e iluminación, son similares en los tres pisos térmicos. Para usos como refrigeración, calentamiento de agua y el acondicionamiento de espacios, el clima determina mayores diferencias en los requerimientos de energía entre las viviendas de diferentes pisos térmicos. Tabla 4. Consumo de energía mensual para una vivienda típica – Año 2010

Uso Zona cálida Zona templada Zona fría

kWh/mes m3/mes kWh/mes m3/mes kWh/mes m3/mes

Cocción 136 13 138 13 159 15

Iluminación 24 21 26

Refrigeración 37 19 1.8 21 2

Calentamiento de agua 0.5 0.05 36 36

Acondicionamiento de espacios (temperatura) 25 0.7 -

Otros 55 56 70

Total 142 14 132 15 153 17

En la Tabla 5 se presentan los consumos de energía promedio de las viviendas en el año 2040 bajo el escenario de referencia. Tabla 5. Consumo de energía promedio mensual para una vivienda típica – Año 2040 (escenario de referencia)

Uso Zona cálida Zona templada Zona fría

kWh/mes m3/mes kWh/mes m3/mes kWh/mes m3/mes

Cocción 136 13 138 13 159 15

Iluminación 35 27 39

Refrigeración 37 22 2 62 6

Calentamiento de agua 0.5 0.05 36 36

Acondicionamiento de espacios (temperatura) 133 1.2 11

Otros 55 169 151

Total 396 14 255 15 299 21

28

La demanda de energía del sector residencial urbano en el escenario inercial crece a una tasa anual equivalente del 1.9%. La demanda pasa de 114,500 TJ en el año base (2010) hasta 203,000 TJ en el 2040. Por su parte, la demanda energética del escenario de referencia crece a una tasa de 3.5% anual, llegando a 321,000 TJ en el año 2040. Existe una diferencia de 1.4 millones de TJ entre la demanda acumulada del escenario inercial y el de referencia, generada por el cambio supuesto en el patrón de consumo de energía por parte de los usuarios. En la Figura 7 se presenta la proyección de demanda energética de los escenarios inercial y de referencia para el sector residencial urbano.

Figura 7. Demanda de energía del sector residencial urbano en el periodo 2010 – 2040

En el escenario inercial, las emisiones de CO2 crecen a una tasa de 1.9% anual, mientras que en el escenario de referencia la tasa de crecimiento es del 3.3%. La diferencia en las emisiones acumuladas en el periodo de análisis entre los dos escenarios es de 68 millones de toneladas acumuladas de CO2. La cocción es el uso de la energía que más aporta en las emisiones GEI entre el 2010 y el 2040. Este uso representa entre el 38% y el 57% del total de emisiones del escenario de referencia (Figura 8). La participación de cada uso de la energía en las emisiones totales durante el periodo de análisis se presenta en el Anexo 20.

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Figura 8. Emisiones GEI en el escenario de referencia

Por su parte, la demanda de energía del sector rural crece a una tasa de 0.8% en el periodo 2010-2040. Esta pasa de 75,100 TJ en el 2010 a 95,000 TJ en el 2040 (Figura 9). Las emisiones de este sector crecen a la misma tasa en el periodo de análisis, alcanzando 7.7 millones de toneladas de CO2 en el año 2040 (Figura 10).

Figura 9. Demanda de energía del sector residencial rural en el periodo 2010 – 2040

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Otros

Acondicionamiento de espacios

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Figura 10. Emisiones de CO2 del sector residencial rural en el periodo 2010 – 2040

2.4.2. Opciones de mitigación de emisiones Las medidas de mitigación sugeridas por los expertos para el contexto nacional se presentan a continuación, clasificadas en cuatro categorías: 1) Eficiencia energética: precalentamiento de agua con energía solar, uso de electrodomésticos y gasodomésticos más eficientes y cultivos energéticos (biomasa renovable) en el sector rural; 2) Sustitución de energéticos: uso de pellets de biomasa para calefacción; 3) Introducción de nuevas tecnologías: iluminación, refrigeración y potabilización de agua con energía solar, refrigeración por adsorción e implementación de generación distribuida y redes inteligentes; y 4) Cambio en los hábitos de consumo: implementación de tarifas dinámicas de electricidad. De estas medidas se analizaron en términos de costo efectividad aquellas para las cuales se contaba con información confiable y accesible. Las medidas analizadas se presentan a continuación. En el Anexo 21 se presenta información adicional sobre los supuestos y parámetros de evaluación de las mismas. Sustitución de bombillos incandescentes. Se propone reemplazar los bombillos incandescentes utilizados en las viviendas urbanas por bombillos más eficientes (v.g., lámparas fluorescentes compactas). De acuerdo con los estudios de caracterización del sector residencial realizados por la UPME, el 22% de los bombillos utilizados en las viviendas son incandescentes. Reemplazo y chatarrización de neveras. Esta medida consiste en sustituir por neveras nuevas las que tienen una edad superior a 6 años. La medida considera la chatarrización de los equipos que sean reemplazados. De acuerdo con los estudios de caracterización del sector residencial (Corpoema & UPME, 2012), existen alrededor de 10 millones de neveras en el sector residencial urbano. De éstas, 7.5% tienen edad superior a 10 años; 14% tienen entre 6 y 10 años y 52% tienen entre 2 y 5 años de uso. Mejora en eficiencia de estufas a gas natural. De acuerdo con la información de referencia de la UPME, la eficiencia promedio de las estufa de gas natural en las viviendas es del 40%. Con esta medida se busca

5.0

5.5

6.0

6.5

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2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

Emis

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2 (m

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año)

31

reemplazar todas las estufas que utilizan gas natural por equipos nuevos de mayor eficiencia (que alcanzan un valor de 60%). Mejora en eficiencia de aires acondicionados. Consiste en sustituir los equipos de aire acondicionado con eficiencia inferior al 70% por equipos nuevos con eficiencia del 90%. La medida se evaluó para las viviendas urbanas ubicadas en zonas cálidas y templadas. Precalentamiento de agua con energía solar. Esta medida propone utilizar calentadores solares como complemento a los calentadores de agua tradicionales de gas o eléctricos. Se propone implementar en el 8% de las viviendas urbanas que se ubican en zonas de clima frío. 2.4.3. Análisis de costo efectividad y curva de abatimiento En la Tabla 6 se presentan los principales resultados del análisis de costo efectividad de las medidas. En el Anexo 22 se presentan resultados adicionales, incluyendo los de los análisis de sensibilidad sobre factores como el precio de la energía, patrones de uso de los equipos, precios de los equipos y variaciones en la temperatura ambiental. Tabla 6. Análisis de costo efectividad

Todos los valores se presentan aproximados por manejo de cifras significativas. En la Figura 11 se presenta la curva de costos de abatimiento para el sector residencial. La aplicación de las cinco medidas de mitigación mencionadas permite una reducción de 38 millones de toneladas de CO2 acumuladas durante el periodo 2010-2040. Esta reducción representa el 11% de las emisiones del sector residencial urbano y 7% de las emisiones del sector total (residencial y rural) en el escenario de referencia (Figura 12).

4 Los costos presentados en esta tabla corresponden al uso de la tarifa plena o costo unitario de la electricidad (0.175 USD/kWh). 5 El potencial de reducción que se presenta corresponde a emisiones de CO2 únicamente. Al tener en cuenta la reducción de emisiones por los sustitutos de sustancias agotadoras de la capa de ozono (SAOs), el potencial de reducción es de 4.7 millones de toneladas de CO2 hasta el 2040.

Medida de mitigación Reducción CO2 (millones toneladas)

Costo efectividad4 (USD/t CO2)

Costo total (millones USD)

Sustitución de bombillos incandescentes 4.5 -177 -795

Mejora en eficiencia de aires acondicionados 2.8 -92 -263

Remplazo y chatarrización de neveras5 2.6 -50 -129

Mejora en eficiencia de estufas a gas natural 24 -20 -485

Precalentamiento de agua con energía solar 4.3 10 44

32

Figura 11. Curva de costo marginal de abatimiento del sector residencial urbano

-200

-180

-160

-140

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-20

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20

0 10 20 30 40

Cos

to m

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USD

/tCO

2)

Potencial de reducción (millones toneladas CO2)

Sust

ituci

ón d

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Ree

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ergí

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Mej

ora

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equi

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cond

icio

nado

33

Figura 12. Emisiones de CO2 en el escenario de mitigación

2

4

6

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2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040

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año)

Referencia Mitigación

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2.5. Conclusiones Las emisiones del sector residencial crecen a una tasa anual equivalente del 3.3% entre el 2010 y el 2040, alcanzando cerca de 17 millones de toneladas de CO2 al final del periodo de análisis. Todas las opciones de mitigación analizadas, excepto la asociada con precalentamiento con energía solar, representan ahorros respecto al escenario de línea base. Las medidas de eficiencia energética en el sector residencial generan cobeneficios económicos por ahorros a los usuarios y adicionalmente por reducir los costos de los subsidios del consumo de subsistencia de electricidad. La implementación de las cinco medidas que conforman la MACC del sector permite reducir 38 millones de toneladas de CO2, equivalente al 7% de las emisiones acumuladas en el escenario de referencia entre el año 2010 y el 2040.

35

2.6. Recomendaciones Durante el desarrollo del estudio se evidenciaron vacíos de información en la caracterización del uso de la energía en las viviendas, en particular en el subsector residencial rural. En la medida en que se cuente con mejor información se podrán complementar los análisis para este sector. El análisis presentado en este informe se enfocó en la demanda de energía en las viviendas. Éste se debe complementar con el de medidas pasivas de mitigación de emisiones, enfocadas en el diseño adecuado de las viviendas nuevas y en el mejoramiento de las viviendas existentes. Estudios realizados a nivel local demuestran que un buen diseño de las viviendas permite lograr condiciones de confort (iluminación y temperatura) con un menor consumo de energía (Uniandes & CCCS, 2012). Se resalta la importancia del análisis que considera la interacción del sector residencial con otros sectores, por ejemplo en lo relacionado con la producción de aguas residuales y generación de residuos sólidos, transporte urbano e industria (demanda de materiales de construcción). Dichos análisis deben ir avanzando hacia una visión integral, con el fin de proponer medidas de mitigación de emisiones efectivas y evitar aquellas que puedan generar un desplazamiento de emisiones entre los diferentes sectores.

36

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