ESTUDIO DEL MERCADO DE
METANO EN LAS MINAS DE
CARBON DE COLOMBIA
&EPA
United States
Environmental Protection
Agency
US,
Coslbed Methane
W
ijiheath PRQQiau
A
Global
Methane Initiative
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MARZO 2019
EPA Publication No: 430R19002
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TABLA DE CONTENIDOS
1.0 Resumen ejecutivo 4
1.1 Introduccion 4
1.2 Uso de energfa de Colombia 4
1.2.1 Carbon 4
1.2.2 Electricidad 4
1.2.3 Gas natural 5
1.3 Minas de carbon y recursos de metano de capas de carbon y emisiones de metano 6
2.0 Mercado del carbon 9
2.1 Descripcion general 9
2.2 Produccion de carbon 9
2.2.1 Distribucion geografica 9
2.2.2 Tipo y calidad del carbon 11
2.2.3 Propiedad de la companfa de carbon 11
2.2.4 Tendencias de la produccion de carbon 12
2.3 Oferta y demanda 13
2.4 Importaciones y Exportaciones 13
2.5 Regulaciones del mercado del carbon 15
2.5.1 Agencias reguladoras 16
2.5.2 Reglamentos vigentes 16
2.6 Precios del mercado en Colombia 17
3.0 Mercado Electrico 17
3.1 Descripcion general 17
3.2 Organizacion del sector electrico 18
3.3 Generacion 19
3.3.1 Generacion Mix 19
3.3.2 Demanda de generacion y proyecciones 20
3.3.3 Precios del mercado electrico 21
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3.4 Integracion a la red 22
3.5 Potencial de energfa renovable 23
4.0 Mercado del gas natural 23
4.1 Description general 23
4.2. Tendencias recientes en el mercado de gas natural de Colombia 24
4.3 Suministro de gas natural 25
4.3.1 Produccion domestica convencional de gas natural 25
4.3.2 Infraestructura Midstream 28
4.3.3 Gas Natural Licuado (GNL) 30
4.3.4 Gas de esquisto no convencional 30
4.4 Estructura de la industria del gas natural en Colombia 31
4.5 Polfticas y precios del mercado del gas natural 31
4.5.1 Polftica y reformas 31
4.5.2 Inversion Extranjera Directa (IED) 32
4.5.3 Precios del mercado del gas natural 33
5.0 Mercado de metano de mina de carbon (CMM) 33
5.1 Descripcion general 33
5.2 Proyectos actuales de CMM y CBM y emisiones de metano de minas de carbon 35
5.3 Ambiente regulatorio y legislativo 37
5.4 Desaffos para los proyectos de MMC 38
5.5 Beneficios de implementar proyectos CMM y CBM en Colombia 38 38
6.0 Referencias 38
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1.0 Resumen Ejecutivo
1.1 Introduccion.
Este documento sirve para proporcionar una vision general de los mercados
energeticos de Colombia y, especfficamente, para identificar oportunidades para la
utilizacion de metano en las minas de carbon (CMM) y proyectos de reduccion de emisiones
en Colombia. Este informe esta financiado por la Agenda de Proteccion Ambiental de los
Estados Unidos (USEPA) en apoyo de la Iniciativa Global de Metano (GMI). Se puede
encontrar mas informacion sobre el GMI en: www.globalmethane.org. Este informe resume
los mercados para el carbon, la electricidad, el gas natural y el metano de las minas de
carbon, segun los datos disponibles publicamente.
1.2 Uso de Energia en Colombia
1.2.1 Carbon
En 2017, Colombia fue el duodecimo productor mundial de carbon, con las reservas
probadas de carbon mas grandes de Sudamerica (BP, 2017). Tres companfas representan
el 82 por ciento de la produccion total de carbon de Colombia (ANM, 2018). Los
departamentos del norte de Guajira y Cesar son el hogar de los depositos de carbon mas
grandes de Colombia, pero ademas de Guajira y Cesar, hay una cantidad de areas de
produccion de carbon mas pequenas dispersas por todo el interior central de Colombia. De
las 13 minas de carbon mas grandes de Colombia, 11 son minas a cielo abierto (GMI, 2015).
Debido a la enorme capacidad de generacion hidroelectrica de Colombia, la
produccion de carbon de Colombia supera constantemente su consumo. En 2015,
Colombia consumio solo 10 Mt de los 85 Mt de carbon que produjo (BP, 2016.1). Los 75 Mt
restantes se exportaron, lo que convirtio a Colombia en el quinto mayor exportador de
carbon del mundo (EIA, 2016).
El Ministerio de Minas y Energia (MinMinas), la autoridad nacional de mineria
original de Colombia, se amplio en 2010 para trabajar con la recien formada Agenda
Nacional de Mineria (ANM) (Latin Lawyer, 2016; Norton Rose Fullbright, 2011).
1.2.2 Electricidad
A pesar de ser rico en recursos de hidrocarburos, Colombia suministra cerca del 70 por
ciento de sus requerimientos de energia total a traves de instalaciones hidroelectricas
(ProColombia, 2015). Del 30 por ciento restante, Colombia genera el 10 por ciento y el 7
por ciento de su demanda de electricidad a partir de gas natural y carbon termico,
respectivamente (ProColombia, 2015). La mayoria de la generacion electrica de Colombia,
tanto de las instalaciones hidroelectricas como termicas, proviene de los departamentos del
norte y centro de la nacion. Cinco empresas satisfacen el 86 por ciento de la demanda
electrica de Colombia (XM, 2015). La planta de Emgesa en Guavio es la planta
hidroelectrica mas grande de Colombia, con una capacidad efectiva de 1,250 MW (XN,
2018). La planta de carbon termico mas grande de Colombia, una instalacion de GECELCA,
cuenta con una capacidad de generacion de 273 MW (XN, 2018).
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La mayoria de la poblacion de Colombia reside en menos de la mitad de la superficie
terrestre del pais. Las regiones mas pobladas de Colombia estan en su mayoria dentro de
los departamentos del norte y central, y son atendidos por el Sistema Interconectado
Nacional (NIS). Las partes restantes de Colombia se clasifican como zonas no
interconectadas (ZNI). Las areas en el NIS tienen acceso a la electricidad, mientras que las
areas ZNI usan combustible diesel como su fuente principal de energfa. Sin embargo, se
espera que las areas de ZNI se reduzcan en los proximos anos, ya que el gobierno
colombiano ha establecido un fondo de inversion destinado a modernizar y mejorar la
infraestructura energetica de ZNI. Para seguir el ritmo de la creciente demanda nacional de
energfa, el gobierno colombiano planea expandir y mejorar su infraestructura de red
electrica actual.
En 2017, la demanda total de energfa de Colombia crecio un 1,3 por ciento. El
subsidiaria de MinMinas, la Unidad de Planificacion de Minerfa y Energfa (UPME) espera
que esta tendencia continue al alza, con proyecciones de demanda de energfa en
Colombia, que crecen en un promedio anual de 3.4 por ciento hasta 2027 (MaRS, 2015).
El crecimiento economico colombiano y la expansion urbana continuaran apoyando el
crecimiento de la demanda de energfa de la nacion hasta el primer cuarto del siglo XXI.
Este aumento en la demanda deberfa ayudar a bajar los precios de la electricidad
residencial que se encuentran entre los mas altos de America Latina. Una explication para
los altos precios de la electricidad residencial en Colombia es que estan inflados por las
tarifas de electricidad (MaRS, 2015). Los altos precios de la nacion, sin embargo, estan
mitigados por un sistema de rango de ingresos que subsidia los costos de electricidad;
Tambien se utiliza un sistema de subsidio similar en el sector del gas natural de Colombia.
El clima y la geograffa de Colombia ofrecen un enorme potencial para proyectos de
energfa renovable, excluyendo la energfa hidroelectrica, pero Colombia solo genera el 3
por ciento de su combination total de energfa a traves de tecnologfas renovables (MaRS,
2015). Por lo tanto, una pregunta para el futuro de Colombia es si las nuevas inversiones
fluiran hacia proyectos renovables o continuaran fluyendo hacia las tecnologfas existentes.
1.2.3 Gas Natural
Colombia cuenta con la sexta mayor reserva probada de gas natural en America del
Sur (BP, 2016). La mayorfa de estas reservas de gas natural estan ubicadas en dos
cuencas, Guajira y Llanos. La cuenca de Guajira, ubicada en el norte de la costa y justo
frente a la costa de Colombia, posee 1,02 Tcf de reservas probadas, e historicamente ha
representado la mayor parte de la produccion de gas natural de Colombia (ARI COGSM).
La Cuenca de los Llanos, que posee 3.9 Tcf de reservas probadas, produjo 199 Bcf en 2014
(ARI COGSM). Sin embargo, la produccion de la Cuenca de Guajira comenzo a disminuir
en 2017, mientras que se espera que la produccion de la Cuenca de los Llanos aumente y
compense estas disminuciones.
La infraestructura de distribution de electricidad es un problema mucho mayor para
Colombia que la infraestructura de generacion. La densa jungla y la topograffa montanosa
de Colombia dificultan el transporte. No obstante, Colombia cuenta con 4.991 km de
tuberfas de gas natural, y varias empresas se comprometen a invertir en proyectos futuros
(CIA, 2013). Las mejoras en la infraestructura de gas natural de Colombia, son cruciales
para satisfacer la creciente demanda de combustible.
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Ademas de la production de gas natural conventional, Colombia potencialmente
posee rocas de origen de esquisto de clase mundial. ExxonMobil, ConocoPhillips y Royal
Dutch Shell son todos bloques de arrendamiento en el Valle del Magdalena Medio de
Colombia (MMV). Sin embargo, el gobierno colombiano ha establecido recientemente un
marco regulatorio para la exploration de gas no conventional, por lo que no se han
perforado pozos hasta la fecha. ConocoPhillips fue la primera companfa en recibir una
licencia ambiental para perforar un pozo en 2019. Este primer pozo sera utilizado por el
gobierno colombiano para probar el marco regulatorio (incluido el marco ambiental) y afinar
las regulaciones, antes de emitir mas licencias. Para explorar el gas no conventional.
En la actualidad, casi la mitad de la production de gas natural de Colombia se
reinyecta en campos petroleros en proceso de maduracion para mejorar la recuperation de
petroleo (EOR) (EIA, 2016). El segundo mayor uso de gas natural en Colombia es el
gasoducto. Colombia tambien utiliza gas natural para generar electricidad, como
combustible industrial y como combustible automotriz. La flota de vehfculos a gas natural
de Colombia ya es la septima mas grande del mundo, y se espera que esta cifra crezca
(AAPG, 2016). A medida que la economfa de Colombia continua expandiendose, la
production de gas natural debe ser suficiente para satisfacer las necesidades de EOR,
industriales y residenciales de la nation. La demanda colombiana de gas natural, por lo
tanto, deberia seguir aumentando, ya que la demanda national de gas ha aumentado en
un 60 por ciento en la ultima decada (EIA, 2016).
El gobierno colombiano ha apoyado a la industria de los combustibles fosiles desde
el initio de la Agencia National de Hidrocarburos (ANH) en 2003. En 2011, el gobierno
colombiano publico un decreto que describe planes para aumentar la production de gas
natural, espetificamente el gas natural no conventional procedente de formaciones de
esquisto de gas y carbon. Minas (EIA, 2016).
1.3 Minas de Carbon y Recursos de Metano de Capas de Carbon (CMM Y CBM) y
Emisiones de Metano.
Se cree que los 6.746 Mt de reservas probadas de carbon de Colombia contienen
volumenes significativos de potential de utilization de la mina de carbon y el metano de la
capa de carbon (CBM y CMM). La ANH estima que sus reservas de CMM / CBM se
encuentran entre 11 y 35 Tcf, en comparacion con sus 4.8 Tcf de reservas probadas de gas
natural (ANH, 2011; BP, 2016).
Con la mayor parte de la production de carbon de Colombia proveniente de los
departamentos del norte de Guajira y Cesar, la mayoria de los esfuerzos de CMM / CBM
de la nation tambien se han enfocado en esta region. A pesar de las grandes reservas
probadas de carbon de la nation, solo se ha realizado una cantidad limitada de trabajo para
evaluar el potential de desarrollo de CMM / CBM. En 2015, la Agencia de Comercio y
Desarrollo de los Estados Unidos (USTDA) otorgo a la Generadora y Comercializadora de
Energfa del Caribe S.A. (GECELCA) una donation para financiar un proyecto de factibilidad
CMM / CBM en el area de Cordoba (USTDA, 2015). Ademas, en 2017, se realizo un estudio
de pre factibilidad para evaluar las oportunidades economicas de la implementation de un
proyecto CMM / CBM en la mina San Joaquin en el Departamento de Antioquia (EPA,
2017). Fuera de estos estudios publicados, Drummond ha perforado varios pozos de
prueba, pero no ha publicado los datos.
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Las leyes colombianas facultan a la Agenda Nacional de Hidrocarburos (ANH), un
organismo administrative dependiente del Ministerio de Minas y Energfa (MinMinas), para
otorgar areas de exploracion y produccion de hidrocarburos, incluida la CBM. La Agenda
Nacional de Minerfa (ANM), otro organismo administrativo de MinMinas, se encarga de
administrar los recursos minerales de Colombia. En 2010, Colombia publico su Plan
Nacional de Desarrollo (PND) 2010-2014. En el, el gobierno identified al sector minero como
una industria crftica para el crecimiento economico, mencionando especfficamente los
proyectos CMM / CBM como una Area de expansion (MinMinas, 2010). Como resultado del
PND 2010-2014, el gobierno colombiano publico un decreto de 2011 que describe su plan
para aumentar la produccion de gas natural, particularmente de las minas de carbon
gaseoso (EIA, 2016). Ademas, ese mismo decreto establece una reduccion del 40 por
ciento en las regalias gubernamentales aplicables a los hidrocarburos no convencionales,
que incluye CBM (GMI, 2017). Sin embargo, a pesar de estos diversos decretos y planes,
no se han implementado proyectos CMM y solo se han realizado pruebas en pozos para
CBM.
La utilizacion de CMM en Colombia podrfa ofrecer una serie de beneficios, entre los
que se incluyen la generacion de energfa en el sitio, mejores condiciones de seguridad en
la mina y la captura de ingresos adicionales. La mayorfa de los proyectos de CMM en todo
el mundo actualmente utilizan el gas producido para generar energfa en el sitio de la mina.
Muchos de estos proyectos suministran electricidad a las operaciones de la mina para
reducir los costos operativos al reducir las compras de energfa de la red. Hay una serie de
ventajas en el desarrollo de proyectos de energfa CMM en el sitio, incluidos los costos de
capital relativamente bajos para comprar los generadores de gas, la capacidad de utilizar
CMM hasta concentraciones del 30 por ciento de metano (CH4), la flexibilidad para construir
el proyecto en modulos y la opcion de mover la planta de energfa a otras partes de la mina
u otros sitios de la mina si el suministro de gas disminuye hasta el punto de que no puede
soportar las operaciones de la planta de energfa. Una revision del sector electrico de
Colombia revela una serie de factores que sugieren que existe un mercado potencialmente
solido para los proyectos de energfa CMM. Estos factores son:
1) Altos precios de la electricidad: Colombia tiene algunas de las tarifas de
electricidad mas altas para clientes residenciales e industriales en America del
Sur, debido a su infraestructura de distribucion poco confiable. La capacidad de
las minas para generar energfa en el sitio utilizando CMM proporcionara un
menor costo y un suministro de electricidad mas estable para las minas.
2) Confiabilidad de la hidroelectricidad: la energfa hidroelectrica representa
actualmente alrededor del 70 por ciento de la capacidad de generacion electrica
del pais. Sin embargo, la energfa hidroelectrica puede verse afectada
adversamente por los eventos relacionados con El Nino / La Nina, como se ha
experimentado en los ultimos anos. Los proyectos de energfa CMM ayudarfan a
proporcionar una fuente de electricidad mas segura para las minas.
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3) Aumento de la demanda natural junto con la disminucion de la produccion
de gas: En la ultima decada, la demanda de gas natural en Colombia ha
aumentado un 60%, convirtiendo a Colombia de un exportador neto de gas
natural en un importador neto. Exacerbando el desequilibrio entre la oferta y la
demanda es el hecho de que la produccion de gas en el pais ha cafdo alrededor
del 10 por ciento en los ultimos 5 anos. Por lo tanto, es probable que cualquier
CMM producido sea facilmente absorbido por el mercado, siempre que haya
medios adecuados para transportar el gas a los clientes.
4) Aumento de la produccion de carbon: se espera que el carbon continue
impulsando el crecimiento economico colombiano, y se estima que la produccion
de carbon crecera un 20% para 2020 (World Coal, 2016). En concierto con el
aumento en la produccion de carbon, tambien habra un aumento en las
emisiones CMM de Colombia, a medida que las minas existentes se profundicen
y se abran otras nuevas. Este aumento de las emisiones de CMM deberia
presentar buenas oportunidades para los proyectos de utilizacion de CMM.
5) La firma de Colombia del Acuerdo de Paris: Colombia es signataria del
Acuerdo de Paris y se ha comprometido a reducir sus emisiones de gases de
efecto invernadero (GEI) en un 20 por ciento para 2030. La implementacion de
proyectos de MMC seria util para que la nacion pueda cumplir con este objetivo.
Objetivo, especialmente si la produccion de carbon aumenta segun lo previsto.
Si bien hay una serie de factores que promueven y apoyan el desarrollo de proyectos
de MMC en Colombia, tambien existen varios desaffos que enfrentan en su
implementacion, que incluyen:
1) Trece de las quince minas de carbon mas grandes de Colombia son minas
de superficie: como resultado, el potencial de utilizacion de CMM / CBM en
estas minas se limita al drenaje previo a la mina.
2) Caracterizacion inadecuada de las propiedades del yacimiento CMM: Se ha
realizado un trabajo limitado en el pais para evaluar las propiedades clave del
yacimiento que rigen el flujo de metano a traves de las vetas de carbon (por
ejemplo, contenido de gas, permeabilidad, saturation de gas, etc.), lo que
dificulta su precision. Determinar las reservas y la economfa del proyecto.
3) Recursos tecnicos y financieros limitados: la mayorfa de las minas
subterraneas en Colombia son pequenas y operadas por companfas con
capacidad tecnica y financiera limitada para implementar un proyecto de MMC.
4) Acceso limitado a los proveedores de servicios: la mayorfa de los proyectos
de CMM requieren algun tipo de perforation, ya sea pozos perforados desde la
superficie para pozos de pre-drenaje y / o pozos o de medicion horizontal /
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transversal en mina. Si bien las companfas que operan en Colombia tienen
algunos equipos de perforacion que podrfan perforar pozos de superficie,
actualmente no hay empresas de perforacion que puedan proporcionar servicios
de perforacion en la mina.
De 2000 a 2015, las emisiones de metano CMM en Colombia aumentaron de 231
Mm3 a 651 Mm3 (GMI, 2015). Si Colombia es capaz de implementar economicamente
proyectos de utilizacion de CMM, el impacto en las emisiones podrfa ser sustancial. El
estudio de pre factibilidad de 2017 en la mina San Joaquin en Antioquia estima que el
proyecto podrfa resultar en una reduccion neta de emisiones de 610,000 Mt C02e (EPA,
2017). El estudio de viabilidad de Cordoba estima el potencial de reduccion de emisiones
de C02e de 35 MMt si se implementara el proyecto (GECELCA, 2017). Estos proyectos
contribuirfan a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero de Colombia que llevan
a su compromiso 2030. Ademas, la desgasificacion de la mina de carbon relacionada con
la utilizacion de CMM aumentarfa las condiciones de seguridad para los mineros de carbon
colombianos. Finalmente, se espera que la demanda de gas natural colombiano aumente
de 450 Bcf / ano en 2015, a 500 Bcf / ano en 2020 (ARI COGSM). La utilizacion de CMM /
CBM podrfa ayudar a satisfacer esta mayor demanda de gas.
2.0 Mercado del Carbon.
2.1 Resumen.
En 2015, las 6,746 Mt de reservas probadas de carbon de Colombia fueron las mas
grandes de Sudamerica (BP, 2016.1). En ese mismo ano, Colombia produjo 85 Mt de
carbon, lo que lo convirtio en el mayor productor de la region (BP, 2016.1). La mayor parte
de la produccion de carbon de Colombia proviene de los departamentos del norte de Guajira
y Cesar. Estos dos departamentos representan mas del 90 por ciento de la produccion total
de carbon de Colombia (GMI, 2015; Cerrejon, 2013; Mina Atlas, 2016). Guajira es el hogar
de El Cerrejon, la mina de carbon mas prolffica de Colombia. La mina Cerrejon Zona Norte
es la mina de carbon a cielo abierto mas grande del mundo, que produjo 33 Mt en 2014
(Bloomberg, 2015). Los mayores productores de carbon de Colombia son Cerrejon Coal
Company, Drummond International y una sociedad entre Glencore y Prodeco.
2.2 Produccion de Carbon
2.2.1 Distribucion Geografica
La produccion de carbon de Colombia proviene en gran parte de los departamentos
del norte de Guajira y Cesar (Figura 1) (GMI, 2015). Sin embargo, tambien hay areas de
produccion de carbon pequenas y medianas en Norte de Santander, Santander, Antioquia,
Cundinamarca, Boyaca, Valle de Cauca, Cauca, Borde Llanero y Llanura Amazonica (GMI,
2015). La mayor parte de la infraestructura de exportation de carbon de Colombia esta
ubicada en la costa del Caribe (EIA, 2016).
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Aniioquia
Casanare
Vichada
Guainia
Guaviare
Vaupes
Caquela
Amazonas
0 90 180 360
1 I I I I I I I I M'llas
112.5 225 450
Kllometros
Indice
Campos de carbon
. j Departamentos (Limite administrative))
1:10,000.000
Figura 1: Figura que muestra las ubicaciones de las cuencas de carbon, subcuencas y h'mites
de los departamentos colombianos (Figura adaptada de USGS, 2006).
El Cerrejon abarca aproximadamente 69,000 hectareas y esta ubicado en La
Guajira. El Cerrejon se divide en zonas norte, centra y sur. La zona norte es la mas grande
de las tres y alberga la mina Cerrejon Zona Norte, la mina de carbon a cielo abierto mas
grande del mundo (USGS, 2006). En 2017, El Cerrejon produjo 32.1 Mt de carbon y posee
4.874 Mt de reservas (ANM, 2018). El Cerrejon represento el 43 por ciento de los ingresos
por exportaciones de Colombia en 2013, asi como el 3.8 por ciento de la produccion mundial
de carbon en 2013.
El Cesar es el segundo departamento importante de produccion de carbon en
Colombia. Dentro de El Cesar hay dos minas principales: La Loma y La Jagua. En 2017, La
Loma produjo 13.61 Mt de carbon y sostuvo 484 Mt de reservas (ANM, 2018). En 2017, La
Jagua produjo 4.7 Mt de carbon y mantuvo 260 Mt de reservas (ANM, 2018).
Mas informacion sobre estas minas se proporciona en el Apendice A.
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2.2.2 Tipo y Calidad del Carbon.
Las reservas probadas de carbon de Colombia consisten principalmente en carbon
bituminoso de alta calidad y una pequena cantidad de carbon metalurgico (Tabla 1) (GMI,
2015). Ademas, las reservas de carbon bituminoso de alta calidad de Colombia son las mas
grandes de America Latina (GMI, 2015). El carbon de las minas El Cerrejon y La Loma tiene
un contenido de azufre inferior al 1 por ciento y un contenido de ceniza entre el 7,5 y el 7,7
por ciento (Jahnig, 2007). Debido a su caracter de combustion relativamente limpia, el
carbon de Colombia tiene una gran demanda y se utiliza casi en su totalidad para la
exportacion.
Region
Carbon
extraible
(Gmt)
Antracita
Bitum de
baja
Volatilidad
Bitum
medio
volatil
Bitum
Bitum
altamente
volatil B
Bitum
altamente
volatil C
Sub-
Bitum
A
Sub-
Bitum
B
Sub-
Bitum
C
Lignito
volatil A
Cesar
6.6
Y
Y
Guajira
4.5
~
~
~
Boyaca
1.7
Y
Y
Y
Cundinamarca
1.5
Y
Y
Y
Y
~
~
~
~
Valle del Santander
0.2
~
Y
Norte de Santander
0.8
Y
Y
Y
Y
Cordoba
0.7
~
Y
~
~
~
Antioquia
0.5
Y
Y
Santander
0.8
~
Y
Y
Y
Y
~
~
~
~
Potential total de
recuperation
17.3
Tabla 1: Reservas y Calidad Minera de Colombia por Region (adaptado de ANH, 2011).
2.2.3 Propiedad de la Compania de Carbon.
Tres companfas representan el 82 por ciento de la produccion de carbon de
Colombia (Tabla 2) (World Coal, 2017). Cerrejon Coal Company, un consorcio compuesto
por Anglo-American, BHP Billiton y Xstrata, es el mayor productor de carbon de Colombia
y opera las minas, el ferrocarril y el terminal (puerto) asociada de exportacion de la costa
del Caribe de El Cerrejon (GMI, 2015; EIA, 2016). Drummond International, una asociacion
entre Drummond Company, con sede en los Estados Unidos, y Itochu Corporation, de
Japon, es el segundo mayor productor de carbon de Colombia. Drummond International
controla la mina La Loma y su infraestructura mina-ferrocarril-puerto. El tercer mayor
productor de carbon de Colombia, es una asociacion entre Glencore y Prodeco, mantiene
la mina La Jagua. La produccion de carbon restante se divide entre las empresas privadas
mas pequenas.
.2.4 Tendencias de la Produccion de Carbon.
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Se espera que el carbon continue impulsando el crecimiento en la industria minera
de Colombia. La produccion anual de carbon de 2010-2015 aumento un 15 por ciento de
75 Mt a 85 Mt, y para 2020 se proyecta que la produccion alcance 105 Mt (Figura 2) (BP,
2016; World Coal, 2016). Si bien la produccion de carbon seguira estando
predominantemente dominada por Cerrejon Coal Company, Drummond International y
Prodeco, la nueva adquisicion de Murray Energy Corporation en La Francia, El Hatillo y las
minas sin desarrollar tambien contribuiran al crecimiento de la produccion (World Coal,
2016).
Ademas, el carbon colombiano es altamente competitivo con el carbon de los EE.
UU. Con generadores electricos a lo largo del Golfo de Mexico y la costa del Atlantico sur,
y seguira teniendo una gran demanda (EIA, 2016.1). Los precios del carbon se han
recuperado ligeramente de sus mfnimos a principios de 2016, y con cada incremento de
precio, se produce una mayor produccion en Ifnea. La produccion de carbon de Colombia
probablemente continuara creciendo en un futuro cercano, ya que los bajos costos
operativos y la demanda resistente respaldan la rentabilidad.
Tabla 2: Tabla que muestra las minas de carbon de Colombia y sus respectivos propietarios,
produccion y reservas (ANM, 2018; GMI, 2015; Cerrejon, 2013; Mining Atlas, 2016).
Mina
Tipo
Lugar
Propietario
Produccion
(Mt Por
ano)
Reservas
(Mt)
Cerrejon
Zona Norte
Superficie
La
Guajira
Cerrejon
Coal
Company
17.0
4,874 (2013)
Cerrejon
Zona Norte
Patilla
Superficie
La
Guajira
Cerrejon
Coal
Company
3.8
-
Cerrejon
Oreganal
Superficie
La
Guajira
Cerrejon
Coal
Company
6.1
-
Cerrejon
Comunidad
Superficie
La
Guajira
Cerrejon
Coal
Company
5.2
-
La Loma
Superficie
Cesar
Drummond
13.6
485
El
Descanso
Superficie
Cesar
Drummond
18.8
960
El Hatillo
Superficie
Cesar
Murray
Energy
Corporacion
0.63
500
Calenturitas
Superficie
Cesar
Glencore/
Prodeco
9.8
-
La Jagua
Superficie
Cesar
Glencore/
Prodeco
4.7
260
La Francia
Superficie
Cesar
Murray
Energy
Corporacion
3.0
-
Others
N/A
N/A
N/A
7.9
-
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Crecimiento Historico y Proyectado de la Produccion del
Carbon en Colombia
o
<=
<
•-
©
a
VI
•a
a
0
1
Figura 2: Grafico que muestra la produccion de carbon historica y proyectada de Colombia. Colombia
produjo 86 Mt de carbon en 2015, y se proyecta que produzca 105 Mt en 2020 (BP, 2016; World Coal,
2016).
2.3 Oferta y Demanda.
Como se muestra en la Figura 3, Colombia siempre tiene un exceso de suministro
de carbon; en 2014, solo 8 Mt de 88 Mt de carbon se consumieron en el pais (EIA, 2016).
Colombia puede experimentar un aumento en la demanda de carbon en un futuro cercano,
ya que las condiciones de El Nino disminuyen la confiabilidad de las infraestructuras
hidroelectricas, pero el sustituto es el gas natural. Sin embargo, la demanda internacional
de carbon colombiano es muy fuerte debido a su alta calidad y bajo contenido de azufre.
Por lo tanto, la produccion de carbon Colombiano continuara superando la demanda interna
para satisfacer la demanda internacional de carbon colombiano que es rentable y de alta
calidad.
2.4 Importaciones y Exportaciones.
Las exportaciones netas de Colombia en 2015 totalizaron 80 Mt, lo que lo convierte
en el quinto exportador de carbon en el mundo detras de Indonesia, Australia, Rusia y los
Estados Unidos (EIA, 2016). Quedan, sin embargo, importantes oportunidades para que
Colombia aumente sus exportaciones de carbon. Europa ha sido historicamente el destino
mas grande para el carbon colombiano, pero las importaciones de carbon colombiano en
los Estados Unidos crecieron un 8 por ciento entre 2014 y 2015 (Figura 4) (EIA, 2016.1).
120
100
80
60
40
20
0
2000
2005
2010
2015
2020
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
100
« 80
•—
a
VI
4>
C
c
©
c
©
60
40
20
Produccion y Consumo Historico del Carbon en Colombia
-Consumo
--Produccion
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
Figura 3: Figura que muestra la produccion y el consumo historico de carbon colombiano. Se supone
que la diferencia entre produccion y consumo representa las exportaciones netas de Colombia (EIA,
2016).
24%
Exportacion de Carbon en Colombia
l Europe
10%
50%
Latin America and
the Caribbean
United States
I Other
16%
Figura 4: figura que muestra los destinos de exportacion de carbon de Colombia. Europa es
actualmente el mayor destino de exportacion de carbon de Colombia (EIA, 2016).
Ademas, en 2015, las exportaciones de carbon de Colombia a Turqufa y los Pafses
Bajos aumentaron un 24 por ciento y un 11 por ciento, respectivamente (World Coal, 2016).
Colombia tambien ha comenzado a aumentar los envfos de exportacion al Pacffico. A
principios de 2016, la empresa de servicios West Power Utility (EWP) ordeno cerca de
670,000 toneladas de carbon colombiano (Reuters, 2016). La expansion del Canal de
Panama, que esta a punto de completarse, impulsara aun mas el acceso del carbon
colombiano a Asia (Reuters, 2016). Las grandes reservas, los costos de operacion
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
competitivos y los bajos costos de transporte significan que, a pesar de un entorno de
precios debiiitado, la demanda de carbon colombiano puede mantenerse estable.
2.5 Regulaciones de! Mercado del Carbon
2.5.1 Agencias Reguladoras.
Debido a la importancia economica de la industria minera, las politicas y
regulaciones de Colombia tienden a ser favorables hacia la industria minera. Las empresas
privadas poseen y operan todas las minas de carbon individuals de Colombia. El
Ministerio de Minas y Energia (MinMinas) es la autoridad minera nacional original de
Colombia con capacidad para regular las actividades mineras de acuerdo con las leyes del
Congreso (Latin Lawyer, 2016). En 2010, se creo la Agenda Nacional de Mineria (ANM),
para trabajar en coordinacion con el Ministerio de Minas y Energia para administrar mejor
los recursos minerales de Colombia, otorgar nuevos titulos mineros y ayudar al sector
privado con las relaciones publicas (Latin Lawyer, 2016; Norton Rose Fulbright, 2011). La
Figura 5 ilustra la relacion entre los organismos reguladores relevantes de Colombia.
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA
(MINISTRY OF MINES &ENERGY)
MINMINAS
Este ministerio es una oficina ejecutiva de nive! superior, cuya responsabilidad es
administrar los recursos naturales no renovables del pal's, brindar orientation sobre
su uso, regulation, suministro, protecci6n y conservacion del medio ambiente para
un desarrollo sostenible.
Unidad de Planeacion Minero
Energetics
(Mining &Energy Planning Division)
jupme
Planificadon integral para el desarroflo y
aprovechamiento de los recursos energeticos, a traves
de estudios, analisis y proyecaones, propordonando
informacion de alto valor agregado a los responsables
de la toma de dedsiones de politicas publicas y otros
grupos interesados, con criterios de sostenibilidad
economica, social y ambiental.
SERVICI0 GE0L0GIC0
COLOMBIANO
(Colombian Geological Service)
¦'/©)
A traves de la investigation basica y las
geociencias del subsuelo aplicado, obtener
informacion y conodmiento de los recursos
potentiates, evaluar y monitorear las amenazas
potentiate de origen geoldgico, la gestion
integral del conodmiento geocientffico, la
investigation y el control de la energia nudeary
radioactiva, atendiendo las prioridades de las
politicas nacionales.
A6ENCIA NACIONAL DE
HIDROCARBOROS
(National Hydrocarbon Agency)
ANHs
CMMMM
La ANH es la autoridad encargada de promover el
uso Optimo y sostenible de los recursos de
hidrocarburos del pais, administrandolos
integral mente y armonizando los intereses de la
sotiedad, el estado y la industria.
AGENCIA NACIONAL DE MINERIA
(National Mining Agency)
AGENCIA NACIONAL DE
~ mineria
Gestionar los recursos minerales del pais de rmanera
eficiente y transparente a traves de la promocion,
concesiones, monitoreo y control de la exploradon
minera y explicadon, para maximizar la contribudon
del sector al desarrollo integral y sostenible del pais.
MINISTERIO DE AMBIENTE Y DESARROLLO SOSTENIBLE
(MINISTRY OF ENVORNMENT AND SUSTAINABLE DEVELOPMENT)
(?) MINAMBIENTE
Este ministerio define la polftica ambiental nacional y promueve la
recuperacion de la conservacion, proteccidn, gesti6n y uso de recursos
naturales renovables, a fin de garantizar el desarrollo sostenible y garantizar el
derecho de todos los dudadanos a disfrutar de un ambiente saludable.
AUTORIDAD NACIONAL DE
LICENCIAS AMBIENTALES
La ANLA es responsaole de emitir licendas amoientales
cuando los proyectos, construcdones u otras
actividades estan sujetos a licencias o permisos
ambientales requeridos pc las regulaciones
ambientales, de manera que contribuyan al desarrollo
sostenible del pais.
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Figura 5: Grafico que muestra las relaciones entre las diversas agendas reguladoras relacionadas con
la mineria y los hidrocarburos de Colombia.
2.5.2 Regulaciones existentes
Segun la ley Colombians, los individuos extranjeros y las corporaciones mineras que
participan en empresas mineras tienen los mismos derechos que los individuos y
corporaciones colombianas (Latin Lawyer, 2016). Las entidades extranjeras pueden
registrarse como una sucursal o subsidiaria colombiana para disfrutar de estos derechos
(Latin Lawyer, 2016). Las regulaciones mineras en Colombia siguen el principio de que los
minerales pertenecen al Estado y solo pueden explotarse con el permiso de la autoridad
pertinente, actualmente la Agencia Nacional de Mineria (Latin Lawyer, 2016). A partir de
2001, el Congreso emitio la Ley 685, mas comunmente conocida como el Codigo de
Mineria, que organiza un solo contrato de mineria de 20 a 30 anos en 3 fases: Exploracion,
Construccion y Explotacion (Latin Lawyer, 2016). Los terminos de la exploracion de un
acuerdo comienzan a los 3 anos y pueden extenderse a un maximo de 14 anos (Latin
Lawyer, 2016). Los terminos de construccion comienzan a los 3 anos y pueden extenderse
hasta un maximo de 4 anos (Latin Lawyer, 2016). Los terminos de explotacion constituyen
el resto de la duracion total del contrato.
Las tres fases contractuales acumulan diferentes tarifas gubernamentales y pagos
de regalias. Durante la Exploracion y la Construccion, el titular paga una tarifa de superficie
vinculada a la superficie total de la posible mina (Latin Lawyer, 2016). Durante la
Explotacion, el titular del tftulo paga un canon anual del 10 por ciento en las minas de
carbon que producen mas de 3 Mt / ano y el 5 por ciento en las minas de carbon que
producen menos de 3 Mt / ano (Latin Lawyer, 2016).
Colombia ha incrementado las regulaciones ambientales en los ultimos anos para
supervisar mejor los proyectos de extraction de carbon de corporaciones extranjeras. En
2014, el gobierno colombiano ordeno a Drummond detener cerca de 80,000 toneladas
metricas de exportaciones diarias de carbon debido a que la companfa no cumplio con los
estandares ambientales (WSJ, 2014). Sin embargo, debido a que las operaciones de
exportation de Drummond se cerraron, el gobierno colombiano perdio aproximadamente $
6 millones en impuestos y regalias (PRI, 2014).
Como se relaciona espetificamente con el desarrollo de CMM / CBM, el entorno
regulatorio de Colombia esta enfrentando algunos cambios estructurales potenciales. En
marzo de 2014, el Ministerio de Minas y Energfa adopto la Resolution 90325, que permite
a las empresas mineras utilizar el gas metano liberado durante las operaciones mineras
para proporcionar energfa en el sitio a la mina. Sin embargo, en octubre de 2016, un tribunal
colombiano dictamino que los gobiernos locales y regionales pueden decidir si permitiran
o no la mineria u otras actividades, incluido el desarrollo de CMM / CBM, dentro de sus
jurisdicciones (Stratfor, 2016). El fallo se baso en una decision anterior que anulo una ley
de 2001 que prohibfa a las autoridades locales y regionales bloquear los desarrollos
mineros; esta decision se tomo sobre la base de que la ley de 2001 violo la Consulta Previa
(Stratfor, 2016). La Consulta Previa estipula, que se debe consultar a los pueblos indfgenas
de Colombia, antes de cualquier desarrollo de proyecto en territorios ancestrales. Ademas,
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
para que un proyecto se desarrolle en esas tierras, se deben cumplir una serie de requisitos
y acuerdos con los pueblos indfgenas. Antes de la decision de 2016, solo el Ministerio de
Mineria y Energfa podia tomar estas decisiones. Esta decision es "la primera de su tipo"
para la industria minera colombiana, historicamente favorable para los desarrolladores.
2.6 Precios del Mercado del Carbon de Colombia
Los precios del carbon colombiano cotizo su precio mas bajo en 10 anos de $ 43
por tonelada a principios de 2016 (Index Mundi, 2016). Este colapso de precios no fue
exclusivo de Colombia, ya que los precios globales del carbon tambien se han recuperado
en los ultimos 5 anos. Recientemente, los precios del carbon se han recuperado un poco,
y el carbon colombiano alcanzo los $ 78 por tonelada en septiembre de 2016 (Index Mundi,
2016). El precio aumento de precios en los pafses competidores quien exporta carbon en
combination con los nuevos productores.
La mejora de la infraestructura de transporte colombiana, ha asegurado que el
carbon colombiano se negocie con un descuento a otros productores de carbon. A
principios de 2016, el carbon colombiano era $ 7-8 mas barato por tonelada que el carbon
australiano (Figura 6) (Reuters, 2016).
140
120
0)
C
§ 100
O
'£ 80
5
u 60
a
Q 40
in
U
6 20
0
2010 2011 2012 2014 2015 2016
Figura 6: Figura que muestra los precios historicos del carbon australiano, colombiano y sudafricano.
Los precios globales del carbon colapsaron a partir de 2011, pero se han recuperado hasta 2016. El
carbon colombiano sigue siendo mas barato de Australia y Sudafrica (Banco Mundial, 2016).
3.0 Mercado de Energia Electrica
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Precio Historico del Carbon (2010-2016)
-Carbon Australiano
—Carbon Colombiano
-Carbon Sur Africano
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3.1 Resumen
En 2014, Colombia produjo mas de 64,000 GWh de electricidad (ProColombia,
2015). Ese ano, EPM, Emgesa, Isagen, GECELCA y AES Chivorfueron responsables de
satisfacer el 86 por ciento de la demanda de generacion del pais (Figura 7). La mayoria de
las instalaciones de generacion de estas empresas se encuentran en los departamentos
Central y Norte de Colombia, ya que es donde reside mas del 95 por ciento de la poblacion
de Colombia. De la produccion de energfa total de Colombia, el 70 por ciento proviene de
las instalaciones hidroelectricas, mientras que el 10 por ciento proviene de plantas de gas
natural termico y el 7 por ciento de las centrales termicas de carbon (ProColombia, 2015).
Se espera que las cifras de gas natural y carbon aumenten a medida que la escasez de
energfa hidroelectrica relacionada con El Nino refuerza la demanda de energfa termica.
GWh Agentes Generadores Mas Poderosos de Colombia
14000
12000
10000
8000 I I ¦
=11111
/
Figura 7: Figura que muestra los mayo res agentes de generacion de energia de Colombia, con el 86
por ciento de la generacion de energia del pais proveniente de cinco companias (XM, 2015).
Se espera que la produccion electrica colombiana, tanto hidroelectrica como termica,
aumente de manera constante desde 2016-2027. El crecimiento de la poblacion urbana y
la expansion economica contribuiran a la creciente demanda en Colombia. Probablemente
concentrada en las ciudades de Colombia, la Unidad de Planificacion Minera y Energetica
(UPME) espera que la demanda de energfa crezca en mas del 3 por ciento anual hasta
2027 (MaRS, 2015).
A pesar del acceso a recursos hidroelectricos masivos, los precios de la electricidad
residencial en Colombia son mas altos que en casi todos los demas pafses de America
Latina. Los precios de la electricidad industrial tambien son altos, debido a la infraestructura
de distribution poco confiable de Colombia.
La creciente demanda de electricidad de Colombia seguira siendo fuerte en los 2020.
Sin embargo, queda por ver si el compromiso reciente de la nation, con una reduction del
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
20 por ciento de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) para 2030 cambiara
la inversion de los combustibles fosiles hacia fuentes mas renovables.
3.2 Organization del Sector electrico.
El sector electrico de Colombia utiliza una combination de generacion termica e
hidroelectrica. La mayoria de la capacidad efectiva de Colombia, tanto de generadores
hidroelectricos como termicos, proviene de los departamentos del centro y norte de
Colombia (Figura 8). La planta hidroelectrica mas grande de Colombia, la planta de
Emgesa en Guavio, produce anualmente 1,250 MWy esta ubicada en Cundinamarca (XN,
2018). GECELCA, el propietario de la planta de carbon termico mas grande de Colombia,
tiene una capacidad instalada de 273 MW (XN, 2018).
l.ANTIOQUIA
San Carlos
I SAG EN S.A
1.240 M>V
Poicem
EPM
66OMW
Guatape
EPM
560MW
i.;
Capacidad efectiva total (2013): 14.559MW
Capacidad hidroelectrica efectiva: 9,415MW
Capacidad efectiva Total (2013): 14,559 MW
Capacidad termoelectrica efectiva: 4,521 MW
ji
i. 4ANTANDER
Midiosoedinoso
Eager S A
820 MW
:
4. BOYACA
ACS Chivor & CIASCA ESP
1,000 MW
2. CUNDINAMARCA
1,200MW
Pagua plant
Emgesa
6O0MW
j Region
Nombre
Asodado
Capaadad efectiva(MW)
PROCOLOMBIA
ATLANTICO
Termoflores
Termoflores S.AE.S.P
610 MW
Termobarranquilla
TEBSA
918 MW
• BOLIVAR \
Termocandelaria
Termocandelaria S.CA 1
E.S.P
314 MW
I Region
Nombre
Asodado
Capaadad efectiva(MW)
c
GUAJIRA
Termogjajlrs
IMI)
Oecelca S.A
352 MW (both
terminals)
BOYACA
T*rmopaipa
I Gensa
321 MW (among
the three
tenninak)
Figura 8: Figura que muestra la distribucion geografica de las actuales instalaciones de generacion de
energia de Colombia. La capacidad hidroelectrica, la fuente mas grande de Colombia (izquierda) y la
capacidad termica, una fuente de energia en crecimiento en Colombia (derecha) (Figura adaptada de
ProColombia, 2015).
Los inmensos recursos hidroelectricos y la conexion regional de Colombia
permiten que Colombia sea un exportador neto de electricidad. En 2013, Colombia
exporto 57.8 GWh de electricidad a Venezuela (85 por ciento) y Ecuador (15 por ciento)
(MaRS, 2015). Se espera que las cifras de exportacion aumenten, ya que un proyecto
entre Colombia y Panama se completara en 2018. Ademas, pronto comenzara la
construccion de un Sistema Andino de Interconexion Electrica entre Ecuador, Peru y
Chile.
3.3 Generacion
3.3.1 Mezcla de Generacion
Historicamente, la mayor fuente de energia de Colombia ha sido la generacion
hidroelectrica. En 2014, los generadores hidroelectricos produjeron 44,734 GWh, seguidos
por la energia termica con 19,044 GWh, y otras fuentes representaron 550 GWh
(ProColombia, 2015).
En 2014, el 29.6 por ciento de la generacion electrica total de Colombia provino de
energia termica. De este 29.6 por ciento, el 21.5 por ciento se derivo del gas natural,
mientras que el 6.5 por ciento se baso en el carbon y menos del 1 por ciento provino de
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
otros liquidos como el diesel (Figura 9) (ProColombia, 2015). Como las condiciones
climaticas de El Nino amenazan las capacidades de production de los generadores
hidroelectricos, se puede esperar que la production termica aumentara (Figura 10).
Ademas, si la demanda de generation de energfa termica colombiana continua
aumentando, se espera que el gas natural, y no el carbon, sea el combustible adecuado.
Conjunto de la Capacidad Electrica en Colombia
1.8%
0.5%
0.1%
10.9%
-Hidroelectrica
-GasTermico
-Carbon Termico
-Liquidos
-Liquidos de Gas
-Biomasa
-Viento
Figura 9: Figura que muestra el desglose de la combinacion de capacidad electrica de Colombia, con
instalaciones hidroelectricas que generan mas del 70 por ciento (XM, 2015).
GWh
20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
Generacion Termica Colombiana
2010
2011
2012
2013
2014
Figura 10: Figura que muestra la generacion de energia termica de Colombia (2010-2014). Dada la
posibilidad de que las condiciones climaticas de El Nino disminuyan la eficiencia de los generadores
hidroelectricos, se espera que estas cifras aumenten (ProColombia, 2015).
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
3.3.2 Demanda de generacion y proyecciones
La demanda de energfa en Colombia esta en constante crecimiento, particularmente
en ciudades pobladas como Bogota, Caii, Medellfn y Barranquilla. La mayor demanda de
se puede verse como resultado de la poblacion urbana y el crecimiento economico. Aunque
el acceso a la electricidad es cada vez mas generalizado, las regiones de Centro, Norte y
Noreste de Colombia aun representan la mayorfa de la demanda (Figura 11).
En 2014, la demanda total de energia en Colombia crecio 4.4 por ciento, su mayor
incremento en los ultimos 10 anos (XM, 2015). UPME espera que la generacion de energfa
aumente en un promedio anual de 3.4 por ciento a 76.0 TWh para 2027 (Figura 12) (MaRS,
2015).
Demanda Energetica por Region - Historica y Programada - (GWh)
Centro
Historico: 1996-2013: 12,180
Programado: 2014-2024:18,536
Este
Historico: 1996-2013: 4,655
Programado: 2014-2024: 8,058
Costa
Historica: 1996-2013: 4,091
Programada: 2014-2024: 6,647
Caribe (Norte)
Historico: 1996-2013: 5,636
Programado: 2014-2024:10,198
Source: UPME.
Noreste
Historico: 1996-2013: 7,657
Programado:2014-2024: 9.625
CQR
Historico: 1996-2013: 2,165
Programado: 2014-2024: 3,559
Valle
1996-2013: 5,286
2014-2024: 7,503
Tolima
Historico: 1996-2013: 2,110
Programado: 2014-2024: 3,194
Figura 11: Figura que muestra la demanda energetica regional historica y proyectada de Colombia. El
centro del pais tiene las mayores demandas de energia, con la costa del Caribe esperando un
crecimiento significativo (Figura adaptada de ProColombia, 2015).
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
GWh
95000
85000
75000
65000
55000
Pronostico de la Demanda Electrica de Colombia
45000
92279
90265
88250
2005
2010
2015
2020
2025
2030
Figura 12: Crecimiento reciente de la demanda de electricidad en Colombia y un escenario alto, medio
y bajo para el crecimiento proyectado (MaRS, 2015).
3.3.3 Precios del Mercado Energetico.
Los precios promedio de la energia residencial en Colombia se encuentran entre los
mas altos de America Latina; los precios en Colombia son mas altos que en Chile, Brasil y
Peru (Figura 13) (MaRS, 2015). Una razon para esto es la tarifa de electricidad residencial
de Colombia. A $ 0.19 / kWh, es el mas alto en America Latina (MaRS, 2015). Ademas, los
precios de la energia industrial de Colombia tambien son altos, aunque ligeramente mas
bajos que los de Chile (MaRS, 2015). Un segundo factor que impulsa los precios de la
electricidad en Colombia es la falta de un sistema de distribution confiable. Colombia esta
plagada de frecuentes y prolongados cortes de energia, con un costo de perdidas de
electricidad estimado en 0.22-0.32 por ciento del PIB anual (MaRS, 2015). Estos altos
precios, sin embargo, estan regulados para ser distribuidos equitativamente entre los
colombianos.
Costo promedio de la electricidad industrial y
residencial(U SD/MWh)
$192 $188
~ Colombia
~ Chile
~ China
¦ Canada
Industrial
Residential
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Figura 13: Figura que muestra como los precios promedio de la electricidad industrial y residencial de
Colombia se comparan con los de Chile, China y Canada (MaRS, 2015).
3.4 Integracion de Red
Mas del 95 por ciento de la poblacion de Colombia reside en aproximadamente el
45 por ciento de la superficie terrestre del pais, particularmente en los departamentos del
centra y norte. Esta area esta incluida en el Sistema Interconectado Nacional (NIS),
mientras que el 55 por ciento restante del pais cae en las Zonas No Interconectadas (ZNI)
(Figura 14). Las areas NIS tienen acceso a la electricidad, mientras que las areas ZNI
producen energia principalmente con combustible diesel. El Fondo para la Electrificacion
de Zonas No Interconectadas (FAZNI), sin embargo, supervisa tres fondos estatales con el
objetivo de financiar los planes, programas y proyectos de la infraestructura energetica de
ZNI. A medida que la economia colombiana continua expandiendose, el suministro de
electricidad a las areas ZNI se volvera critico para el crecimiento de la nacion.
Vicha
da
Guain
Quind
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Figura 1: Figura que muestra la extension del NIS frente a la ZNI. El NIS, aunque solo conecta el 48 por
ciento del area de Colombia, proporciona energia al 96 por ciento de la poblacion del pais (ProColombia,
2015).
Aunque el 96 por ciento de los colombianos tiene acceso a la electricidad, la
infraestructura de distribution de la nation tiene un margen de mejora considerable. Los
colombianos experimentan un promedio de 18.5 interrupciones de energia por ano, con una
duration promedio de 17.7 horas (Banco Mundial, 2014). El valor perdido en estos cortes
de energia, que se estima en 1.8 por ciento de las ventas totales de electricidad, es
relativamente alto en comparacion con otros pafses en desarrollo, asf como con China (1.3
por ciento), Chile (1.3 por ciento) y Canada (0.13 por ciento) (MaRS , 2015).
3.5 Potencial de Energia Renovable
Solo el 3 por ciento del suministro total de energia de Colombia proviene de energfas
renovables, sin incluir la energia hidroelectrica (MaRS, 2015). El gobierno colombiano
busca duplicar esa cifra para 2020, asf como aumentar la cantidad de energia renovable en
la combination total de energia (MaRS, 2015). Debido a su clima y geograffa, Colombia
tiene un enorme potencial para el desarrollo de energfas renovables.
La Ley 1715 de 2014 establecio incentivos fiscales, aduaneros y financieros
favorables para la generation de energia renovable. La energia eolica generada crecio un
21,9 por ciento desde 2013-2014, pero sigue siendo solo un 0,1 por ciento de la capacidad
de generation neta total de Colombia (ProColombia, 2015). El departamento de Guajira
presenta el mayor potencial para proyectos de energia eolica, ya que las velocidades del
viento se mantienen en torno a los 5 m / s durante todo el ano (ProColombia, 2015). La
nation tambien tiene el potencial de un importante crecimiento de la energia solar, ya que
Colombia disfruta de una radiation solar constante durante todo el ano. Estas dos fuentes
de energia renovable pronto pueden contribuir en gran medida a la combination total de
energia de Colombia, a medida que los compromisos climaticos actuales comiencen a tener
efecto.
Colombia es parte en el Protocolo de Kyoto, participa en la Convention Marco de
las Naciones Unidas sobre el Cambio Climatico (CMNUCC) y fue el primer pais
sudamericano en lanzar un plan de action detallado sobre como reducirfan las emisiones
de GEI antes de Estados Unidos. Negociaciones sobre el clima 2015 de la Nation COP21
en Paris. Antes de 2015, Colombia estaba clasificada como pais del Anexo II, lo que
significa que no tenia compromisos de reduction de C02. Tras el Acuerdo de Paris,
Colombia se comprometio a reducir las emisiones de su pais en un 20 por ciento antes de
2030 (WRI, 2015). Ademas, el NDP 2010-2014 de Colombia identified CMM / CBM como
un medio para utilizar los recursos naturales desperdiciados, mientras que tambien trabaja
para reducir las emisiones de GEI.
4.0 Mercado del Gas Natural
4.1 Descripcion General
Las 4,8 Tcf de reservas probadas de gas natural de Colombia ocupan el sexto lugar
en America del Sur (BP, 2016). Durante la ultima decada, la demanda de gas natural en el
pais aumento un 60 por ciento, lo que obligo a Colombia a pasar de un exportador neto de
gas natural a un importador neto (EIA, 2016). Se espera que el gas natural licuado
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
importado (GNL) juegue un papel importante, para satisfacer la creciente demanda futura
de gas natural de la nation. Tres empresas de exploration y production dominan la
industria del gas natural de Colombia, y la mayor parte de la production de gas proviene de
las cuencas de Guajira y Llanos. Se cree que Colombia tiene importantes recursos de gas
de esquisto, pero aun no ha establecido ninguna production comercial. Actualmente, el 44
por ciento de la production de gas natural se reinyecta en los pozos de petroleo, para
mejorar la recuperation de petroleo (EOR) y compensar la disminucion de la production.
La creciente demanda de energfa de Colombia tambien impulsara la demanda de gas
natural, aunque tendra que competir con las grandes reservas de carbon del pais. El
combustible industrial y para vehfculos, ya se ha puesto en Ifnea como uno de los
principales impulsores de la demanda de gas natural colombiano, ya que el 14 por ciento
de los vehfculos colombianos funcionan con gas natural.
4.2. Tendencias Recientes en el Mercado de Gas Natural de Colombia
Historicamente, Colombia consumio todo el gas natural que producfa. Sin embargo,
en 2007, la production comenzo a superar el consumo, y durante un tiempo Colombia se
convirtio en un importante exportador sudamericano (Figura 15). Las exportaciones
colombianas de gas natural registraron maximos en 2011, alcanzando hasta 250 MMpc / d,
aunque en 2014 las exportaciones promedio se redujeron a 91 MMpc / d (EIA, 2016).
Recientemente, el deterioro de los precios de la energfa y la disminucion de las
reservas han obligado a Colombia a comenzar a importar gas natural desde Venezuela. En
2016, las importaciones planificadas representaron el 3,5 por ciento del consumo diario
promedio de Colombia (Platts, 2015). La transition de Colombia del exportador neto al
importador neto, marca un cambio en la dinamica del mercado del gas natural en America
del Sur (OilPrice, 2015).
Produccion y Consumo del Gas Natural en Colombia
U
CS
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a
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PQ
Produccion
-Consumo
Figura 15: Figura que muestra la produccion de gas natural colombiano superando el consumo de gas
natural desde 2007-2015. Figura adaptada de (EIA, 2016).
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Las estimaciones conservadoras esperan que la demanda de gas natural de
Colombia crezca de 450 Bcf / ano en 2015 a casi 500 Bcf / ano para 2020 (ARI COGSM).
Sin embargo, la demanda de gas natural de Colombia puede exceder las estimaciones de
crecimiento conservadoras y podria alcanzar hasta un 3 por ciento anual hasta 2020 (ARI
COGSM). Se espera que el crecimiento de la demanda de gas natural provenga de
multiples industrias, siendo la mas grande los sectores de energfa y transporte. A partir de
2016, el 32 por ciento de los taxis en Bogota funcionaban con gas natural comprimido (GNC)
(AAPG, 2016). Las estaciones de GNC estan surgiendo en toda Colombia, ya que las
conversiones de vehfculos a GNC aumentaron a una tasa promedio anual del 12 por ciento
de 2010 a 2014 (AAPG, 2016).
4.3 Suministro de Gas Natural
4.3.1 Produccion de Gas Natural Domestico Convencional
Colombia posee la mayoria de sus reservas de gas natural en dos cuencas, las
cuencas de Guajira y Llanos (Figura 16). La cuenca de Guajira se encuentra en la costa
norte de Colombia que historicamente ha representado el mayor porcentaje de la
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
production nacional de gas natural.
Figura 16: Figura que muestra las principals cuencas petrolfferas de Colombia. La Cuenca de los Llanos
se encuentra en el este de Colombia y la Cuenca de la Guajira se encuentra en el norte de la costa y la
costa de Colombia (Seeking Alpha, 2015).
La cuenca de Guajira posee el 1,02% de las reservas probadas de gas natural, en
comparacion con el 3.9% Tcf de reservas probadas de la Cuenca de los Llanos de Colombia
(Figura 17) (ARI COGSM). En 2014, la Cuenca de Guajira represento 183 Bcf de la
production de gas natural de Colombia y la Cuenca de Llanos produjo 199 bcf de gas
natural (Figura 18) (ARI COGSM).
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Cuenca
Cuenca de los Llanos
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500
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0
Reservas de Gas Natural en Colombia (2014)
Llanos
Guajira
Other
Figura 17: Figura que muestra las reservas de gas natural colombiano (Bcf) con la mayoria de las
reservas probadas encontradas en las cuencas Llanos y Guajira. Las reservas probadas totales se estiman
en 5.510 Bcf (ARICOGSM).
Combinados, Ecopetrol, Equion Energfa (una sociedad entre Ecopetrol y Talisman
Energy) y Chevron representan la mayor parte de la production de gas natural colombiano
(EIA, 2016). Ecopetrol, la mayor companfa de petroleo y gas de Colombia por ingresos,
ganancias, activos y capital, es la cuarta companfa de petroleo y gas mas grande de
America Latina (pwc, 2014). Ecopetrol opera los campos Cupiagua y Cupiagua Sur en la
Cuenca de los Llanos. En 2015, Ecopetrol produjo mas de 280 Bcf (Platts, 2015). Equion
Energfa, formada en 2010 despues de que Ecopetrol y Talisman Energy adquirieran los
activos de la Cuenca Llanos de BP Colombia, opera los campos Cusiana, Cusiana Norte y
Cupiagua Liria. Equion Energfa produce poco mas de 36 Bcf por ano de gas natural (Equion,
2016). Chevron, en asociacion con Ecopetrol, opera el campo costero Chuchupa del Caribe
en la Cuenca de Guajira, asf como los campos cercanos de Ballena y Riohacha en tierra.
El Chuchupa del Caribe es el campo de gas natural no asociado mas grande de Colombia
(EIA, 2016). En 2015, Chevron produjo un estimado de 60 Bcf de gas natural (Chevron).
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Produccion de Gas Natural en Colombia(Bcf) (2014)
Llanos
Guajira
Other
Figura 18: Figura que muestra la produccion de gas natural colombiano (Bcf) por cuenca geologica. La
produccion total de gas natural en 2014 fue de 448 Bcf (ARI COGSM).
De las dos principales cuencas productoras de gas natural de Colombia, la Cuenca
de Guajira es mucho mas madura. La produccion de gas natural de la Cuenca de Guajira
convencional ya esta comenzando a disminuir, ya que las estimaciones de produccion
bajaran de 0.37 Bcfd en 2016 a 0.19 Bcfd para 2020. Por otro lado, se espera que la
produccion de la Cuenca de Llanos aumente hasta 2022. Las estimaciones de produccion
de los Llanos en 2016 son 0.63 Bcfd, mientras que las estimaciones de produccion para
2022 son 1.01 Bcfd. Se espera que el aumento de la produccion de la Cuenca de Llanos
compense las disminuciones de la Cuenca de Guajira, con un aumento de la produccion
total de gas natural colombiano hasta 2022. Sin embargo, a menos que el gas no
convencional (CBM / CMM, gas de esquisto, etc.) comience a funcionar en 2022, la
produccion de gas comenzara a disminuir y Colombia eventualmente sera un importador
neto de gas.
4.3.2 Infraestructura "Midstream" ((Upstream Exploracion y Produccion, Midstream,
Transporte, procesos y almacenamiento, Downstream Refino, venta y distribucion. Nota del traductor)
Debido a la geograffa de Colombia con picos altos y selvas densas, la infraestructura
de gas natural y el transporte siempre han resultado ser un desaffo. Ademas, los ataques
a la infraestructura de petroleo y gas a menudo interrumpen el transporte de gas natural.
Colombia cuenta con 4.991 km de gasoducto de gas natural y varias empresas se han
comprometido a invertir en proyectos intermedios (CIA, 2013). Los tres principales sistemas
de gasoducto de gas natural son Ballena-Barrancabermeja, que une el campo Ballena
noreste de Chevron con el centra de Colombia; la Ifnea Barrancabermeja-Nevia-Bogota,
que integra la capital de Colombia; y la Ifnea Mariquita-Cali, que conecta las estribaciones
andinas occidentales (Figura 19) (Oxford, 2014). Transportadora de Gas Internacional
(TGI), una subsidiaria de Grupo Energfa de Bogota, es el mayor operador de ductos en
Colombia y supervisa aproximadamente 3,700km de tuberfas (EIA, 2016).
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Oleoductos de petroleo en Colombia
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Source tcti»tn34
—Oleoducto de pet'oleo crudo
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— Oleoducto muftiproposito
— Oleoducto de gssoiina
— Oleoducto de propsno
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Figura 19: Figura que muestra la infraestructura del Midstream de petroleo y gas en toda Colombia
(Platts, 2014). (Upstream Exploracion y Produccion Midstream, Transporte, procesos y
almacenamiento) (Downstream Refino, venta y distribucion. Nota del traductor)
En 2007, se inauguro el Gasoducto Transcaribeno, tambien conocido como el
Gasoducto Antonio Ricaurte, que une el campo Ballena de Chevron en la parte noreste de
la Cuenca de Guajira con el oeste de Venezuela (EIA, 2016). Petroleos de Venezuela
(PdVSA) de Venezuela financio el gasoducto de $ 335 millones y, en 2011, el gasoducto se
extendio a traves de Colombia y Panama (EIA, 2016). El rendimiento de la tuberia alcanzo
un maximo de 250 MMcf / d en 2014, pero ha promediado 91 MMcf / dia desde 2014 (EIA,
2016).
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
La expansion del gasoducto ha sido un catalizador para la creciente demanda de
gas natural en Colombia. A partir de 2016, 670 de los 1,123 municipios colombianos tienen
acceso a gas natural a traves de un gasoducto (AAPG, 2016). Las ciudades mas grandes
de Colombia, Bogota, Medellin, Cali y Barranquilla estan todas incluidas en estas areas
conectadas a gas natural. Ocho millones de hogares, aproximadamente el 81 por ciento del
total de Colombia, actualmente tienen acceso a gas natural, y un millon adicional se pondra
en funcionamiento en 2018 (AAPG, 2016).
4.3.3 Gas Natural Licuado (GNL)
Colombia esta bien posicionada para aprovechar la industria emergente de GNL. En
noviembre de 2016, Colombia comenzara a importar GNL de Mitsui & Co. en una terminal
en el noreste de Cartagena. Se estima que la terminal de importacion Hoegh Grace en
Cartagena tiene capacidad para 400 MMSCFD. La terminal de importacion espera
descargar entre seis y doce camiones cisterna al ano, dependiendo de la demanda de la
planta de energia (Bloomberg, 2016).
4.3.4 Gas de Esquisto no Convencional
Se piensa que Colombia tiene rocas de origen de esquisto de clase mundial, que ofrecen
oportunidades significativas para desarrollos de petroleo y gas de esquisto no
convencionales. Las cuencas del Valle del Magdalena Medio (MMV), Cordillera Oriental,
Llanos y Catatumbo parecen mostrar la geologia mas prometedora para el desarrollo del
gas de esquisto (Figura 20). ExxonMobil, ConocoPhillips, Ecopetrol y Royal Dutch Shell
poseen bloques de concesiones de gas y petroleo de esquisto en la cuenca de MMV. Si
bien muchos de estos bloques de concesiones estan enfocados en el petroleo, se espera
que se produzcan grandes cantidades de gas asociado (ARI, 2014.1). Se programo la
perforation de varios pozos de exploration en 2015, pero ExxonMobil, ConocoPhillips y
Royal Dutch Shell se vieron obligados a recortar el gasto colombiano en medio de la caida
de los precios del petroleo. Aun no se ha realizado la production comercial de esquisto.
NORTE SURAMERICANO
Esquisto EIA/ARI Tasacion de Gas/Petroleo
Catatumbo
Sub-cuenca
Panama
PANAMA
VENEZUELA
Magdalen;
Medio v
COLOMBIA
Llanos
Cuenca
Bogota
J^^]cuenca Prospectiva
¦ Ciudad
© 2013, Advanced Resources
International, Inc.
Scott Stevens sstevens@adv-res.com
Keith Mood he kmoodhe@adv-res .com
TM
,
tKA KuDiicaciori No: 430R19002
MARZO 2uiy
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Figura 20: Cuencas de gas y petroleo de esquisto bituminoso en el norte de Sudamerica (figura adaptada
de ARI, 2014).
4.4 Estructura de la Industria del Gas Natural de Colombia.
La demanda de gas natural de Colombia esta dominada por dos grandes atractivos:
el gas de reinyeccion y el gasoducto (Figura 21). Aproximadamente la mitad del gas natural
de Colombia se reinyecta en los campos de produccion de petroleo para aumentar la
presion del yacimiento, compensar la disminucion de la produccion de pozos de petroleo y
mitigar los bajos precios de energfa (EIA, 2016). El gas del gasoducto se entrega a varias
partes de Colombia, para ser utilizado por el sector electrico, como combustible industrial y
en el sector del transporte. Se espera que crezca la proportion del gas natural de Colombia
comprometido con proyectos de inyeccion y ductos. A medida que los campos petroleros
que envejecen en Colombia producen menos hidrocarburos, se necesitaran mayores
cantidades de gas natural para la reinyeccion para mantener la presion del yacimiento y
frenar la disminucion de la produccion de petroleo. Del mismo modo, a medida que aumente
la demanda de combustible industrial y de vehfculos en Colombia, se requerira mas gas
natural para satisfacer esta demanda. La flota colombiana de 530,000 vehfculos a gas
natural ya es la septima mas grande del mundo (AAPG, 2016). Sin embargo, se espera que
esta cifra, que representa aproximadamente el 14 por ciento del total de vehfculos de
Colombia, crezca a medida que los vehfculos industriales como los camiones de basura y
los sistemas de transito rapido de autobuses (BRT) se conviertan en gas natural (AAPG,
2016).
Balance del Gas Natural en Colombia (2015)
-Gas de Reinyeccion
--Gas Quemado
-Consumo del Campo
--Planta de Gas
-GasTransformado
-Oleoducto de Gas
1% 5% J"/o
Figura 21: Figura que muestra el balance de gas natural de Colombia en 2015, con la mayoria de gas
natural utilizado como gas de reinyeccion (44 por ciento). Figura adaptada de (ANH, 2015) datos.
4.5 Politicas y Precios del Mercado del Gas Natural.
4.5.1 Polftica y reformas
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
Colombia ofrecio historicamente regulaciones atractivas para alentar tanto la
exploration national como para atraer inversion extranjera. Cuando se formo la Agencia
Nacional de Hidrocarburos (ANH, por sus siglas en ingles) en 2003, asumio la funcion
reguladora que anteriormente tenia el estado de Ecopetrol. Ademas, tras la creation de la
ANH, fue posible para las empresas privadas poseer participaciones del 100 por ciento en
campos de petroleo y gas con menos de 60 millones de barriles de reservas (Open Oil,
2012).
En marzo de 2011, el gobierno colombiano publico un decreto que describfa los planes para
aumentar la production nacional de gas natural, especfficamente la production de los
campos de esquisto y CMM / CBM (EIA, 2016). Estas polfticas, combinadas con la creciente
demanda de gas natural en varios sectores, han hecho del gas natural una prioridad para
el gobierno colombiano.
4.5.2 Inversion Extranjera Directa (IED)
Segun un informe de 2010 del Consejo de las Americas con sede en Estados Unidos,
Colombia ha desarrollado su sector energetico en la ultima decada en uno de los destinos
mas importantes de America Latina para la inversion extranjera en el sector de petroleo y
gas (Open Oil, 2012). Entre 2005 y 2013, la IED de Colombia crecio a una tasa de
crecimiento anual compuesta (CAGR) del 22 por ciento (Figura 22) (Ecopetrol, 2013). Si
bien el ano 2003 marco la modernization de la polftica colombiana de petroleo y gas, las
subastas para los bloques colombianos en tierra y costa afuera en 2008, 2010, 2012 y 2014
fueron puntos de inflexion para la inversion extranjera directa (IED). Las cuatro subastas
resultaron en mas de 200 contratos de bloques en tierra y en alta mar firmados, asf como
cerca de $ 8 mil millones en IED (pwc, 2014).
Inversion Extranjera de Petroleo y Gas
S5.377
S4.::9
mil hut:
35.0 S3
m c: tctzL
S3 333 53.40;
S2A2S,
SI.??:"
SI "25
Figura 22: Figura que muestra el aumento de la IED en los proyectos de petroleo y gas colombianos de
2005-2013, con un CAGR del 22 por ciento. Figura adaptada de (Ecopetrol, 2013).
Ademas, en 2012, Colombia comenzo un fondo de riqueza soberana, centrado en
la estabilidad y el ahorro, utilizando regalias de las industrias extractivas (USDOS, 2015).
El fondo es administrado por el Banco Central, puede administrar hasta el 30 por ciento de
las regalias anuales y, a diciembre de 2014, el fondo habfa ahorrado aproximadamente $
2.5 mil millones (USDOS, 2015).
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
4.5.3 Precios del mercado del Gas Natural
La Comision Reguladora de Energfa y Gas (CREG) de Colombia fue creada por el artfculo
74 de la Ley 142 de 1994 para regular los servicios publicos, incluidos los precios de la
electricidad y el gas natural (CREG, 2016). Las areas urbanas en Colombia estan
clasificadas en seis estratos socioeconomicos. Los dos precios mas bajos de gas natural
estan disponibles para los ciudadanos que no usan mucha electricidad. Estos ciudadanos
reciben gas natural a un precio subsidiado, con los subsidios financiados por los ciudadanos
en los dos estratos socioeconomicos mas altos (CREG, 2016). Los ciudadanos que se
encuentran en el medio dos niveles socioeconomicos reciben gas natural a precios de
mercado (Figura 23).
Precios del Gas Natural en Colombia.
Segun Estratos Socioeconomicos
-High
-Market
-Low
10
8
SO
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
CMM / CBM. Ademas, en 2017, la USTDA publico los resultados de un proyecto de
factibilidad CMM / CBM en Cordoba (USTDA, 2015). El objetivo del estudio fue informar a
GECELCA del potencial del proyecto antes de que la empresa tome una decision sobre la
perforation. GECELCA espera que el proyecto aumente la utilizacion regional de metano,
ayude a abastecer el mercado colombiano de gas natural y reduzca las emisiones de gases
de efecto invernadero del area (USTDA, 2015). Los resultados del estudio estiman que el
proyecto podria desarrollarse de tal manera que entre 30.9 MMtC02e y 34.7 MMtC02e no
se emitiran a la atmosfera, si se utilizan las mejores practicas para reducir las emisiones de
GEI durante todo el ciclo de vida del proyecto (GECELCA, 2017).
Las caracteristicas que generalmente indican una promesa para desarrollar un proyecto
CMM se identifican en la Tabla 3.
Tabla 3: Tabla que muestra los parametros mas importantes para determinar el gas en situ de un
prospecto de CMM y la capacidad de entrega economica del gas (ANH 2011).
Caracteristicas que Determinan
el Gas Encontrado
Caracteristicas para Determinan la
Entregabilidad Economica del Gas
• Contenido de Gas
• Espesor de la Costura del Carbon
- Rango del Carbon
• Permeabilidad
- Composicion del Carbon
• Espaciamiento de la Costura del
- Proceso de Maduracion
Carbon
• Carbon Encontrado
• Profundidad de la Costura de Carbon
- Extension de Carbon Areal
• Hidrologfa
- Espesor Neto de la Costura del
• Ambiente Depositario
Carbon
• Saturacion
• Capacidad de Almacenamiento
• Estructura Geologica
- Evaluation Isoterma
• Presion de Reservorio
- Saturacion
Hay una serie de desaffos que actualmente enfrenta el desarrollo del proyecto CM
colombiano, incluidos datos limitados sobre las propiedades del yacimiento (por ejemplo,
contenido de gas, permeabilidad) y falta de infraestructura para utilizar el gas,
especialmente para minas ubicadas en areas remotas. Sin embargo, la production y
utilizacion de CMM le brinda a Colombia la oportunidad de aumentar la seguridad de la
mina, reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero y ayudar a satisfacer la
creciente demanda de gas natural del pais.
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
5.2 Proyectos Actuales de CMM y CBM y Emisiones de Metano en Minas de Carbon
La industria de CMM / CBM de Colombia esta en su infancia. A pesar de las grandes
reservas de CMM / MFC del pais, aun no se ha logrado un uso comercial significativo (Tabla
4). En 2004, Drummond Company, Inc., con sede en los Estados Unidos, compro un bloque
de concesion para la exploracion de CBM en Cesar (Figura 24). El bloque de arrendamiento,
cerca de las minas La Loma y El Descanso de Drummond, abarca 392,515 acres y se
encuentra muy cerca de la infraestructura y la production de carbon actual de Drummond
(Drummond, 2016; GMI, 2015). Ademas, en 2006, Drummond adquirio un segundo bloque
de exploracion CBM en Guajira. El segundo bloque totaliza 77,833 acres y posee un
estimado de 2.2 Tcf de reservas de CBM (Drummond, 2016; GMI, 2015). El desarrollo del
segundo bloque se encuentra actualmente en espera debido a una disputa entre ANM y
ANH con respecto a las concesiones superpuestas.
Tabla 4: Comparacion de cantidades estimadas de carbon extraible en el lugar (Gmt) y potencial de gas
total en el lugar (Tcf) en toda Colombia (ANH 2011).
Region
Extraible
Carbon
Encontrado
(Gmt)
Potencial
Total
Gas
Encontrado
(Tcf)
Cesar
6.6
2.3-6.3
Guajira
4.5
2.5-10
Boyaca
1.7
2.1-5
Cundinamarca
1.5
2-5
Valle del Santander
0.2
0.1-6.2
Norte de Santander
0.8
0.9-1.2
Cordoba
0.7
0.4-0.5
Antioquia
0.5
0.3-0.4
Santander
0.8
0.5-0.7
Potencial de Recuperation Total
17.3
11.1-35.3
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ESTUDiO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
BOLMA
Contrato: Rio Rancheria
31,498 ha
FecNa de vigencia: 24-Nov-00
Disposicion 14 March, 2006
Compania del estado: Ecopetrol
Fase de exploration Wl: DLTD 100%
Objetivo: Carbon metano
Contrato: La Lorna
158,346 ha
Fase de desarrollo 24 Anos
Fase de production Wl:
11 Pozos de production
(Patilla 1-11)
MAGDALENA
, . Cerrar pozos,
Estado de produccion: , , , .
Prueba de produccion
Fase de desarrollo: 30 Anos
Fecha de vigencia:
Compania del estado
Fase de produccion Wl:
Fase de exploracion Wl:
Objetivo:
Pozos:
Estado de produccion:
12-Nov-04
ANH
DLTD 100%
DLTD 100%
Carbon metano O&G
23 Gas content tests
5 Production wells
Prueba de bombeo
NORTE DE
SAN TAN OCR
DLTD 70% -
ECOPETROL 30%
Figura 24: dos bloques de arrendamiento de exploracion de CBM de Drummond Company, Inc. Estos
dos bloques son las principals jugadas actuates de CMM / CBM en Colombia. Figura adaptada de ANH,
2011.1.
La unica empresa que esta realizando un proyecto de CBM en Colombia es
Drummond Coal en el bloque La Loma, donde operan su proyecto piloto (ANH, 2011; GMI,
2015). El proyecto piloto esta destinado a medir las emisiones de metano en la mina La
Loma / Pribbenow de Drummond, y Drummond ha firmado un contrato con Ecopetrol para
extraer CBM del area (GMI, 2015). Los detalles sobre cuando comenzara a extraerse el
CBM no estan disponibles. Debido a que no existen proyectos comerciales de utilizacion de
CMM / CBM en Colombia, las minas de carbon continuan produciendo emisiones anuales
significativas, que han aumentado a una tasa de 40-50 por ciento por aiio durante las
ultimas dos decadas, como se muestra en la Tabla 5.
Tabla 5: Tabla que muestra las emisiones de metano en la mina de carbon (CMM) de Colombia (GMI, 2015).
2000
2005
2010
2015-
Mm3
231
357
511
651
MtCo2e*
3.9
6.1
8.7
11.1
El potencial de calentamiento giobal (100 anos) utilizado es 25, ¦ Proyectado.
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ESTUDIO DEL MERCADO DE METANO EN LAS MINAS DE CARBON DE COLOMBIA
5.3 Ambiente regulatorio y legislativo.
Actualmente, no existe una ley o reglamento que impida a un desarrollador de proyectos
solicitar una licencia para explorar o producir CMM / CBM; Una licencia no convencional emitida
por ANH proporciona los derechos para explorar en busca de hidrocarburos no convencionales.
Ademas, si la exploracion de CMM / CBM no era el objetivo de la solicitud original de la licencia
de hidrocarburos, se puede presentar una solicitud a la ANH para solicitar el permiso para incluir
el gas asociado al carbon contenido en los lechos de carbon durante la fase de exploracion
(GMI, 2017). Por lo tanto, si los propietarios de licencias de carbon existentes desean vender
gas o electricidad CMM / CBM, deben adquirir una licencia de hidrocarburos no convencionales
que cubra el arrendamiento de carbon.
Una vez que se obtiene una licencia de hidrocarburos, el Codigo nacional de recursos
naturales renovables, o el Decreto 2811 de 1974, exige que el desarrollador obtenga primero
un permiso ambiental. El Decreto 1220 de 2005 emitido por el Ministerio de Medio Ambiente y
Desarrollo Sostenible (MADS) establece los procedimientos y requisitos basicos para obtener
una licencia ambiental para la exploracion y produccion de hidrocarburos (GMI, 2017).
El Plan Nacional de Desarrollo de Colombia (PND) 2010-2014 identified al sector minero
como una locomotora nacional para el crecimiento economico, mencionando especfficamente
los proyectos CMM / CBM como una via de expansion (MinMinas, 2010). Uno de los principales
objetivos de NDP 2010-2014 fue desarrollar practicas mineras mas sostenibles y utilizar mejor
los recursos naturales desperdiciados anteriormente (MinMinas, 2010). Con respecto a CMM /
CBM, el NDP 2010-2014 tuvo como objetivo permitir el drenaje y la utilization de:
1) Metano de minas a cielo abierto y subterraneas de carbon;
2) Metano mediante sistemas de ventilacion (VAM) en minas subterraneas de carbon;
3) Metano en minas de carbon subterraneas abandonadas (AMM);
4) Quema de metano a traves de sistemas de ventilacion (VAM) en minas subterraneas de
carbon.
Como resultado del PND 2010-2014 y el aumento de la demanda de gas natural, el
gobierno colombiano publico un decreto en 2011 que describe su plan para aumentar la
produccion nacional de gas natural, particularmente de las minas de carbon gaseoso (EIA,
2016). El Decreto 4923 establece una reduction del 40 por ciento en las regalias
gubernamentales aplicables a los hidrocarburos no convencionales, que incluye CBM (GMI,
2017). Ademas, 2015 y 2016 fueron testigos de desarrollos normativos favorables con respecto
al futuro de la industria CMM / CBM de Colombia. El artfeulo 59 del Decreto 1886 (2015) otorga
que el propietario de la mina puede extraer gas para mejorar la seguridad de la mina y utilizar
el gas en el sitio. Sin embargo, para proyectos de CMM comerciales a gran escala, los
desarrolladores aun deben obtener las licencias necesarias.
En 2015, como parte del Protocolo de Kyoto, Colombia se comprometio a trabajar para
reducir sus emisiones de carbono en un 20 por ciento para 2030, aunque CMM se quedo fuera
del compromiso de Kioto de Colombia y no es parte de su NDC. Un problema que podria afectar
el desarrollo de CMM, es un fallo de un tribunal colombiano de 2016 que permite a los gobiernos
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locales y regionales bloquear actividades mineras dentro de sus jurisdicciones (Stratfor, 2016).
Dada esta legislacion reciente, queda por ver cual sera el impacto neto en la inversion de CMM
/ CBM.
5.4 Desafios a los Proyectos de MMC
Uno de los mayores problemas que enfrenta el desarrollo de CMM en Colombia es que
las minas de carbon mas grandes de Colombia son minas de superficie. El potencial de CMM
en las minas de superficie se limita al drenaje previo a la mina. Sin embargo, hay un estimado
de 3,000 minas subterraneas de carbon que anualmente producen 6 Mt, segun la Universidad
Nacional de Colombia (GMI, 2011). Muchas de estas minas alcanzan profundidades no
mayores a 600 m y son peligrosamente gaseosas (GMI, 2011). Estas minas pueden brindar
oportunidades para la utilizacion de metano, ya que muchas de ellas solo cuentan con sistemas
de ventilacion basicos. Desafortunadamente, estas pequenas minas tienen una capacidad
tecnica y financiera limitada para llevar a cabo un proyecto CMM.
Por ultimo, los proyectos de carbon colombianos han sido examinados y protestados en
los ultimos anos, y los ciudadanos colombianos se resisten a la reubicacion y el desarrollo.
Drummond y Cerrejon Coal Company fueron criticados en 2016 por cargos de contamination y
desplazamiento (London Mining Network, 2016). Con la legislacion reciente que empodera a
los gobiernos locales y regionales, los desarrolladores de proyectos CMM pueden enfrentar el
desaffo de satisfacer las demandas de los pueblos locales.
5.5 Beneficios de implementar proyectos CMM y CBM en Colombia
Si Colombia es capaz de implementar economicamente la utilizacion generalizada de
CMM / CBM, se acumularian beneficios significativos. La utilizacion de CMM / CBM aumenta la
seguridad de la mina. Colombia ha experimentado una serie de tragicas explosiones de minas
de carbon desde 2010, y el aumento de la utilizacion de CMM / CBM ayudara a mitigar este
riesgo. En segundo lugar, reducir la cantidad de metano que se escapa a la atmosfera ayudara
a Colombia a alcanzar su objetivo de reduction de emisiones de carbono del 20 por ciento para
2030. En ausencia de proyectos de utilizacion de CMM / CBM, se puede esperar que las
emisiones de GEI de las minas de carbon continuen aumentando anualmente. En tercer lugar,
la utilizacion de CMM / CBM puede complementar la creciente demanda de gas natural de
Colombia. Se proyecta que la demanda de gas natural de Colombia aumentara de 450 Bcf /
ano. en 2015 a casi 500 Bcf / ano. Para 2020 (ARI COGSM). Finalmente, la implementation
del proyecto CMM / CBM aumentara los ingresos de los productores colombianos de carbon y
garantizara que el sector minero de la nation siga siendo un motor para el crecimiento
economico nacional.
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7.0 Appendix A
Puerto Bolivar
|—o Sociedad Portuaria La GUajira
de Santa Marta *
Puerto Prodeco
Puerto Drumrriond ~—
Puerto Nuevoa—i
n
SPRC ~ H A
dl tsk (g> Riohacha
Santa Marta
Sr Cienaea _ „
Barranquula \ mm — ~ Cerrejon
(Xstrata, BHP BHIiton,
El Descanso J / AngloAmerican)
(Drummond)
1Valledupar
La Francia ~ , A ~ Calenturitas
( (CNR) Glencore
El Hatilio ^
V (CNR)
a rpcar
La LcSal Glencore
-a Pribbenow
Drummond
Figura 25: Figura que muestra un mapa detallado de las minas de carbon de Colombia y los
operadores de minas de carbon de Colombia. Mas del 90% de la produccion de carbon de
Colombia proviene de los departamentos del norte de Guajira y Cesar (GMI, 2015; Cerejon,
2013; Mining Atlas, 2016). El Cerrejon, La Jagua y La Loma (Mina Pribbenow) son las tres
minas mas grandes de Colombia. Figura adaptada de la paz (2016).
Tabla 6: Estas tres minas representan mas del 90% de la produccion de carbon colombiano
(GMI, 2015; Cerejon, 2013; Mining Atlas, 2016).
Mina
Tipo
Lugar
Propietario
Produccion
(Mt per
year)
Reservas
(Mt)
Cerrejon Zona Norte
Surface
Guajira
Cerrejon Coai
Company
33.2
4,874
(2013)
Carbones del Cerrejon
Surface
Guajira
Cerrejon Coal
Company
3.7 (2010)
-
El Cerrejon Corte
Surface
Guajira
Cerrejon Coal
Company
5.6 (2010)
-
Mina Pribbenow/La
Loma
Surface
Cesar
Drummond
21
485
La Jagua
Surface
Cesar
Glencore/ Prodeco
7
260
La Jagua
Underground
Cesar
Glencore/ Prodeco
0.9 (1994)
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