Energía Demanda Anx

PRODUCTOS ANALÍTICOS PARA APOYAR LA TOMA DE DECISIONES SOBRE ACCIONES DE

MITIGACIÓN A NIVEL SECTORIAL

DEMANDA DE ENERGÍA: SECTORES INDUSTRIA Y RESIDENCIAL

Anexos

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 Anexo 1. Demanda energética y emisiones GEI del año 2010 Anexo 2. Talleres con expertos Anexo 3. Selección de los subsectores que se analizaron Anexo 4. Análisis macroeconómico y demográfico Anexo 5. Supuestos de modelación de la línea base de producción de cemento Anexo 6. Supuestos de modelación de la línea base de producción de hierro y acero Anexo 7. Línea base de producción de papel, químicos, alimentos y bebidas y procesos industriales Anexo 8. Proyección de precios de los energéticos Anexo 9. Demanda energética del año base Anexo 10. Comparación de desempeño de la producción de hierro y acero Anexo 11. Comparación de desempeño de la producción de cemento Anexo 12. Comparación de desempeño de la producción de papel e industria química Anexo 13. Medidas sugeridas por los expertos sectoriales para el sector industrial Anexo 14. Medidas de mitigación de la producción de cemento Anexo 15. Medidas de mitigación de la producción de hierro y acero Anexo 16. Medidas de mitigación de producción de papel, químicos, alimentos y bebidas Anexo 17. Análisis de costo efectividad de las medidas que no hacen parte de la MACC Anexo 18. Mensajes del análisis de costo efectividad Anexo 19. Supuestos y parámetros de modelación de la línea base del sector residencial Anexo 20. Participación futura de los uso de energía en las emisiones de las viviendas Anexo 21. Medidas de mitigación del sector residencial Anexo 22. Análisis de las medidas de mitigación del sector residencial

1

Anexo 1. Demanda energética y emisiones GEI del año 2010 En la siguiente tabla se presenta la participación de los energéticos en la demanda del sector industrial del año 2010 y las emisiones de GEI generadas por dicho consumo de energía.

Tabla 1. Participación de los energéticos en la demanda energética industrial del año 2010 y en las emisiones GEI

Energético Participación (%)

Demanda de energía Emisiones GEI

Gas natural 39% 34% Electricidad 23% 17% Carbón 12% 18% Bagazo 10% 10% Petróleo 5% 7% Residuos 3% 7% Diesel oil 3% 3% Gas licuado de petróleo 1% 1% Fuel oil 1% 1% Gas industrial 1% 1% Kerosene y jet fuel 1% 1% Coque 0.4% 1% Leña 0.2% 0.2% Carbón de leña 0.2% 0.3% No energéticos 0.1% 0.1%

Fuente: Elaborado a partir de (UPME, 2011)

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Anexo 2. Talleres con expertos Este estudio comprendió la construcción de curvas de costos de abatimiento de gases de efecto invernadero (GEI) para diferentes sectores de la economía colombiana; incluyendo industria, transporte, construcción, agropecuario, minero-energético y residuos. A juicio de los líderes del equipo de investigación, el desarrollo de las curvas de abatimiento podía lograrse no solo a partir de la experticia de los miembros del equipo sino también a partir de los insumos de un grupo de expertos sectoriales cuya experiencia pudiese enriquecer, validar y complementar la elaboración de las curvas para cada uno de los sectores. Con ese objetivo en mente se incorporó, como parte de la primera etapa del estudio el desarrollo de talleres con expertos sectoriales. Específicamente, dichos talleres fueron diseñados con el objetivo de recibir de parte de los expertos insumos centrales tanto para la modelación como para el análisis sobre las implicaciones de los resultados arrojados por los modelos. Durante el año 2012 se desarrollaron cuatro talleres de expertos y dos reuniones de alto nivel. La primera de estas reuniones, convocada por el Ministro de Ambiente y Desarrollo Sostenible, tuvo como propósito convocar a la alta dirección de las empresas y organizaciones más importantes de los sectores objeto del estudio, así como a representantes gubernamentales de diversos entes involucrados, para explicarles los alcances de la Estrategia Colombiana de Desarrollo en Bajo Carbono (ECDBC) y sus etapas de desarrollo, y para lograr su compromiso con la iniciativa. Otro de los objetivos prácticos de la reunión fue pedirles a los representantes de las empresas y organizaciones de los sectores, sugerencias para la conformación del equipo de expertos que sería convocado a los talleres. Los cuatro talleres celebrados durante el año 2012, persiguieron de manera general, los siguientes objetivos: • Primer taller (martes 13 de marzo de 2012):

Discusión inicial con los expertos sobre las perspectivas y posibles escenarios de desarrollo de cada sector en el largo plazo.

• Segundo taller (viernes 4 de mayo de 2012):

Presentación de los parámetros y supuestos en la construcción de los modelos sectoriales para acordar insumos para la construcción de los escenarios inercial y de referencia por sectores y recibir aportes preliminares sobre tecnologías de desarrollo sectorial bajo en carbono.

• Tercer taller (miércoles 11 de julio de 2012): Presentación del listado consolidado de opciones de mitigación por sector, para priorizarlo con base en los cobeneficios generados por cada opción en cuatro criterios: sociales, económicos, ambientales y requerimientos de implementación.

• Cuarto taller (jueves 20 de septiembre de 2012): Discusión de insumos y aportes sobre los marcos temporales de implementación de las opciones de mitigación priorizadas.

La segunda reunión de alto nivel se realizó entre el tercer y cuarto taller (el viernes 24 de agosto de 2012) y tuvo como propósito informar a los representantes de los sectores y entidades gubernamentales sobre los avances en el desarrollo del estudio. Un último taller de socialización, se desarrolló el 9 de diciembre del 2013, con la finalidad de presentar los resultados del estudio de la segunda fase, desarrollada durante el año 2013.

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Aunque la estructura y el método de trabajo en cada taller estuvieron diseñados de acuerdo con los objetivos particulares perseguidos en cada uno, en general la metodología para el desarrollo de los talleres se inspiró en el enfoque de “Intervenciones de grandes grupos” (Large Group Interventions) y se nutrió de elementos combinados de tres metodologías: Tecnología de Espacio Abierto (Open Space Technology), “World Cafe”, y Diálogo Estructurado1. Estas metodologías tienen el propósito de darle estructura a los diálogos con un gran número de participantes, con el fin de extraer ideas, aportes o conclusiones de la mayor cantidad posible de ellos. En cada taller las discusiones estuvieron divididas en sectores, con el fin de rescatar al máximo la experticia particular de los expertos convocados. En términos generales es siempre difícil alcanzar convocatorias suficientemente amplias para desarrollar procesos participativos de formulación de política. La respuesta por parte de los expertos convocados superó las expectativas del equipo coordinador. Los talleres de expertos desarrollados en el marco del estudio tuvieron una acogida excepcionalmente alta para este tipo de iniciativas: el número promedio de asistentes a cada uno de los tres talleres fue de cerca de 80 participantes, de una convocatoria de alrededor de 110 personas, lo cual ubicó la tasa de respuesta en cerca del 70%, muy por encima de las expectativas del equipo coordinador. Lo más significativo es que esa tasa de respuesta se mantuvo de manera sostenida a lo largo de todo el proceso. En ello pudieron haber sido claves dos factores: 1) la credibilidad institucional emanada del hecho de que la convocatoria fue hecha directamente por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible; y 2) la relevancia del tema para todos y cada uno de los actores convocados. Varios aprendizajes y recomendaciones se derivan del desarrollo de los talleres participativos con expertos sectoriales. Las principales lecciones se resumen a continuación, de manera que los miembros del equipo coordinador o aquellos interesados en replicar un proceso similar, tengan elementos de juicio adicionales para examinar los alcances y limitaciones de esta experiencia. 1. Intereses particulares, agendas sectoriales:

Los talleres encarnaron el que quizá es el mayor desafío de la formulación de política pública: la tensión entre la dimensión técnica y la dimensión política. Aun cuando el rigor técnico garantice resultados objetivos que, al menos en principio, facilitan y enfocan el debate, es inevitable que esos resultados sean interpretados a la luz de las agendas particulares de los sectores (o incluso de los subsectores) y, por ello, puedan convertirse en fuente de discrepancia. Dicho en términos sucintos, el debate técnico plantea un horizonte de sentido suficientemente concreto y depurado en el cual pesan menos las opiniones personales y más la argumentación fundamentada en datos e información rigurosa; no obstante, éste no blinda a los procesos participativos de la natural puja por los intereses y las ventajas que cada uno de los actores busca para el sector que representa. 2. Claridad, alcances y limitaciones. Otro de los aprendizajes relevantes del ejercicio participativo desarrollado está relacionado con la importancia de mantener siempre un alto nivel de claridad con respecto a los alcances y también las limitaciones del proceso en su conjunto. Ahora bien, dicha claridad no garantiza que en algún momento los participantes no puedan sentir que sus aportes no están representados. Ello fue particularmente clave

1 Ver Griffin, T. J. y Purser, R. “Large Group Interventions: Whole System Approaches to Organizational Change”. Chapter for Publication in The OD Handbook, Tom Cummings (Editor). Sage Publications. Disponible en: http://userwww.sfsu.edu/~rpurser/Large%20Group%20Intervention%20OD%20Handbook.htm

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en este proceso, por el hecho de que, desde el punto de vista técnico, no era posible que la totalidad de los aportes recogidos en las mesas de trabajo fueran en efecto incluidos como parte del ejercicio de modelaje. En síntesis, el aprendizaje más importante es no escatimar esfuerzos para mantener la mayor claridad posible en términos de: 1) la manera como los aportes de los participantes encajan dentro de la estructura global para la cual han sido convocados; y 2) el alcance de esa estructura y también sus limitaciones. La ventaja de mantener esa claridad está en que su ausencia puede generar insatisfacciones que lleguen a comprometer la legitimidad del proceso participativo en su conjunto. 3. Acceso a la información y colaboración interinstitucional. Así como fue cierto que en ocasiones el desarrollo del estudio vivió las dificultades del acceso a la información, es también cierto que, en buena medida, el ejercicio participativo y el componente técnico se beneficiaron enormemente de los avances que se ha consolidado con el paso de los años en términos de colaboración interinstitucional. La conformación del equipo coordinador fue, de hecho, un claro ejemplo de ello. De igual manera, el MADS contó con el concurso y apoyo de otras entidades del nivel nacional que estuvieron siempre dispuestas a colaborar y sin cuyo apoyo no se hubieran podido alcanzar los objetivos. 4. Flexibilidad en tiempos y ritmos. Otro de los aprendizajes relevantes de esta iniciativa participativa fue la necesidad de conciliar, para beneficio del proceso, los ritmos y tiempos de la agenda pública y del ejercicio técnico-académico. Como puede suponerse, ambos ritmos no necesariamente coinciden. Para efectos de la agenda pública y el diseño de políticas existen siempre presiones por la ejecución y el cumplimiento, independientemente de los retrasos y contingencias que pueden emerger. En el ámbito académico, por el contrario, existe con frecuencia mucha más tolerancia a los tiempos prolongados, toda vez que siempre prima la necesidad de analizar en detalle, reflexionar y buscar el rigor como una premisa esencial. Es posible afirmar que algunas de las dificultades propias del desarrollo de procesos participativos complejos, como el vivido durante la primera etapa del estudio, fueron acertadamente disminuidas por virtud de, al menos, cuatro elementos: 1) la interlocución fluida, 2) la claridad de objetivos, 2) la alineación de propósitos entre los miembros del equipo coordinador; y 4) el perfil técnico de las entidades públicas participantes, algo que las distancia de los lugares comunes y los prejuicios que existen en contra de la capacidad de gestión del sector gubernamental y que facilitó en buena medida el trabajo mancomunado con actores de diversa naturaleza. Este proceso de participación fue liderado por profesores de la Facultad de Administración de la Universidad de los Andes.

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Anexo 3. Selección de los subsectores que se analizaron Este estudio se enfocó en aquellos subsectores que demandan la mayor cantidad de energía de acuerdo con los registros del balance energético nacional (BEN) de los últimos años, y que tienen la mayor generación de emisiones de GEI asociada al consumo de energía. El análisis se realizó para cinco subsectores: 1) cemento, 2) hierro y acero, 3) papel, 4) químicos y 5) alimentos y bebidas. Éstos fueron responsables de más del 80% de la demanda de energía del sector industrial (Figura 1) en el año 2010 y tuvieron una participación superior al 80% en las emisiones generadas por consumo de energía en el sector (Figura 2). En cuanto a su aporte en la economía, de acuerdo con lo reportado para el mismo año en la Encuesta Anual Manufacturera del DANE, estos cinco sectores aportaron el 60% del valor agregado bruto2 (Figura 3).

Figura 1. Participación de los subsectores en el consumo de energía de la Industria

Fuente: Elaboración propia a partir de (UPME, Unidad de Planeación Minero Energética, 2013)

2El valor agregado bruto se define como la producción bruta menos el consumo intermedio. La diferencia entre este valor y el PIB es que este último tiene en cuenta el valor de los impuestos indirectos. No se utilizó el producto interno bruto dadas las diferencias en la clasificación de subsectores del BEN de la UPME y las cuentas naciones DANE para PIB.

22% 23% 21%

15% 19% 23%

20% 19%

21%

13% 11%

9% 12%

11% 10%

8% 7% 6% 5% 4% 3% 3% 4% 3% 2% 1% 3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2005 2010

Calzado y cueros

Maderas y muebles

Maquinaria y equipos

Otros

Piedras, vidrio y cerámicas

Textil y confecciones

Hierro, acero y no ferrosos

Papel e imprenta

Alimentos bebidas y tabaco

Químicos

Cemento

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Figura 2. Participación de los subsectores en el total de emisiones de la Industria

Fuente: Elaboración propia a partir de (UPME, 2013)

Figura 3. Participación de los subsectores en el valor agregado bruto de industria

Fuente: Elaboración propia a partir de (EAM, 2013)

23% 23% 21%

13% 16% 20%

17% 18%

20%

16% 15%

13%

13% 11% 10%

9% 7% 6%

5% 4% 3% 3% 3% 3% 1% 1% 3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2000 2005 2010

Calzado y cueros

Maderas y muebles


Otros




Papel e imprenta


Químicos

Cemento

30% 27% 31%

16% 22% 22%

16% 13% 14%

10% 8% 6%

8% 7% 7%

6% 7% 7%

5% 3% 4% 4% 6% 5% 3% 3% 3%

1% 1% 2% 1% 1% 1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2,000 2,005 2,010

Calzado y cueros

Maderas y muebles



Cemento


Papel e imprenta


Químicos

Otros


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Anexo 4. Análisis macroeconómico y demográfico La proyecciones macroeconómicas y demográficas son el eje fundamental sobre el que descansan los pronósticos de emisiones de gases efecto inverno para Colombia. El equipo de la Universidad de Los Andes trabajó en conjunto con el Departamento Nacional de Planeación para elaborar escenarios altamente probables para Colombia a 2040. Este anexo metodológico resume el trabajo desarrollado en tres aspectos: 1) proyecciones de población, 2) proyecciones de PIB, PIB per cápita y PIB sectorial y 3) análisis de países altamente similares a Colombia en los próximos años. El ejercicio realizado para los escenarios de población consistió en tomar las proyecciones de población del DANE (disponibles hasta el año 2020) y extrapolarlas hasta el año 2050 siguiendo los escenarios altamente probables de población concertados con DNP. Se realizó un proceso de optimización partiendo de las tasas de crecimiento poblacional proyectadas por CELADE, de tal manera que dichas proyecciones coincidieran con los escenarios concertados con DNP. De esta manera la proyección resultante incorpora la concavidad característica de las proyecciones de población que, a grandes rasgos, es un reflejo de las dinámicas de mortalidad y fecundidad para un país de ingreso medio como lo es Colombia. La distribución de la población entre áreas urbanas y rurales en las próximas décadas, se estimó con la metodología de la ONU, partiendo de las proyecciones del DANE al 2020. Los escenarios propuestos se muestran en la Figura 4. En los análisis sectoriales que conformaron el estudio se utilizó el escenario medio como supuesto transversal de modelación.

Figura 4. Proyecciones de población para Colombia a 2050

Las proyecciones de crecimiento del PIB fueron resultado de comparaciones con pares similares de América Latina. Se diseñaron dos escenarios: el primero fue producto de las reuniones en planeación nacional, donde se concertó una tasa de crecimiento de largo plazo de 5% para el escenario alto. El segundo escenario, corresponde al crecimiento per cápita proyectado por DNP (3.1%) para los próximos años y la dinámica poblacional, con lo que se obtuvo la proyección de PIB implícita para esa tasa de crecimiento.

30

35

40

45

50

55

60

65

70

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

2035

2040

2045

2050

Pobl

ació

n (m

illon

es)

Año

Escenario Alto

Escenario Medio

Escenario Bajo

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Tabla 2. Proyecciones de crecimiento del PIB

Escenario 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040 1 5% 5% 5% 5% 5% 5% 2 4.22% 4.17% 4.05% 3.98% 3.90% 3.72%

Tabla 3. Proyecciones de crecimiento del PIB per cápita

Escenario 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040 1 3.79% 3.84% 3.96% 4.04% 4.12% 4.31% 2 3.1% 3.1% 3.1% 3.1% 3.1% 3.1%

Para las proyecciones de PIB sectorial se implementó el modelo Insumo Producto Dinámico descrito en Perdomo (2004). Este modelo describe principalmente los encadenamientos entre los diferentes sectores de la economía. Se busca estimar la producción sectorial para satisfacer la demanda de la economía utilizando como driver principal los escenarios de crecimiento de PIB. Se implementó en GAMS el componente sectorial del modelo de Perdomo (2004) y se aumentó su funcionalidad, de tal manera que el modelo se acoplara a las necesidades del proyecto. Específicamente, las modificaciones al modelo permiten modelar exógenamente algunos sectores de alta influencia en la economía nacional (v.g., sector de hidrocarburos). Una descripción detallada del modelo se puede consultar en el documento del autor Matajira (2012). Los resultados para el Escenario 2, utilizados en las modelaciones de este estudio se presentan en las siguientes tablas: Tabla 4. Crecimiento PIB sectorial Escenario 2

Subsector Tasa de crecimiento anual

2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 Café 3.41% 3.38% 3.26% 3.24% Agrícola 4.04% 3.97% 3.84% 3.84% Ganadería 3.17% 3.60% 3.44% 4.28% Silvicultura, caza y pesca 4.33% 4.36% 4.14% 4.15% Carbón y lignita 5.98% 3.51% 2.19% 1.30% Petróleo 3.84% 2.75% 4.64% -0.57% Otros minerales 3.04% 3.03% 2.94% 2.90% Electricidas, gas y agua 3.00% 2.83% 3.03% 2.37% Productos comestibles 4.31% 4.25% 4.08% 4.07% Industrias intensivas en mano de obra no calificada 3.94% 4.57% 5.13% 5.28% Impresos y artículos análogos 3.95% 3.45% 3.13% 2.68% Químicos, caucho, vidrio y otros productos no metálicos 4.14% 4.04% 3.92% 3.84% Muebles y otros bienes transportables 4.32% 4.25% 4.09% 4.06% Maquinaria 4.73% 4.76% 4.75% 4.55% Construcción 4.72% 5.37% 5.08% 5.82% Transporte 4.68% 4.59% 4.48% 4.35% Comunicaciones 4.15% 4.04% 3.95% 3.79% Servicios privados 4.10% 4.02% 3.90% 3.86% Servicios del gobierno 4.11% 4.04% 3.90% 3.89% Total 4.22% 4.17% 4.05% 3.98%

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Tabla 5. Tasas de crecimiento utilizadas en la proyección de la actividad industrial

Subsector Indicador de crecimiento

Tasas anuales de crecimiento 2010-2015 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040

Cemento PIB construcción 4.72% 5.37% 5.08% 5.82% 5.71% 5.44%

Siderurgia PIB industria 4.23% 4.22% 4.18% 4.08% 3.92% 3.90%

Químicos PIB químicos, caucho, vidrio y otros productos no metálicos

4.14% 4.04% 3.92% 3.84% 3.79% 3.52%

Papel PIB industria 4.23% 4.22% 4.18% 4.08% 3.92% 3.90%

Alimentos y bebidas

PIB productos comestibles 4.31% 4.25% 4.08% 4.07% 4.03% 3.73%

Procesos productivos

PIB químicos, caucho, vidrio y otros productos no metálicos

4.14% 4.04% 3.92% 3.84% 3.79% 3.52%

El análisis de países altamente similares a Colombia buscó encontrar países a los que Colombia se podría parecer en el futuro, si se siguieran los trayectos proyectados. Para esto se utilizaron rutinas de análisis de conglomerados, análisis de correlación canónica, componentes principales y regresiones logísticas multinomiales. Los resultados sugieren que Colombia en los próximos 20 años tendrá características muy similares a Corea del Sur, Argentina y México de la actualidad. De seguir con un crecimiento sostenido de acuerdo al Escenario 1, Colombia en 2030-2040 sería similar a Canadá, Corea del Sur, Alemania, Francia, Italia y Reino Unido con sus niveles de vida actuales, lo que implica un rezago de casi medio siglo con respecto a estos países.

Escenario 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030 2030-2035 2035-2040

Macro 1 3.79% 3.84% 3.96% 4.04% 4.12% 4.31%

Macro 2 3.11% 3.11% 3.11% 3.11% 3.11% 3.11%

Figura 5. Análisis de países similares

Chile 2010

Uruguay 2010

Corea del Sur 2010

Portugal 2010

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Anexo 5. Supuestos de modelación de la línea base de producción de cemento En esta sección del documento se presenta la información utilizada en la modelación de la línea base y opciones de mitigación. Supuestos de línea base - Se utilizó la proporción de la producción por vía húmeda y vía seca del año 2010 y se supuso

constante durante el periodo 2010-2040. - Se tuvieron en cuenta las proyecciones reportadas por las principales empresas nacionales en cuanto a

la proporción de la mezcla clínker/cemento. - Se consideró constante la canasta energética entre el 2010 y el 20403, excepto en la participación de la

biomasa la cual de acuerdo con los planes de producción de empresas nacionales se espera que aumente.

- La diferencia entre el escenario inercial y de referencia está dada por la consideración de un proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) sobre sustitución de una proporción del carbón por biomasa en el escenario de referencia.

En la siguiente tabla se presentan las fuentes de información utilizadas para modelar la línea base de del sector cementero:

Tabla 6. Fuentes de información de los supuestos de la línea base

Proceso Fuente

Producción de clínker Para los años 2010 y 2011 se obtuvo del Instituto Colombiano de Productores de Cemento ICPC según DANE.

Participación en la producción de las tres industrias más grandes de Colombia

(CEMEX COLOMBIA, 2011); (HOLCIM COLOMBIA, 2011); (ARGOS COLOMBIA, 2011).

Relación clinker/cemento

(CEMEX COLOMBIA, 2011); (HOLCIM COLOMBIA, 2011); (ARGOS COLOMBIA, 2011). Para una de las industrias en el escenario de referencia la meta es de 0.585 para el año 2020, de acuerdo con (CEMEX Colombia, 2008).

Relación concreto/cemento (ARGOS COLOMBIA, 2011). Factor de emisión de procesos productivos para producción de clínker (IPCC, 2006).

Consumo de los diferentes combustibles, por cada tonelada de producto

CEMEX COLOMBIA, 2006.

Consumo de electricidad por cada tonelada de producto

(CEMEX COLOMBIA, 2011); (HOLCIM COLOMBIA, 2011); (ARGOS COLOMBIA, 2011).

Proyecto MDL CEMEX Colombia: Biomass project at Caracolito cement plant.

3 No se analizó la interacción entre la demanda energética de los subsectores industriales y las proyecciones de oferta de energía en Colombia. El análisis de los subsectores de oferta energética (Sección 4 del estudio) responde a los escenarios de proyección de la UPME.

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Anexo 6. Supuestos de modelación de la línea base de producción de hierro y acero En el siguiente diagrama se resume el proceso de producción considerado en la línea base:

EAF: Horno de arco eléctrico

BOF: Horno básico de oxígeno Figura 6. Diagrama de flujo Línea Base

Supuestos de línea base: - Se supuso que la producción de pellets era igual a la producción de mineral de hierro reportada en

(worldsteel Association , 2011), debido a la relación mineral de hierro/pellet presentada en (Remus, Aguado Monsonet, Roudier, & Delgado Sancho, 2013).

- Para los costos de operación y mantenimiento fijos de alto horno, horno de arco eléctrico y horno básico de oxígeno (por sus siglas en inglés EAF y BOF respectivamente), se aplicaron los porcentajes promedio obtenidos a partir de la información presentada en (U.S. Energy Information Administration (EIA), 2013).

- Los costos de operación y mantenimiento variables de los equipos se supusieron como el costo de los combustibles y materiales necesarios para su operación.

- En el proceso de lingotes se supuso que el combustible utilizado era gas natural siguiendo lo reportado en el balance energético nacional. Con base en lo anterior, el consumo energético para el proceso presentado en (Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 2001) y el poder calorífico inferior para el gas natural nacional (Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 2003), se determinó el volumen de gas natural requerido para producir una tonelada de lingotes.

- El factor de emisión asociado al proceso en el alto horno, se determinó multiplicando el factor de emisión del coque (agente reductor), por el factor de consumo del coque. Lo anterior, siguiendo las recomendaciones de (IPCC, 2000) para calcular las emisiones siguiendo la metodología de Nivel 1.

- Debido a la ausencia de proyectos MDL que actualmente estén siendo implementados en la industria básica de hierro y acero en el país, no hay diferencias entre el escenario inercial y el de referencia.

Alto horno

EAF

BOF

Coque

Pellets

Mineral de hierro

Arrabio

Chatarra

Lingotes

Colada continua

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Tabla 7. Fuentes de información de los parámetros utilizados en la modelación de la línea base

Parámetro Fuente de información

Requerimientos de electricidad y fuel oil en fabricación de pellets (Hornby Anderson, Metius, & McClelland).

Requerimientos de coque por unidad de arrabio (Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales (ACCEFYN), 2003) y según datos proveídos para este estudio por la industria local.

Requerimientos de energía en EAF (ETSAP, 2010).

Requerimientos de energía e insumos en BOF (United States Environmental Protection Agency (EPA), 2002); (Birat, Lorrain, & de Lassat, 2008); (Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 2001).

Costo de inversión EAF, BOF (ETSAP, 2010).

Costos fijos BOF Se estimó de acuerdo los costos de O&M para tecnologías de generación basadas en gas natural, presentadas en: (U.S. Energy Information Administration (EIA), 2013).

Costo de chatarra Precio promedio: (PLATTS STEEL MARKETS DAILY, 2012).

Requerimiento de energía para: producción de pellets, EAF y BOF (Eggleston, Buendia, Miwa, Ngara, & Tanabe, 2006).

Factor de emisión en proceso del alto horno

Factor de emisión coque: (IPCC, 2000) Factor de consumo coque: (Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales (ACCEFYN), 2003).

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Anexo 7. Supuestos de modelación de la línea base de producción de papel, químicos, alimentos y bebidas y procesos industriales 1. Producción de papel - La información sobre producción nacional de papel en los últimos años es la reportada por la ANDI

(ANDI Cámara de la industria de pulpa, 2012) y DNP (DNP, 2007). - Alrededor del 20% de la producción total de papel se hace a partir de la pulpa como tal, en la

proporción restante se utiliza material reciclado como insumo. Se supuso constante esta proporción para el periodo 2010-2040.

- La demanda de energía por cada tonelada de material producida corresponde a la reportada por la UPME para cada tipo de industria (integrada y no integrada) (UPME, 2001) y la distribución por tipo de energéticos es la del balance energético nacional. De acuerdo con el balance energético del año 2010, los residuos constituyen el energético de mayor demanda (32%), seguidos por el carbón (23%), el gas natural (22%) y la electricidad (16%). La proporción restante está compuesta por bagazo, crudo, fuel oil y GLP.

2. Producción de químicos, alimentos y bebidas - La línea base de demanda de energía se estimó de acuerdo con la demanda reportada en el balance

energético nacional y suponiendo que la distribución por tipo de energéticos se mantiene constante entre el 2010 y el 2040.

3. Procesos productivos - Se modelaron los procesos utilizando la metodología del IPCC del año 2006, para niveles 1 y 2. De

acuerdo con el IPCC, las emisiones se modelan en función de la cantidad de productos utilizados o producidos, según cada subsector.

- La diferencia entre el escenario inercial y el de referencia, es que para este último se tuvieron en cuenta los proyectos MDL de la producción de ácido nítrico y amoniaco (proyectos MDL Abocol y Monómeros Colombo-Venezolanos).

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Tabla 8. Fuente de información

Subsector Fuente de información

Uso de SF6 en equipos electrónicos Base de datos del Ideam para los años 2001-2005.

Ácido nítrico Abocol S.A. y Monómeros Colombo-Venezolanos S.A.

Sustitutos SAO Unidad Técnica de Ozono del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible

Amoniaco Base de datos del Ideam para los años 2000 al 2005 y Abocol S.A.

Ferroníquel Ingeominas: datos de producción anual ferroníquel

Negro de humo Base de datos del Ideam para los años 2001-2005.

Producción cal viva y dolomita La información sobre la producción de cal viva, cal hidratada y cal dolomita se obtuvo de las bases de datos del Ideam para los años 2000 al 2005.

Producción y uso del carbonato de sodio Base de datos del Ideam para los años 2001-2005.

Uso de carburo de calcio Se utilizó la información acerca de las toneladas utilizadas registrada en la base de datos del Ideam para los años 2004 y 2005.

Dióxido de titanio Base de datos del Ideam para los años 2001-2005.

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Anexo 8. Proyección de precios de los energéticos En el escenario de crecimiento de precios de los energéticos, se usó como referencia el escenario medio de precios del petróleo WTI proyectado por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE, 2011), el cual pronostica 130 dólares (USD 2010) por barril de petróleo para el año 2035.

Figura 7. Proyección de precios de los energéticos, en unidades originales

Figura 8. Proyección de precios de los energéticos en unidades energéticas

0

2

4

6

8

10

12

14

2010 2020 2030 2040

Prec

ios

Gas natural generación (USD/m3)Gas natural residencial (USD/m3)GNV (USD/m3)Diesel (USD/galón)Gasolina (USD/galón)Petróleo (USD/barril)/10Carbón (USD/tonelada)/10

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

2010 2020 2030 2040

Prec

ios (

USD

Cen

t/MJ)

PetróleoCarbónDieselGasolinaGNVGas natural generaciónGas natural residencial

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Anexo 9. Demanda energética del año base En la siguiente tabla se presentan los resultados de demanda energética para el año base. Debido a la metodología utilizada, la energía total de algunos subsectores en el año 2010 difiere de los valores reportados en el balance energético nacional para el mismo año.

Tabla 9. Comparación entre la demanda de energía del año 2010 de este estudio y registrado en el balance energético nacional

*Todos los valores se presentan aproximados a la centena

Subsector

Demanda 2010 (TJ)* Diferencias Balance

energético nacional

Este estudio

Cemento 48,900 27,200

- En este estudio únicamente se consideró la producción de clínker y cemento. En el BEN de acuerdo con los códigos CIIU, también está incluida la fabricación de artículos de cemento, cal y yeso.

- En este estudio se encontró un aporte del carbón de más del 90% en la demanda de energía para el proceso mencionado. En el BEN para todo el sector, el principal aporte es el del gas natural (69%), seguido por el carbón (19%).

Alimentos y bebidas 46,800 Igual

- Para la línea base de emisiones se utilizó la demanda total y participación de energéticos reportada por el BEN y los informes de sostenibilidad de las empresas.

Químicos 51,800 Igual - Para la línea base de emisiones se utilizó la demanda total y participación de energéticos reportada por el BEN.

Papel 21,100 23,100

- En este estudio la demanda total se estimó por una metodología de abajo hacia arriba, utilizando indicadores de demanda de energía por unidad producida en cada proceso de la cadena. La participación de los energéticos es la reportada por el BEN.

Siderurgia 21,700 16,900

- En este estudio la demanda total se estimó por una metodología de abajo hacia arriba y únicamente se consideró la producción de hierro y acero. En el BEN de acuerdo con los códigos CIIU, está incluida la demanda de energía de otras actividades como las industrias básicas de metales no ferrosos y la fabricación de productos de metal.

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Anexo 10. Comparación de desempeño de la producción de hierro y acero Para el sector de producción de hierro y acero se realizó un ejercicio de comparación de la demanda de energía según la modelación de este estudio y valores reportados en la literatura internacional. Los resultados se presentan en la siguiente tabla. Tabla 10. Consumo energético de la industria siderúrgica

Consumo Energético (GJ/t)

País Proceso total Sinter/Pellet Alto horno BOF EAF Colada

Continua Lingotes

China (2005)1 4 2 13 6 China (2006) 1 20 EE.UU. (2006) 1 26 Canadá (2002/2003)2 2 2 5 0.1 Alemania (1991-2007) 3 2 10 0.1 6 Corea del Sur (1994)4 20 México (1994)4 24 Brasil (19944 23 China (1994)4 35 India (1994)4 41 EE.UU. (1994)4 27 IEA (2007) 5 3 13 2 Colombia (2010)6 90 1 55 3 1 24 7

1(Hasanbeigi, Price, Aden, Chunxia, Xiuping, & Fangqin, 2011); 2(Natural Resources Canada´s Office of Energy Efficiency, 2007); 3(Arens, Worrell, & Schleich, 2012); 4 (Kim & Worrell, 2002); 5(OECD/IEA, 2007); 6Este estudio.

− La diferencia entre el consumo energético y las emisiones de CO2 de la industria siderúrgica en los diferentes países, es consecuencia principalmente de la diversidad en la calidad de las materias primas y de los costos de la energía, lo cual determina la costo-eficiencia de tecnologías de recuperación de energía (OECD/IEA, 2007).

− A lo largo de las últimas dos décadas, la industria del hierro y el acero ha evolucionado considerablemente en términos de eficiencia. Sin embargo, el consumo promedio de energía a nivel mundial no ha evolucionado de la misma manera, debido a que el mayor crecimiento de la industria se ha dado en China, en donde las tasas de eficiencia energética son relativamente bajas (OECD/IEA, 2007).

− En los países en donde los costos de energía son sumamente altos y que tienen políticas ambiciosas de eficiencia energética, las prácticas de recuperación de energía residual proveniente de la industria de hierro y acero es muy común (OECD/IEA, 2007).

− El reciclaje de chatarra para producción de acero en hornos de arco eléctrico (EAF, por sus siglas en inglés), requiere muchísima menos energía que la producción de acero por la ruta convencional del alto horno y el horno básico de oxigeno (BF y BOF, por sus siglas en inglés, respectivamente), debido a que el proceso de reducción del mineral de hierro es evitado. No obstante, la producción

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de acero a partir de chatarra, es limitada debido a la disponibilidad de la misma y a la calidad requerida de ciertos productos finales (OECD/IEA, 2007).

− Los principales potenciales de reducción del consumo energético y emisiones de CO2 para la industria siderúrgica, según la Agencia Internacional de Energía (OECD/IEA, 2007) están en: realizar recuperación de gases provenientes del horno de producción de coque; implementar mejoras en los altos hornos; mejorar la eficiencia en los usos del gas de alto horno; aumentar el uso de escoria para la producción de cemento; aumentar la recuperación de gas de horno básico de oxígeno; reducir el consumo de electricidad del EAF hasta 350 kWh/t; y hacer enfriamiento en seco del coque, ya que se puede reciclar más del 80% del calor sensible presente en el coque. Al enfriar cada tonelada de coque, se pueden reciclar entre 0.45 y 0.60 toneladas de vapor, ese vapor residual puede ser utilizado para producción de energía eléctrica. (Hasanbeigi, Price, Aden, Chunxia, Xiuping, & Fangqin, 2011);

− El uso de escoria de hierro y acero como sustituto de clínker en la producción de cemento, puede representar una reducción de emisiones para dicho sector, estimada entre 140-185 millones de toneladas de dióxido de carbono (Hasanbeigi, Price, Aden, Chunxia, Xiuping, & Fangqin, 2011).

− Se observa para Colombia una demanda superior de energía por cada tonelada, respecto a los valores de otros países. Esta diferencia está dada principalmente por el consumo de energía asociado al alto horno. Es importante mencionar que las fuentes de información utilizadas para este proceso son de los años 2003 (Academia Colombiana de Ciencias Exactas, Físicas y Naturales (ACCEFYN), 2003) y 2001 (Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), 2001) y que en los últimos años podrían haberse dado mejoras en el promedio de la industria nacional.

19

Anexo 11. Comparación de desempeño de la producción de cemento Para el sector de producción de cemento se realizó un ejercicio de comparación de la demanda de energía según la modelación de este estudio y valores reportados en la literatura internacional. De acuerdo con las estimaciones de este estudio, la demanda de energía por unidad de producto de la industria nacional de cemento, es inferior al promedio del consumo reportado para otras regiones del mundo (Tabla 11). En cuanto a la composición de la canasta energética, la industria nacional presenta una participación relativamente baja tanto de residuos como de biomasa en comparación con la industria cementera de otras regiones del mundo (Tabla 12). Tabla 11. Consumo energético por unidad de producto 2010

Región GJ/ t cemento GJ/ t clínker África 2.6 3.9 Asia excepto China, India y Japón 2.9 3.3 Brasil 2.6 3.6 Centro América 2.7 3.7 China 2.8 3.5 Europa 3.0 3.8 India 2.3 3.2 Japón 2.7 3.4 Oriente Medio 2.9 3.4 Norteamérica 3.2 3.9 Sur América excepto Brasil 2.4 3.6 Colombia - Este estudio 2.6 3.4 Promedio sin Colombia 2.9 3.8 Fuente: Elaboración propia a partir de (Cement Sustainability Initiative, 2013)

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Tabla 12. Participación por tipo de energético 2010

Región Participación en la canasta energética (%) Residuos Biomasa Combustibles fósiles

África 1% 1% 98% Asia excepto China, India y Japón 5% 5% 90% Brasil 8% 11% 81% Centro América 9% 1% 91% China 0% 0% 100% Europa 25% 5% 70% India 0% 0% 99% Japón 13% 2% 85% Oriente Medio 2% 0% 98% Norteamérica 12% 2% 86% Sur América excepto Brasil 4% 2% 94% Colombia - Este estudio 2% 2% 96% Fuente: Elaboración propia a partir de (Cement Sustainability Initiative, 2013)

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Anexo 12. Comparación de desempeño de la producción de papel y en industria química Tabla 13. Intensidad energética en la producción de papel

País Tipo de producción GJ/t Colombia1 Grandes integradas 27

Grandes no integradas 18 Medianas y pequeñas no integradas 2.7

Mejores prácticas en el mundo2 1.5-18 Taiwan, India3 42 India4 7-30 1Este estudio; 2 (Worrell, 2007); 3 (Yin-Liah, 2014); 4 (Gielen, 2009) Tabla 14. Intensidad energética en la industria química

País GJ/t Colombia1 NA Taiwan, India2 4 - 9 India3 10 - 65 1En este estudio no se pudo estimar el valor por falta de información sobre toneladas producidas; 2 (Yin-Liah, 2014); 3(Gielen, 2009)

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Anexo 13. Medidas sugeridas por los expertos sectoriales para el sector industrial. 1. Eficiencia energética − Sistemas de aprovechamiento de calor y de precalentamiento o circulación de gases. Consiste en la

recuperación de calor residual de los hornos y calderas para su utilización en procesos que requieren menor temperatura.

− Mejora en los procesos de combustión para la producción de calor. Estas mejoras pueden hacer referencia a la renovación de equipos hacia hornos y hornillas nuevas y más eficientes, mejoras en los sistemas de ventilación para lograr combustión completa y programas de mantenimiento para reducir el deterioro de los equipos.

− Aumento en la eficiencia de las calderas. Estas mejoras pueden darse por la sustitución de calderas viejas por equipos nuevos de mayor eficiencia, con programas de detección de fugas de vapor, con aislamiento térmico de las tuberías de vapor, mediante el control del nivel de oxígeno en el proceso de combustión o con mantenimiento preventivo para reducir el deterioro de los equipos y permitir un óptimo funcionamiento.

− Aumento en la eficiencia de los motores. Estas mejoras pueden estar asociadas a la sustitución de motores viejos por equipos nuevos de mayor eficiencia o por mantenimiento preventivo.

− Adaptación de sistemas avanzados de hornos de coque. − Optimización de cadenas y procesos de producción. 2. Sustitución de combustibles − Sustitución de hornos convencionales por hornos eléctricos. − Uso de combustibles alternos (biomasa, residuos sólidos, llantas) para sustituir carbón. Esta medida

fue propuesta por representantes de la industria de cemento. En dicho proceso, la temperatura requerida para la producción de clínker es lo suficientemente elevada como para asegurar la completa combustión de los energéticos alternativos.

3. Nuevas tecnologías − Trigeneración: es un proceso de cogeneración de electricidad en el que además de producir calor y

energía eléctrica se consigue reducir la temperatura (generar frío) por medio de un proceso de absorción.

− Captura y secuestro de carbono: consiste en la separación del dióxido de carbono de los gases residuales de la combustión, para su posterior transporte y almacenamiento en formaciones geológicas (domos salinos u otras formas).

− Uso de tecnologías de oxi-combustión: consiste en realizar la combustión utilizando oxígeno puro en lugar de aire. Como resultado se tiene una llama de mayor temperatura con el mismo consumo de combustible.

4. Otras − Tratamiento anaeróbico de aguas residuales y residuos orgánicos para aprovechar el metano generado.

Esta medida fue propuesta por representantes de la industria de alimentos y bebidas, argumentando que en dicha industria, los residuos tienen un alto componente orgánico, por lo que son aptos para el procesamiento con fines energéticos.

− Cogeneración de electricidad.

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− Renovación tecnológica de la industria mediante promoción de Energy Services Companies ESCOs. Las ESCOs pueden promover la renovación tecnológica hacia equipos más eficientes. Estas compañías usualmente realizan las inversiones necesarias para reducir los consumos energéticos de sus clientes y su remuneración corresponde al valor de los ahorros logrados. De esta manera, la renovación tecnológica ocurre sin requerir grandes esfuerzos financieros de las industrias, que desvíen su capital y capacidad de endeudamiento de sus actividades misionales.

− Incentivar la compra de maquinaria nueva en lugar de maquinaria usada. El alto costo de la maquinaria y equipos nuevos en el país lleva a que algunas industrias sustituyan los equipos inservibles o aumenten su capacidad productiva mediante la compra de equipos usados disponibles en el mercado. Este comportamiento lleva a que equipos viejos y con baja eficiencia sigan siendo utilizados, y reduce la posibilidad de penetración de equipos nuevos y más eficientes.

24

Anexo 14. Supuestos de modelación de medidas de mitigación de la producción de cemento Para el sector de producción de cemento se analizaron las seis medidas que se explican a continuación. En la Tabla 15 se presentan las fuentes de información de los supuestos utilizados para realizar el análisis de costo-efectividad de estas opciones. Medida 1. Reducción de la proporción de clínker en el cemento, logrando en el año 2020 una proporción de 0.585 para toda la industria. Se tomó como meta el valor mínimo de la industria nacional según lo propuesto por Cemex (CEMEX Colombia, 2008). En el año 2010 de acuerdo con los documentos de las industrias nacionales, el promedio ponderado (por producción) de la proporción de clínker en el cemento es de 0.75 y de acuerdo con los mismos documentos, algunas empresas que cuentan con metas en este tema proponen reducir la proporción hasta 0.65 en el año 2020, esta meta hace parte de los supuestos del escenario de referencia. Con la medida se propone una reducción adicional a la del escenario de referencia, que consiste en lograr 0.589 como proporción de clínker en el cemento en el año 2020. Medida 2. Sustitución de carbón por biomasa. Se supuso una implementación gradual de la medida hasta lograr una participación del 6% de energía de biomasa en el año 2022, como sustitución de carbón. Esta meta se mantiene constante entre el 2022 y el 2040. En la línea base (escenario de referencia) la participación de la biomasa inicia en 2% en el año 2012 y aumenta hasta el 6% en el año 2020, de acuerdo con metas ya establecidas en las empresas del sector. La Medida 2 se evaluó sobre un escenario que ya tiene la aplicación de la Medida 1. Medida 3. Captura de CO2 y almacenamiento geológico. La medida se analizó suponiendo que se implementa en las dos plantas de mayor producción actual, las cuales representan el 22% de la producción del país. Se supuso que la medida inicia en el año 2030, y se analizaron dos metas diferentes. La primera meta supone capturar el 80% de las emisiones de estas dos plantas; la segunda meta supone una captura del 30% de las emisiones. Esta medida se evaluó suponiendo que antes se habría implementado la Medida 2.

Los supuestos sobre costos de inversión, operación y mantenimiento, infraestructura de transporte, capacidad de captura y costos de captura, se obtuvieron de un estudio de la Universidad de Chile (PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE, 2008). Para hacer un análisis conservador, en los costos de la medida se supuso una distancia de mil kilómetros entre el sitio de captura y el sitio de almacenamiento. Esta sería la distancia máxima de un proyecto, suponiendo la captura en el centro del país y si el almacenamiento se realizara en alguno de los pozos de producción actual de gas natural del norte del país.

Medida 4. Captura de CO2 con algas y aprovechamiento de subproductos. Esta medida se analizó también para las dos plantas de mayor producción en el país. Se supuso que la medida inicia en el año 2030, y se analizaron dos metas diferentes. La primera meta supone capturar el 10% de las emisiones de estas dos plantas; la segunda meta supone una captura del 30% de las emisiones. Estas dos metas se fijaron considerando el tamaño de los tanques necesarios para las algas. Esta opción se evaluó sobre un escenario con aplicación de las medidas 1 y 2. Las medidas 3 y 4 son excluyentes.

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De acuerdo con la experiencia de un proyecto piloto en Canadá (Pond Biofuels, 2013), para una captura de 5,400 t CO2-eq al año, el rendimiento de la planta permitiría una producción de 250,000 litros de biodiesel anualmente y 2.4 toneladas diarias de biomasa de alga. Los subproductos que actualmente comercializan son: - Glicerina y biodiesel: costo en el mercado de 700 USD/t producto - Materia prima para productos farmacéuticos y materia prima para fabricación de alimentos para

humanos y animales: costo en el mercado de 1,800 USD/t producto

Esta medida se evaluó con la información suministrada por la empresa Pond Biofuels, sobre un proyecto de este tipo implementado en Canadá.

Medida 5. Sustitución del proceso de producción por vía húmeda a proceso por vía seca. En la línea base, alrededor del 30% de la producción se hace por vía húmeda. Esta medida propone sustituir las plantas de producción por vía húmeda con plantas de producción por vía seca. Se supuso que la medida se implementaría en el año 2020.

Tabla 15. Fuentes de información de los supuestos de modelación de las medidas de mitigación

Parámetro Referencia Meta de reducción de la proporción clínker/cemento Costos asociados a la implementación de la medida

(CEMEX Colombia, 2008)

Meta de sustitución de carbón por biomasa (CEMEX Colombia, 2006) Captura y almacenamiento geológico de CO2: metas, capacidad de transporte, capacidad de almacenamiento y costos

(PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE, 2008)

Captura de CO2 con algas y aprovechamiento de subproductos

Según información de proyecto piloto de la cementera St. Marys (Ontario, Canadá), proveida por la empresa Pond Biofuels (www.pondbiofuels.com)

Cambio de proceso húmedo a seco: costos y requerimientos de implementación (CEMEX Colombia, 2008)

https://ch1prd0811.outlook.com/owa/redir.aspx?C=G5Gxc5F5X0qQgZwA-MLisd2TQZ5HXNAIJK9suU-mOvB1GGWtiphHSfwACz0sCGZH8W5poc8B90M.&URL=http%3a%2f%2fwww.pondbiofuels.com

26

Anexo 15. Supuestos de modelación de las medidas de mitigación de la producción de hierro y acero

Medida 1. La producción de acero líquido en BOF, es cambiada progresivamente a producción de acero líquido en EAF. Los porcentajes de producción utilizados para el proyecto son los siguientes:

Tabla 16. Porcentajes de producción de acero líquido utilizados para la modelación de la medida 1

Periodo Producción acero líquido en EAF

Producción acero líquido en BOF

2010-2019 73% 27% 2020-2024 82% 18% 2025-2029 91% 9% 2030-2040 100% 0%

Los parámetros utilizados para la modelación de la medida 1 son los mismos que se presentaron anteriormente en la Tabla 25.

Medida 2. El proceso de inyección de carbón pulverizado (PCI) consiste en la inyección de grandes volúmenes de gránulos finos de carbón, junto con coque, dentro del alto horno. El carbón pulverizado funciona como fuente adicional de carbono, acelerando el proceso de producción de hierro metálico, por medio de reducción química, lo cual reduce la cantidad de coque utilizada. Debido a que el coque provee soporte físico y permeabilidad al gas del alto horno, no es posible sustituirlo completamente (Institute for Industrial Productivity).

Figura 9. Diagrama de flujo del proceso con la Medida 2

La producción de arrabio en altos hornos, es cambiada progresivamente a producción de arrabio en altos hornos con inyección de carbón pulverizado (PCI). Los porcentajes de producción utilizados para el proyecto son los siguientes:

BF PCI

EAF

BOF

Coque

Pellets

Mineral de hierro

Arrabio

Chatarra

Lingotes

Colada continua

Carbón pulverizado

27

Tabla 17. Porcentajes de producción de arrabio utilizados para modelar la Medida 2

Periodo Producción de arrabio en BF PCI

Producción de arrabio en alto horno

2010-2019 0% 100% 2020-2024 70% 30% 2025-2029 80% 20% 2030-2034 90% 10% 2035-2040 100% 0%

Los parámetros utilizados para modelar el alto horno con inyección de carbón pulverizado se presentan en la Tabla 18, los parámetros utilizados para modelar el resto del proceso de producción son los mismos presentados en la Tabla 7. Tabla 18. Fuentes de información para modelación del proceso BF-PCI

Parámetro Fuente de información Requerimientos de BF-PCI: PCI, coque, electricidad y oxígeno (Ribbenhed, Thorén, & Sternhufvud, 2008)

Costos asociados al proceso BF-PCI (ETSAP, 2010) Factor de emisión asociado al proceso (ETSAP, 2010)

Medida 3. La tecnología HIsmelt combina la gasificación del carbón y la reducción del mineral de hierro, haciendo que el requerimiento energético sea menor que en los altos hornos, debido a que no se requiere de coque para llevar a cabo la reducción del mineral. Partículas finas de mineral de hierro y de carbón no coquizable son inyectados directamente en un baño de hierro fundido, para producir arrabio de alta calidad (Institute for Industrial Productivity).


La producción de arrabio en altos hornos, es cambiada progresivamente hacia producción de arrabio con tecnología HIsmelt. Los porcentajes de producción utilizados para el proyecto son los siguientes:

HIsmelt

EAF

BOF

Carbón

Mineral de hierro

Arrabio

Chatarra

Lingotes

Colada continua

28


Periodo Producción de arrabio con HIsmelt


2010-2019 0% 100% 2020-2024 70% 30% 2025-2029 80% 20% 2030-2034 90% 10% 2035-2040 100% 0%

Los parámetros utilizados para modelar el proceso con tecnología HIsmelt, se presentan en la siguiente tabla. Los parámetros utilizados para modelar el resto del proceso de producción son los mismos presentados en la Tabla 25. Tabla 20. Fuentes de información para modelación del proceso con tecnología Hismelt

Parámetro Fuente de información Requerimientos del proceso Hismelt: gas natural, electricidad, oxígeno, cal viva (ETSAP, 2010)

Costos asociados al proceso BF-PCI (ETSAP, 2010) Factor de emisión asociado al proceso (ETSAP, 2010)

Medida 4. Midrex® un proceso de reducción directa en el cual los pellets y gránulos de mineral de hierro son reducidos a hierro metálico por medio de un gas reductor. El gas reductor es una combinación de gas natural y gas reciclado proveniente de la parte superior del equipo (Institute for Industrial Productivity).


La producción de arrabio en altos hornos, es cambiada progresivamente a producción de hierro reducido directamente (DRI) en un proceso con tecnología Midrex®. Los porcentajes de producción utilizados para el proyecto son los siguientes:

Alto horno

EAF 1

BOF

Coque

Pellets

Mineral de hierro

Arrabio

Chatarra

Lingotes

Colada continua

Midrex DRI EAF 2 Lingotes

29

Tabla 21. Porcentajes de producción de arrabio y DRI utilizados para modelar la Medida 4

Periodo Producción de DRI con Midrex®

Producción de arrabio en Alto Horno

2010-2019 0% 100% 2020-2024 70% 30% 2025-2029 80% 20% 2030-2034 90% 10% 2035-2040 100% 0%

De acuerdo con (Midrex, 2013), se requieren 1.42 toneladas de mineral de hierro para producir una tonelada de DRI, mientras que de acuerdo con la línea base, se consumen 1.47 toneladas de mineral de hierro por tonelada de arrabio producido. Los parámetros utilizados para modelar el proceso Midrex®, son presentados en la Tabla 22. Los parámetros utilizados para modelar el resto del proceso de producción son los mismos presentados en la Tabla 7.

Tabla 22. Fuentes de información para modelación del proceso con tecnología Midrex

Parámetro Fuente de información Requerimientos del proceso Midrex: gas natural, electricidad (ETSAP, 2010)

Costos asociados al proceso Midrex (ETSAP, 2010) Factor de emisión asociado al proceso (ETSAP, 2010)

Medida 5. Hylsa (HYL III) es un proceso de reducción directa del mineral de hierro, el cual utiliza la reducción de gases dentro de un horno de cuba de lecho flotante, para remover el oxígeno de los pellets y los gránulos de mineral de hierro. La tecnología cuenta con dos secciones principales: la producción de gas reductor y la reducción del mineral de hierro. El gas reductor consta de gas natural y una mezcla de gases reductores reciclados, provenientes del sistema de remoción de CO2 del sistema (Department of Energy United States of America, 2000).


Alto horno

EAF 1

BOF

Coque

Pellets

Mineral de hierro

Arrabio

Chatarra

Lingotes

Colada continua

Hysla DRI EAF 2 Lingotes

30

La producción de arrabio en altos hornos, es cambiada progresivamente hacia producción de hierro reducido directamente (DRI) en el proceso de tecnología Hylsa. Los porcentajes de producción utilizados para el proyecto son los siguientes: Tabla 23. Porcentajes de producción de arrabio y DRI utilizados para modelar la Medida 5

Periodo Producción de DRI con Hylsa

Producción de arrabio en Alto Horno

2010-2019 0% 100% 2020-2024 70% 30% 2025-2029 80% 20% 2030-2034 90% 10% 2035-2040 100% 0%

Los parámetros utilizados para la modelación del proceso Hylsa son presentados en la siguiente tabla. El resto del proceso se modeló de acuerdo con los parámetros presentados en la Tabla 7.

Tabla 24. Fuentes de información para modelación del proceso con tecnología Hysla

Parámetro Fuente de información Requerimientos del proceso Hysla: gas natural, electricidad. (ETSAP, 2010)

Costos asociados al proceso Hysla (ETSAP, 2010) Factor de emisión asociado al proceso (ETSAP, 2010)

Medida 6. Esta medida consiste en reemplazar progresivamente la producción de arrabio en altos hornos y acero líquido en BOF, hacia producción de arrabio con HIsmelt y restringir la producción de acero líquido por medio de EAF. El EAF presentará una combinación de carga conformada en 30% por arrabio producido en HIsmelt y 70% de chatarra. Esta combinación de carga, reduce el consumo de electricidad del EAF en un 55%.


El cambio de tecnología y producción de arrabio y acero líquido, se modeló de acuerdo con los porcentajes presentados a continuación:

HIsmelt EAF

Coque

Mineral de hierro

Arrabio

Chatarra

Lingotes

31


Periodo Producción de arrabio con HIsmelt


2010-2019 0% 100% 2020-2024 100% 0% 2025-2029 100% 0% 2030-2034 100% 0% 2035-2040 100% 0%

Los parámetros utilizados para modelar la medida 6 son los mismos que los presentados en la línea base y en la medida 3 (Hismlet). Para la modelación del proceso EAF a partir del año 2020, se supuso un consumo de electricidad de 310.67 kWh/t (Hornby Anderson, Metius, & McClelland).

Medida 7. Consiste en realizar captura y almacenamiento geológico de CO2. Según las recomendación realizadas por (Pershad, Staden, Durusut, & Slater, 2013), la medida no debe aplicarse si la industria emite anualmente menos de un millón de toneladas de CO2, debido a los altos costos que se generarían. De acuerdo con el DNP en el año 2004 existían 22 grandes empresas (más de 200 trabajadores) (Departamento Nacional de Planeación (DNP), 2007) en el sector nacional de siderurgia (no se encontró información actualizada sobre el tamaño actual de las industrias), y la emisión total de CO2-eq del sector en el año 2010 se estimó en 1.8 millones de toneladas. Esta información sugiere que ninguna empresa emite más de un millón de toneladas anuales de CO2. Por lo anterior, se decidió no hacer la evaluación de captura y almacenamiento geológico como una medida de mitigación para la industria básica de hierro y acero nacional.

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Anexo 16. Supuestos de modelación de las acciones de mitigación de producción de papel, químicos, alimentos y bebidas. 1. Acciones relacionadas con calderas Para los tres subsectores se analizaron medidas de mitigación relacionadas con calderas. Se priorizó el análisis en calderas considerando lo siguiente: 1) de acuerdo con el balance energético nacional del año 2010, la energía térmica representa el 82% de la energía consumida en la industria. Los principales usos son en motores, hornos y calderas; 2) según la información del Registro Único Ambiental (RUA) en el año 2011 existían 210 hornos y 748 calderas. De la demanda de energía por estos dos usos, el 78% corresponde a las calderas y la porción restante a los hornos. Se analizaron dos grupos de medidas. Con la primera opción se propone aumentar al 80% la eficiencia de las calderas que en la línea base tienen valores de eficiencia entre el 20% y el 60%. Esta mejora se lograría reemplazando las calderas por equipos nuevos. Con la segunda opción se propone mejorar la eficiencia de las calderas de carbón y sustituir el 10% de la demanda de energía con biomasa. El análisis de estas opciones de mitigación se realizó caso a caso, para cada una de las calderas presentadas en la Tabla 26. El análisis de las calderas se basó en la información del RUA, en el cual se reporta información detallada sobre equipos utilizados, edades de los equipos, capacidades y consumo de combustible para cada industria, organizado por códigos CIIU. Se identificaron vacíos de información principalmente en las horas de funcionamiento y en la capacidad de los equipos; e inconsistencia en los valores de capacidad reportada. Del universo de calderas del RUA se eliminó el 20% por no contar con información suficiente. Se decidió incluir en el análisis únicamente las calderas con eficiencia entre el 20% y el 60%. La eficiencia de las calderas se calculó con la siguiente ecuación:

Eficiencia = producción vapor * (entalpía del vapor – entalpía del agua)

cantidad combustible * poder calorífico

La producción de vapor se estimó utilizando la siguiente ecuación:

Producción de vapor (BHP) = kg

hora*

Factor de vaporización de la caldera15.65

Con estos criterios de selección se eliminó de la muestra más del 50% de las calderas del RUA. En la Tabla 41 se presenta por sector las calderas incluidas en el análisis de medidas de mitigación.

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Tabla 26. Calderas seleccionadas para el análisis por sector y energético

Energético Número de calderas

Alimentos y bebidas Papel Químicos

Gas natural 44 4 43 GLP 2 2 Petróleo 3 1 Diésel 12 1 5 Fuel oil 1 1 Carbón 7 3 3 Bagazo 13 Total 82 10 53

2. Recuperación de hidrógeno en la producción de químicos. Se analizó la recuperación de hidrógeno

en la producción de amoníaco.

3. Sustitución de crudo con licor negro en la producción de papel. Se analizó la opción sustitución de energéticos con licor negro, considerando que esta es una de las medidas propuestas en la literatura para el sector de producción de papel. Sin embargo, dada la metodología de este estudio, en la cual se consideran las emisiones de la combustión y no todo el balance de las emisiones dentro de un análisis ciclo de vida, ésta no sería una medida de reducción de emisiones. El factor de emisión asociado al licor negro es superior al del crudo, que sería el energético a sustituir de acuerdo con la información sobre las calderas del sector reportadas en la base de datos del Registro Único Ambiental (RUA) (Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, 2013).

Tabla 27. Factores de emisión

Energético Factor emisión (Kg/TJ) Fuente de información Crudo 77.9 (UPME, 2003)

Licor negro 95.3 (IPCC, 2006)

4. Cogeneración con biomasa. Esta medida se analizó dentro de las opciones del subsector de generación eléctrica, sin embargo como afecta también al sector de industria se menciona en este documento. La medida propone generar 400 MW adicionales a los del escenario de referencia con biomasa. Con esto la capacidad de generación con biomasa sería de 1,900 MW en el año 2040. Cuando se contabilizan las emisiones generadas por la combustión de la biomasa (en este caso se supuso bagazo), la cogeneración no es una medida de mitigación. La electricidad del SIN tiene un factor de emisión equivalente de 48.61 kg CO2/TJ, mientras que solo el factor de emisión de la biomasa es de 62.61 kg CO2/TJ, sin considerar la eficiencia de la planta. Estos resultados son diferentes cuando se considera todo el análisis de ciclo de vida de la biomasa, sin embargo éste no es el enfoque del presente estudio.

5. Aprovechamiento energético de residuos. Esta medida se analizó para el sector residuos, pero también se incluyó en el sector industrial dado que afecta las emisiones y costos de los dos. Esta medida consiste en la producción de material combustible a partir de residuos sólidos municipales con

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alto contenido energético. Esta medida se estimó considerando un 7% de los residuos como material que puede ser utilizado en coprocesamiento, el cual es un valor conservador. Se utilizó el modelo WARM de la EPA para evaluar la medida. Este modelo considera como parte de esta opción diferentes usos de los residuos con fines energéticos (v.g., incineración, coprocesamiento).

6. Reciclaje. Esta medida se analizó para el sector residuos, pero también se incluyó en el sector industrial dado que afecta las emisiones y costos de los dos sectores. Considerando la composición típica de los residuos en Colombia, se estimó la cantidad de residuos caracterizados como aptos para ser reciclados (madera, papel, metal, plástico, concreto, tejas de asfalto y concreto asfáltico) y de esta se usó una proporción conservadora para hacer la evaluación de la medida (3% de los residuos sólidos). Con el modelo WARM de la EPA (EPA, 2013) se estimó el cambio en las emisiones por reducir la proporción de residuos que se dispone en rellenos. El modelo calcula el requerimiento energético asociado al proceso de reciclaje de los materiales y las emisiones que se derivan de dicho proceso.

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Anexo 17. Análisis de costo efectividad de las medidas que no hacen parte de la MACC

Tabla 28. Resumen de resultados de las medidas de reducción de emisiones

Subsector Medidas Reducción (millones ton)

Costo total (millones USD) USD/ton

Cemento

Captura de CO2 y almacenamiento geológico - Meta 2 10 750 75

Captura de CO2 con algas y aprovechamiento de subproductos - Meta 1 3 10 1.7

Captura de CO2 con algas y aprovechamiento de subproductos - Meta 2 10 20 1.7

Cambio de proceso de vía húmeda a vía seca 15 60 4

Siderurgia

Aumentar la proporción de producción con horno de arco eléctrico 17 -420 -24

Inyección de carbón pulverizado en el alto horno 11 470 42

Producción de arrabio con tecnología Hismelt 10 780 78

Reducción directa del mineral de hierro - Midrex 42 -820 -19

Producción de arrabio con tecnología Hismelt y uso de hornos de arco eléctrico 36 330 9

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Anexo 18. Mensajes del análisis de costo efectividad. Sobresalen las medidas de los sectores de siderurgia y cemento por su alto potencial de reducción de emisiones. Dentro del sector cemento las dos medidas con el mayor potencial de reducción (cambio en la proporción de clínker en el cemento y sustitución de una proporción de carbón por biomasa), representan ahorros netos durante todo el periodo de análisis. Dentro del sector de siderurgia, las tecnologías de reducción directa del hierro son las de mayor reducción de emisiones y también representan ahorros respecto a la forma de producción de la línea base.

Las medidas analizadas para el subsector de siderurgia tienen potenciales de reducción entre 10 y 44 millones de toneladas de CO2-eq durante todo el periodo de análisis. Tres de las seis medidas evaluadas tienen un costo negativo asociado. Dos de éstas consisten en la implementación de tecnologías de reducción directa del mineral de hierro (tecnologías Midrex y Hysla). La tercera medida con costo negativo se refiere al aumento de la producción con horno de arco eléctrico, sin embargo esta medida está limitada por la disponibilidad de chatarra y porque la calidad requerida en algunos productos no puede ser lograda a partir de material reciclado (OECD/IEA, 2007).

Para el sector cemento el mayor potencial de reducción se encontró en las medidas de sustitución de energéticos y en la reducción de clínker en la mezcla de cemento. En cuanto a las opciones de captura de CO2, la captura con algas y el aprovechamiento de los subproductos generados se empieza a vislumbrar como una opción viable, con costos muy inferiores a los de captura geológica.

Las medidas transversales a industria y residuos (reciclaje y aprovechamiento energético) representan alto potencial de reducción de emisiones, de 55 y 69 millones de toneladas de CO2-eq respectivamente (consideran el efecto de la reducción de emisiones en ambos sectores). Estas opciones tienen costos inferiores a 5 USD por cada tonelada de CO2-eq reducida.

Para los otros subsectores (papel, químicos, alimentos y bebidas) el análisis se centró en las calderas, tanto en la sustitución de equipos para mejorar la eficiencia, como en la sustitución de un porcentaje de carbón por biomasa. Para estos tres subsectores, de acuerdo con la información del RUA, el 80% de las calderas tienen eficiencias inferiores al 60%. Las 13 medidas de mejora de eficiencia de calderas tienen un potencial de 38 millones de toneladas de CO2 durante todo el periodo de estudio, y todas las medidas excepto la de calderas de bagazo, representan ahorros netos por su implementación.

Con el análisis de la información del RUA se detectaron tres posibles razones sobre la baja eficiencia de las calderas. La primera hace referencia al poco uso de los equipos, inferior al 25% del tiempo (2,190 horas al año). El 30% de las calderas que fueron descartadas del análisis por tener información deficiente en el RUA, operan en menos del 25% del tiempo al año. La segunda razón, es la alta edad promedio de los equipos. De acuerdo con el RUA un alto porcentaje de las calderas tiene una edad superior a 25 años. Se reportan equipos de año modelo 1960 y anteriores. La tercera razón es la falta de verificación de la información reportada en el RUA. Se observaron inconsistencias en los datos consignados y en las unidades. Algunas calderas están reportadas varias veces. Otras calderas no tienen horas de funcionamiento, aunque si reportan un consumo de energía. El consumo de algunas calderas excede el

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consumo total de energía del país y otras tienen capacidades muy grandes, sin embargo, estas inconsistencias podrían corresponder a problemas en las unidades. Para algunas calderas se estimó un potencial de mitigación muy bajo, aún cuando en la línea base éstas tienen eficiencias relativamente bajas. De acuerdo con la información del RUA, estas calderas tuvieron un uso inferior al 20% durante el año 2010. El consumo de energía asociado a las calderas excluidas del análisis por tener información deficiente, corresponde a más del 60% del consumo asociado al total de calderas, razón por la cual el potencial de mitigación es bajo.

De las 32 opciones de mitigación analizadas, un 65% representan ahorros netos por su implementación, respecto al escenario de referencia.

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. Por esta razón, no se analizaron otras opciones, como por ejemplo medidas relacionadas con el uso de la electricidad (v.g., fuerza motriz, iluminación y refrigeración) y mejores prácticas de operación, entre otras. En la medida en que se cuente con mejor información de caracterización del sector se podrán hacer análisis más completos.

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Anexo 19. Supuestos y parámetros de modelación de la línea base del sector residencial Tabla 29. Supuestos de los escenarios inercial y referencia para el sector residencial urbano

Usos Escenario inercial Escenario de referencia

Iluminación En promedio a nivel nacional se consumen 24.3 kWh/mes por iluminación.

Aumento del 41% del consumo de iluminación4: 34.3 kWh/mes consumo promedio por iluminación.

Calentamiento de agua

Actualmente el tiempo promedio para ducharse es de 5 minutos.

Aumento en el tiempo promedio para ducharse a 10 minutos5.

Acondicionamiento de espacios

El 10% de los hogares en zonas cálidas tienen equipos de aire acondicionado. Para estos hogares el consumo promedio de electricidad debido al uso de equipos de aire acondicionado es 50 kWh/mes.

Se supuso que en el año 2040 el 100% de los hogares en la zona cálida tendrá equipos de aire acondicionado. Se supuso un aumento en el consumo de energía por uso de equipos de aire acondicionado a 70 kWh/mes6.

Otros usos eléctricos Actualmente el consumo promedio por uso de otros electrodomésticos es de 54 kWh/mes.

Dado un aumento en el ingreso per cápita se supuso un incremento en el consumo de energía a 127 kWh/mes7.

4 El aumento en el consumo de iluminación es resultado de las simulaciones hechas en el modelo HEED en el estudio (Uniandes, CCCS, 2012). 5 Supuesto acordado por los expertos sectoriales en los talleres realizados en el año 2012. 6 El aumento en el consumo de aire acondicionado es resultado de las simulaciones hechas en el modelo HEED en el estudio (Uniandes, CCCS, 2012). 7 Supuesto acordado por los expertos sectoriales en los talleres realizados en el año 2012.

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Anexo 20. Participación futura de los uso de energía en las emisiones de las viviendas

Tabla 30. Proyección de la participación de cada uso energético en las emisiones

Usos 2010 2020 2030 2040 Cocción 57% 51% 43% 38% Iluminación 8% 8% 7% 7% Refrigeración 9% 8% 7% 6% Calentamiento de agua 4% 5% 5% 6% Acondicionamiento de espacios 3% 6% 10% 13% Otros 19% 23% 27% 31%

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Anexo 21. Parámetros y supuestos de modelación de las medidas de mitigación 1. Sustitución de bombillos incandescentes Esta medida plantea el cambio de los bombillos incandescentes utilizados del sector residencial urbano, por bombillos más eficientes del tipo LFC (lámparas fluorescentes compactas). De acuerdo con los estudios de caracterización del sector residencial realizados por la UPME, en la actualidad aproximadamente el 22% de los bombillos utilizados en las viviendas son incandescentes. Este tipo de bombillos tienen un rango de consumo entre 120W hasta 40W ó 60W, consumo superior al ofrecido por los bombillos LFC que va en un rango de 30W hasta 10W ó 15W. Para la evaluación de esta medida se plantearon los siguientes supuestos.

Tabla 31. Supuestos de modelación para la medida de sustitución de bombillos

Cálido Templado Frio

# equipos Horas de uso Porcentaje existencia Horas de uso Porcentaje

existencia Horas de uso Porcentaje existencia

CFL W 15 4.5 17.6% 3.8 10.0% 4.9 8.7%

CFL W 20 3.4 22.6% 2.9 21.1% 3.6 20.2%

CFL W 25 2.7 14.9% 2.3 14.0% 2.9 23.4%

INC W 60 1.1 11.8% 1.0 8.7% 1.2 31.4%

INC W 100 0.7 22.8% 0.6 10.8% 0.7 9.5%

INC W 50 1.4 3.4% 1.2 31.1% 1.4 0.0%

Otros 2.3 7.0% 1.4 4.3% 2.4 6.8% Fuente: Elaboración propia con información del estudio de caracterización de la UPME

Se supuso que la medida inicia en el año 2014, de acuerdo a las discusiones llevadas a cabo con los expertos en los talleres. En la siguiente tabla se propone un costo de LFC de 2 USD, precio que supone el desarrollo de un programa de compra masiva de estos bombillos. El valor fue decidido a partir de información de programas de sustitución de bombillos llevados a cabo en otros países, como México, caso en el cual el costo del bombillo incluía la distribución, comercialización y disposición final (considerando un manejo apropiado de mercurio). En el estudio Cadena, 2012 (Ángela Cadena, 2012) se discutió y se decidió con expertos sectoriales el precio del bombillo a utilizar en la modelación. 2. Reemplazo y chatarrización de neveras Esta medida plantea el reemplazo total y posterior chatarrización de las neveras que superan los 6 años de edad. De acuerdo con los estudios de caracterización del sector residencial (CorpoEma, UPME, 2012), la población de neveras8 se reparte de la siguiente forma: 7.5% neveras con edad superior a los 10 años; 14% neveras con edad entre 6-10 años; 52% de las neveras tienen edades entre 2-5 años; finalmente el 26.5% restante tiene menos de dos años de edad. En la primera etapa se plantea la sustitución de las neveras mayores a 10 años de edad iniciando en el 2014 y finalizando en el 2022. En la segunda etapa se sustituirán las neveras que hoy en día son mayores de 6 años, pero que en el 2015 tendrán más de 10 años. Dicho cambio se inicia en el 2016 y finalizaría el cambio en el 2023. Las neveras antiguas mayores de 10

8 En el 2012 existen aproximadamente 10.2 millones de neveras.

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años actualmente tienen un consumo promedio anual de 600 kWh, mientras que las neveras entre 6 y 10 años tienen un consumo promedio de 540 kWh. Por otro lado, las neveras nuevas tienen un consumo anual promedio de que va desde 240 kWh hasta 350 kWh. Para el análisis de esta medida se utilizó un consumo promedio de 350 kWh/año. 3. Mejora de la eficiencia de estufas de gas natural De acuerdo con la información de referencia de la UPME, la eficiencia promedio de una estufa de gas natural es de 40%, mientras que para las estufas eléctricas la eficiencia promedio es del 80%. Con esta medida se propone mejorar la eficiencia promedio al 60%, con la sustitución de las estufas actuales de baja eficiencia, por equipos nuevos con eficiencias mayores. De acuerdo a los expertos, es posible aumentar la eficiencia de las estufas al cambiar los quemadores o comprando una estufa nueva. Sin embargo, el costo de cambiar todos los quemadores es similar al de comprar una estufa nueva. La medida inicia su implementación en el 2016 y termina en el año 2025. 4. Mejora de la eficiencia de equipos de aire acondicionado De acuerdo con los estudios de caracterización y según la opinión de expertos sectoriales, la eficiencia de los equipos de aire acondicionado ha mejorado en los últimos años. Según la UPME, la eficiencia promedio actualmente de un aire acondicionado es de 70%. Con esta medida se propone mejorar la eficiencia de los equipos al 90%. La medida se evaluó para las zonas cálidas y templadas de Colombia, de acuerdo a la información de uso encontrado en el estudio de caracterización de la UPME. El consumo promedio actual por equipo es de 650 kWh/mes, mientras que los equipos eficientes tendrían un consumo de 506 kWh/mes, para el patrón de consumo del año 2010. 5. Precalentamiento de agua con energía solar Esta medida propone el aprovechamiento de la energía solar para precalentar el agua que será utilizada en la ducha, lavamanos o lavadora, con el fin de reducir el consumo del energético principal empleado para dicho uso. La energía generada depende del nivel de radiación que se tenga en promedio cada día. El uso del calentador solar se utilizará como el complemento al calentador actual que puede ser eléctrico o a gas natural. Esta medida podría ser clasificada como una opción de eficiencia energética y también como una medida de introducción de nuevas tecnologías. Esta medida propone para el 8% del total de las viviendas en el año 2040 de las zonas frías a nivel nacional, la implementación de calentadores solares como complemento a los calentadores tradicionales de gas o eléctricos. Se realizó un análisis de sensibilidad variando la temperatura final del agua del calentador solar, variándola entre 15ºC y 25ºC, dado que se tiene incertidumbre sobre la temperatura del agua. Con este análisis se observó que a mayor temperatura final del agua, el costo de reducción de la tonelada es menor y puede llegar a ser cero.

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Anexo 22. Análisis de las medidas de mitigación En la siguiente tabla se resume información adicional sobre los costos de las medidas de mitigación del sector residencial. Tabla 32. Análisis de costo efectividad

En las tablas que se presentan a continuación se presenta mayor información sobre el análisis de cada una de las opciones de mitigación. Tabla 33. Sustitución de bombillos incandescentes

Sector: Residencial urbano

Descripción

En los últimos años se han desarrollado diferentes programas para incentivar el cambio de bombillos incandescentes por bombillos con mayor eficiencia. Sin embargo, aún existe un porcentaje de viviendas que tienen bombillos de baja eficiencia. Esta medida propone el cambio total de los bombillos incandescentes por bombillos eficientes que continúen cumpliendo con las necesidades de iluminación. La sustitución se realiza linealmente hasta eliminar la totalidad de los bombillos incandescentes en 2020.

Tiempo estimado de aplicación Corto plazo. Esta medida inicia en el 2014 y termina en el 2020.

Costo efectividad

Potencial reducción de emisiones GEI 4.5 millones toneladas de CO2 en 26 años.

Costo total (USD 2010) Costo total del proyecto es de -489.3 millones USD o -749.7 millones USD, al tener una tarifa de 0.112 USD/kWh o 0.175 USD/kWh, respectivamente.

9 Los costos presentados en esta tabla corresponden al uso de la tarifa plena o costo unitario de la electricidad (0.175 USD/kWh). 10 Estas emisiones corresponden a CO2. 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 4.69 millones de toneladas de CO2 hasta el 2040.

Medida de mitigación Reducción CO2

(millones toneladas)

USD/t CO2

9 Costos (millones USD)

Total Inversión Ahorro Sustitución de bombillos incandescentes 4.5 -177 -795 53 848

Remplazo y chatarrización de neveras10 2.6 -50 -129 312 441

Mejora en eficiencia de estufas a gas natural 23.9 -20 -485 561 1,046

Mejora en eficiencia de aires acondicionados 2.88 -92 -263 115 379

Precalentamiento de agua con energía solar 4.3 10 44 502 458

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Valor aproximado por t CO2 reducida (USD/tCO2)

-108.8 USD/t CO2 para la tarifa de 0.112 USD/kWh. En el caso de utilizar la tarifa plena de 0.175 USD/kWh el costo de la tonelada es de -176.8 USD/t CO2

Reducción anual Reducción media anual 173,000 toneladas CO2 en promedio.

Mecanismos financieros disponibles Esta medida es consistente con las metas del Proure.

Instrumentos económicos o regulatorios

Resolución 182544 de 2010 en la cual se restringe la fabricación y uso de bombillos incandescentes en el país. De esta forma el mercado por si solo está logrando la reducción gradual en la compra y uso de bombillos incandescentes.

Actores participantes

Ministerio de Minas y Energía UPME Usuarios residenciales Fabricantes y proveedores de bombillos Ministerio de Hacienda Ministerio de Vivienda

Desarrollo sostenible

Impactos ambientales

Dada la mejora en eficiencia por el cambio de la tecnología, la demanda de energía final de las viviendas disminuirá. Sin embargo, dado el contenido de compuestos tóxicos (v.g., mercurio) en los bombillos LFC es necesario crear un centro de tratamiento y disposición de estos residuos.

Impactos sociales Se obtienen ahorros en la factura de electricidad.

Impactos económicos

Para disponer de los bombillos que tienen contenido de mercurio, se requiere de la creación de un centro de tratamiento especializado. De esta forma podrían generarse nuevos empleos.

Otros impactos

Los LFC utilizados en el país deben cumplir con unas características mínimas de funcionamiento (vida útil, consumo, eficiencia, etc). Los productores de LFC nacionales podrían aumentar las ventas en el mercado internacional participando con bombillos de alta eficiencia.

Recomendaciones de política

- Se requiere un método de reporte y verificación para las metas propuestas en el Proure. Dada la aplicación de la Resolución 182544 de 2010, la sustitución de bombillos se dará sin la necesidad de una medida de mitigación. Sin embargo, hace falta un mecanismo de control y medición para verificar el cumplimiento de la resolución.

- Deberían hacerse actividades educación y capacitación sobre los tipos de bombillos y las diferentes calidades, que eviten el riesgo de comprar bombillos de mala calidad o que no cumplan con las necesidades de iluminación.

- El costo del bombillo eficiente contempla la comercialización, distribución y disposición final de los residuos, pero este costo está sujeto a realizar una compra masiva. Si esto no se logra, el costo unitario del bombillo aumentará y de igual forma lo hará valor de cada tonelada de CO2 reducida con esta opción.

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Tabla 34. Reemplazo y chatarrización de neveras


Descripción

Se plantea una medida de sustitución de todas las neveras mayores a 6 años, realizando el reemplazo progresivo. Se inicia por las neveras mayores de 10 años y dos años más tarde se inicia el reemplazo de las neveras con edad mayor a 6 años. La sustitución total se plantea para el año 2022. Se propone sustituir 814,898 neveras mayores de 10 años, existentes en 2013. De igual forma se propone sustituir 1.439 millones de neveras con edades entre 6 y 10 años, existentes en el año 2015.

Tiempo estimado de aplicación

Corto-mediano plazo. La medida inicia la sustitución de las neveras más viejas en 2014 y finaliza en 2021. Para el caso de las neveras con edad entre 6-10 años se inicia la sustitución en 2016 y termina en 2023.

Costo efectividad

Potencial reducción de emisiones GEI

4.69 milllones t CO2-eq. Este potencial está distribuido así: 2.59 milllones t CO2-eq por la reducción en consumo de electricidad. 2.10 milllones t CO2-eq por la reducción de sustitutos de sustancias agotadoras de la capa de ozono (SAOs).

Costo total (USD 2010) 108.2 millones USD ó -98.9 millones USD, para una tarifa de 0.112 USD/kWh ó 0.175 USD/kWh, respectivamente

Valor aproximado por ton CO2 reducida (USD/t CO2)

11.8 USD/t CO2-eq utilizando la tarifa de 0.112 USD/kWh. Mientras que al utilizar la tarifa de 0.175 USD/kWh se obtiene un costo de -49.5USD/t CO2-eq.

Reducción media anual Gg

107 Gg de CO2-eq sin tener en cuenta la reducción de SAOs



Existen diferentes iniciativas impulsadas por la UPME, la Unidad Técnica de Ozono del Ministerio de Ambiente y Desarrollo sostenible y el Ministerio de Minas y Energía. Entre las iniciativas llevadas a cabo se encuentra la implementación del protocolo de Montreal, a partir del cual se inició un proceso de cambio de neveras mayores a 10 años, con el fin de eliminar aquellas neveras que contenían sustancias agotadoras de la capa de ozono. Programas de este tipo permite realizar la sustitución de las neveras de forma progresiva, logrando así no solo la reducción de SAOs sino también un aumento de la eficiencia de las neveras y una reducción del consumo de electricidad y de emisiones de CO2-eq.


Ministerio de Minas y Energía UPME Usuarios residenciales Ministerio de Hacienda Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADS), Unidad Técnica de Ozono (UTO) Ministerio de Comercio, Industria y Turismo ANDI Ministerio de Vivienda

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- Al mejorar la eficiencia promedio de las neveras, se logra una reducción en la demanda de electricidad requerida.

- Adicionalmente, al remplazar y chatarrizar las neveras mayores de 10 años se obtienen reducciones en las emisiones de SAOs.

- Se debe considerar el manejo de los residuos peligrosos.

Impactos sociales Los usuarios obtienen reducciones en la factura de electricidad.

Impactos económicos Para chatarrizar las neveras es necesario crear un centro especializado para dicho fin. De esta forma podrían generarse nuevos empleos.

Otros impactos

Con la mejora en eficiencia de las neveras se logra reducir de forma importante el consumo mensual de electricidad de las viviendas, dado que este electrodoméstico es uno de los usos con mayor porcentaje de consumo de energía.


Dado que el remplazo y la chatarrización se está llevando a cabo por diferentes entidades y desde hace algún tiempo, el enfoque de esta medida debe estar en la medición y control de la sustitución de las neveras y más importante aún de la chatarrización de las neveras sustituidas. Esto es necesario para verificar que las neveras no siguen siendo usadas por otras personas.

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Tabla 35. Mejora de eficiencia de estufas a gas natural

Sector: residencial urbano

Descripción Se propone la sustitución de estufas a gas natural de baja eficiencia (promedio 40%), por estufas nuevas con una eficiencia promedio del 60%.


Corto-mediano plazo. El programa inicia en el 2016 y se propone cambiar el 100% de las estufas a gas natural finalizando en el año 2025.

Costo efectividad

Potencial reducción de emisiones GEI 23.9 millones t de CO2 en 25 años.

Costo total (USD 2010) -485.13 millones USD.

Valor aproximado por ton CO2 reducida (USD/t CO2)

-20.28 USD/t CO2-eq.

Reducción media anual 995 mil toneladas de CO2-eq en promedio para los 25 años.



El Ministerio de Minas y Energía se encuentra desarrollando un reglamento de etiquetado de todos los electrodomésticos y gasodomésticos. Esta resolución no pretende restringir el uso o venta de equipos de baja eficiencia. Por lo tanto junto con esta resolución es necesario contar con un programa de educación a los usuarios para que estos seleccionen el equipo a utilizar por las características de funcionamiento y no por el menor costo de inversión, situación que normalmente corresponde a equipos de menor eficiencia.


Ministerio de Minas y Energía UPME Usuarios residenciales Proveedores y fabricantes de estufas Ministerio de Comercio, Industria y Turismo Ministerio de Vivienda


Impactos ambientales Con la reducción de la demanda energética se disminuyen las emisiones fugitivas del transporte del gas natural.

Impactos sociales El usuario obtendrá reducciones en su factura de gas.

Impactos económicos

Los proveedores y fabricantes nacionales de estufas podrían iniciar una tarea de investigación para mejorar aún más la eficiencia de las estufas e iniciar un proceso de venta en el mercado internacional compitiendo con altos estándares de calidad.

Otros impactos Por otro lado al aumentar la eficiencia se reduce la demanda y podría aumentar la confiabilidad sobre la disposición de gas natural para el sector residencial.

Recomendaciones de política Se recomienda incentivar la investigación en desarrollo de tecnologías más eficientes para electrodomésticos y gasodomésticos

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Tabla 36. Mejora de eficiencia de equipos de aire acondicionado


Descripción Se propone el cambio de los aires acondicionados que tengan una eficiencia inferior al 70%, para aumentarla a 90% (con equipos nuevos) en las zonas cálidas y templadas.

Tiempo estimado de aplicación Corto-mediano plazo. La medida inicia su aplicación en el 2015 y termina en el 2025.

Costo efectividad

Potencial reducción de emisiones GEI11 2.88 millones de toneladas de CO2 en 25 años.

Costo total (USD 2010) Costo total del proyecto es de -129.9 millones USD ó -263.2 millones USD, al tener una tarifa de 0.112 USD/kWh ó 0.175 USD/kWh, respectivamente.

Valor aproximado por ton CO2 reducida (USD/tCO2)

-44.13 USD/t CO2 utilizando la tarifa de 0.112 USD/kWh. Mientras que al utilizar la tarifa de 0.175 USD/kWh se obtiene un costo de -91.49 USD/t CO2.

Reducción media anual 120 mil toneladas promedio al año.


Con la implementación de la resolución en la cual se haga obligatorio el uso de etiquetado en los electrodomésticos y gasodomésticos, los usuarios estarán en capacidad de identificar variables de eficiencia en los equipos que adquieran.


Ministerio de Minas y Energía UPME Usuarios residenciales Proveedores y fabricantes de aires acondicionados

Desarrollo sostenible Impactos ambientales

En el caso de aires acondicionados muy antiguos, podría ser posible la reducción de sustancias agotadoras de la capa de ozono. Se debe tener en cuenta la disposición de los residuos peligrosos.

Impactos sociales Reducciones en el costo de la factura de electricidad.


Se recomienda hacer campañas de educación a los usuarios sobre la importancia de seleccionar equipos de alta eficiencia, que a pesar de poder tener un mayor costo de inversión, durante el uso de equipo muy probablemente se verá un ahorro en el consumo de energía. De igual forma es importante fomentar el diseño arquitectónico adecuado, con el fin de reducir consumos excesivos de energía para acondicionar un espacio, por fugas o inadecuados materiales de construcción.

11 Estas reducciones son estimadas tomando como referencia el escenario de confort.

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Tabla 37. Precalentamiento de agua con energía solar


Descripción

Esta medida propone el aprovechamiento de la energía solar para precalentar el agua que será utilizada en la ducha, lavamanos o lavadora, con el fin de reducir el consumo del energético principal empleado para dicho uso. La energía generada depende del nivel de radiación que se tengan en promedio cada día. El uso del calentador solar se utilizará como el complemento al calentador actual que puede ser eléctrico o a gas natural. Esta medida podría ser clasificada como una opción de eficiencia energética y también como una medida de introducción de nuevas tecnologías.


Corto-mediano plazo. La medida inicia su aplicación en el 2015 y gradualmente aumenta hasta lograr la meta de cobertura del 8% en el 2040.

Costo efectividad

Potencial reducción de emisiones GEI12 4.3 millones de toneladas de CO2 en 25 años.

Costo total (USD 2010) 43.5 millones USD.

Valor aproximado por ton CO2 reducida (USD/tCO2)

44.47 USD/tCO2 utilizando la tarifa de 0.112 USD/kWh. Mientras que al utilizar la tarifa de 0.175 USD/kWh se obtiene un costo de 10.12 USD/tCO2.

Reducción media anual Gg

179 mil toneladas de CO2 en promedio para los 25 años de aplicación.


La principal barrera a la implementación es el alto costo del calentador solar. Sin embargo, si la demanda de agua caliente aumenta, la inversión del calentador solar se verá recuperada en la etapa de uso y operación. Podrían crearse planes o programas que incentiven a los constructores a tener en cuenta este tipo de tecnologías para el calentamiento, incluyendo en sus análisis de viabilidad económica el flujo de caja del usuario a futuro.


Ministerio de Minas y Energía UPME Usuarios residenciales Ministerio de Hacienda Ministerio de Vivienda, Ciudad y Territorio



Es posible obtener reducciones en consumo en gas natural y electricidad, reduciendo así las emisiones fugitivas por parte del gas natural y las asociadas a las pérdidas de la electricidad.

Impactos sociales El usuario logra obtener reducciones en el costo mensual de electricidad y/o gas.

Otros impactos El uso de tecnologías alternas permite una mayor diversificación de energéticos disponibles en las viviendas para abastecer sus demandas en los diferentes

12 Esta reducción se obtiene al implementar la medida sobre el escenario de referencia, el cual incluye aumentos en el tiempo esperado de ducha diaria por persona, debido a la mejora en el nivel de confort.

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usos, sin verse limitados por la incertidumbre del suministro de gas natural.

Recomendaciones de política Debe incentivarse la investigación de tecnologías más eficientes y alternativas como los calentadores solares, con el fin de disminuir los costos de inversión y fomentar la cultura de uso de este tipo de tecnologías en las diferentes ciudades del país.

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