no. 18 / 2011 - promigas.com · contenido editorial gas natural importado: importante alternativa...
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EDITORIAL
Gas natural importado: Importantealternativa de abastecimiento.
INFORMACIÓN DEACTUALIDAD
Antonio Celia galardonado a nivel internacional.
Promigas Telecomunicacionesinicia incursión en mercadoslatinoamericanos.
Ratificación a Promigas de calificación AAA para deuda local y BBB- para emisiones de IDR’s en moneda local y extranjera.
Promigas incursiona en distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia.
CONTENIDO
EDITORIALGas natural importado: Importante alternativa de abastecimiento
INFORMACIÓN DE ACTUALIDADPromigas incursiona en distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia
Promigas Telecomunicaciones inicia incursión en mercados latinoamericanos
Antonio Celia galardonado a nivel internacional
Promigas y Exmar seleccionados para desarrollar la infraestructura que proveerá gas natural a Jamaica
Promigas entre las 100 mejores empresas para trabajar en Latinoamerica
Ratificación a Promigas de calificación AAA para deuda local y BBB- para emisiones de IDR’s en moneda local y extranjera
Laboratorio de Metrología recibe acreditación por parte de ONAC
GAS NATURALAspectos relevantes del informe sector gas 2009
Gas no convencional
Concentra: Información para el sector gas natural
NUESTRA OPERACIÓNPipeline & Gas Journal publica experiencia de Promigas en la operación de gasoducto
La experiencia de Promigas traspasa fronteras
Nuestros clientes perciben mejoras en nuestros procesos operativos
USO RACIONAL DE ENERGÍAControl eficiente del proceso productivo, otro beneficio del Sistema de Gestión Integral de la Energía -SGIE-
GESTIÓN SOCIALFundación Promigas socializó su aprendizaje y experiencia en etnoeducación en La Guajira
REGULACIÓNCREG - Resoluciones 2010 de transporte
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PROMIGASTels.: 371 34 44 - 371 35 55
Dir.: Calle 66 No. 67-123 Barranquilla - Colombia
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Revista semestral de Promigas para sus clientes externos. Sus inquietudes y sugerencias sobre esta publicaciónpuede presentarlas a [email protected]
Foto portada: John Madere / LatinStock Colombia / Corbis.
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EDITORIAL
Gas natural importado: Importante alternativa de abastecimientoNo cabe duda de que el gas natural para Colombia ha sido un actor clave en la búsqueda de la confiabilidad y el aseguramiento energético de su mercado; no obstante, hoy en día se ha convertido en un reto el poder garantizar el abastecimiento futuro y la atención de mercados tan particulares como el eléctrico. Es por esto que distintas instituciones gubernamentales han evaluado con expertos internacionales, un amplio portafolio de posibles soluciones con el único objetivo de buscar la más eficiente desde el punto de vista técnico, sin perder de vista la competitividad con la cual este combustible se caracteriza.
La problemática a la que hoy se enfrenta el sector tiene que ver con la disponibilidad del gas natural para respaldar la generación termoeléctrica en el país en condiciones de baja hidrología (Fenómenos de El Niño). De igual forma, el hecho de que Colombia sea un país con una matriz energética en la cual el 63% de la capacidad instalada es generación hidráulica, significa que las generadoras térmicas no se requieren con una periodicidad regular, sin embargo, deben tener siempre existencia de combustibles para atender cualquier eventualidad.
Por tal motivo, después de muchos análisis, estudios y debates entre los diferentes actores del sector gas, el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- y la Comisión de Regulación de Energía y Gas
-CREG- han coincidido en garantizar al mercado su energía con la importación de LNG (gas natural licuado por sus siglas en inglés).
Creemos que este tipo de alternativa contribuye a mantener un desarrollo óptimo de los mercados del gas natural y de la energía eléctrica. La prueba de que estos deben ser complementarios lo vivimos nuevamente en el último Niño (2009-2010), época en la que se logró evidenciar que el gas natural es el verdadero respaldo de la generación eléctrica en Colombia.
En la Resolución CREG 001-10 (en consulta) se pone a consideración de los agentes termoeléctricos la alternativa de importación de LNG como respaldo de su generación en firme, la que consideramos estratégica para el país dado que serviría para poder atender los despachos de las plantas termoeléctricas de la Costa y eventualmente los faltantes de suministro. Esto, en un escenario de reducción de reservas en caso de que las nuevas exploraciones no resulten como se espera, y aunque se prevé de baja probabilidad de ocurrencia, el país estaría muy tranquilo para enfrentarlo. Por lo anterior, estimamos que en la propuesta regulatoria la CREG debería evaluar la posibilidad de incluir la demanda nacional, lo que se facilita ya que con una misma infraestructura de importación de LNG se podría dar respuesta no solo a los despachos de las termoeléctricas sino a la demanda de todo el mercado.
INFORMACIÓN DE ACTUALIDAD
El 1 de agosto de 2010 comenzó a operar la nueva sociedad, Compañía Energética de Occidente -CEO-, con el compromiso de contribuir al desarrollo de la zona suroccidental del país, promoviendo, entre otros, la generación de empleo local y el incremento del nivel de satisfacción de los usuarios con el servicio de distribución y comercialización de energía, hasta llevarlo a estándares internacionales. Esto como producto de un contrato adjudicado por Centrales Eléctricas del Cauca, Cedelca, previo aval de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, a la Compañía Energética de Occidente, consorcio conformado por Gases de Occidente y Promigas.
Este contrato, cuya duración será por un periodo de 25 años, tiene por objeto la operación, la ampliación, la rehabilitación, el mantenimiento preventivo y correctivo y la gestión comercial de la infraestructura del servicio público de energía en el departamento del Cauca, gestión que era realizada por Cedelca.
Durante la vigencia del contrato, CEO realizará inversiones por mínimo $328.000 millones, para
mejoras en el servicio:
• Continuidad del suministro de energía eléctrica: calidad del suministro, en otras palabras, reducción de las variaciones de voltaje.
• Tarifas justas: se acudirá a todos los mecanismos necesarios para lograr negociaciones de
• Atención al cliente: los caucanos tendrán fácil acceso a la empresa para resolver las inquietudes o situaciones problema que se les presenten.
• Disminución de pérdidas en el sistema: en relación con las pérdidas de energía, actualmente en más del 40%, se espera reducir a niveles aceptables en los estándares nacionales.
Promigas incursiona en distribución y comercialización de energía eléctrica en Colombia
CEO cuenta con un sistema eléctrico que permite atender 37 municipios del departamento del Cauca, con redes en los diferentes niveles de tensión y 39 subestaciones transformadoras de energía, distribuidas en toda la geografía de este departamento. La energía es llevada a los usuarios a través de una red de distribución de aproximadamente 17.485 Km de longitud, en los niveles de 115 KV, 34.5 KV, 13.2 KV y 220 KV. Con esta infraestructura se atienden 258.000 usuarios, de los cuales el 94.5% son residenciales, generándose ventas anuales de aproximadamente 353 GWh, en especial para la atención del mercado regulado.
La sede principal de CEO está ubicada en la ciudad de Popayán y además de sus sedes en Santander de Quilichao y El Bordo, tiene oficinas de atención de clientes y puntos de pago en todos los municipios donde se presta el servicio. La gerencia general de esta compañía está a cargo de Luis Freyder Posso.
Sin duda la incursión de Promigas en este sector de distribución de energía eléctrica, vector estratégico de crecimiento, le permitirá conformar un portafolio de empresas enfocadas en energía para ofrecer a sus clientes.
INFORMACIÓN DE ACTUALIDAD
Promigas Telecomunicaciones iniciaincursión en mercados latinoamericanosde Promigas que hace parte de su portafolio en el sector de las telecomunicaciones, a mediados de 2010 puso al servicio de los operadores de telecomunicaciones en Ciudad de Panamá, su red
La consolidación y el crecimiento de la operación de Promitel en Colombia, así como las ventajas que ofrece Panamá, como son su estratégica ubicación
sus buenas proyecciones, motivaron a los directivos de la compañía a buscar oportunidades en ese país, con la visión de fortalecer el mercado de las telecomunicaciones en su capital.
“La llegada de Promitel a Panamá contribuirá al desarrollo del sector de las telecomunicaciones en el país. Somos una empresa visionaria, innovadora y moderna, con tecnología acorde con las exigencias del cambiante mundo de las telecomunicaciones y los negocios, que en la actualidad presta sus servicios con una red propia a operadores
nacionales y, a través de ellos, a los mercados
institucional”, señala Roberto Alcocer, Presidente de Promitel. El compromiso de esta compañía en Panamá, es continuar con su plan de negocio y oferta de servicios de alta calidad y disponibilidad a los operadores de telecomunicaciones con atención las 24 horas del día, los 365 días del año.
Promitel inició operaciones en el año 2001, especializándose exclusivamente en la prestación de servicios metropolitanos de banda ancha en
con capacidad para la transmisión de datos, voz y video con altos niveles de calidad, disponibilidad,
Colombia son las ciudades de Barranquilla, Cartagena, Bucaramanga, Cali, Santa Marta, Sincelejo y Montería.
El valor principal aportado por Promitel a los mercados donde ha ingresado es el ofrecimiento de una red abierta a todos los operadores de
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INFORMACIÓN DE ACTUALIDAD
telecomunicaciones que contribuye a la sana competencia, a aumentar la competitividad del sector y a mejorar la estética urbana por el ordenamiento de sus redes, e igualmente permite
servicios de telecomunicaciones.
con tecnologías de última generación y cumple con los más altos estándares de calidad, nacionales e internacionales. Posee un moderno y funcional centro de gestión 7x24 que es operado y atendido
que permiten el monitoreo permanente de todas las ciudades en tiempo real y simultáneo, así como
centralizada sobre todos los elementos de la red,
Así mismo, mantiene un proceso constante de investigación e implementación para brindar nuevas
soluciones tecnológicas acordes con las últimas tendencias del sector de las telecomunicaciones y los requerimientos exigidos por los operadores.
La compañía brinda servicios de alta disponibilidad a operadores de telecomunicaciones y sus clientes
requieren conectividad para sus servicios de misión crítica, como son las redes de los sectores
gubernamental y educativo, entre otros; siempre manteniendo su modelo de carrier de carriers.
La visión de Promitel es convertirse en un actor importante a nivel latinoamericano en el sector de las telecomunicaciones, con un modelo de negocio único, en donde los operadores de telecomunicación utilizando las soluciones de Promitel, puedan generar de manera continua ofertas de valor a sus clientes.
Antonio Celia galardonadoa nivel internacionalEl 10 de noviembre de 2010 le fue entregado a Antonio Celia Martínez - Aparicio, Presidente de Promigas, el Premio Poder-abc Awards en la categoría de Responsabilidad Social Corporativa, que lo destaca como uno de los emprendedores sociales más dinámicos de Colombia.
Estos premios que son otorgados por la Revista Poder y el American Business Council, organización que une a los líderes latinoamericanos en torno a objetivos de bien común, son un reconocimiento a diferentes gestores que sobresalen en diversas áreas y que con su trabajo contribuyen al bienestar de sus países.
En esta octava edición se galardonó, además del doctor Celia, a nueve personalidades de América Latina, en igual número de categorías, por su trayectoria en emprendimiento social, promoción de
INFORMACIÓN DE ACTUALIDAD
Promigas y Exmar seleccionados para desarrollar la infraestructura que proveerá gas natural a JamaicaEl consorcio conformado por Exmar, Promigas y socios locales de Jamaica fue seleccionado por el Gobierno de este último para iniciar las negociaciones con autoridades gubernamentales, clientes y proveedores de gas, que permitan estructurar el
terminal de importación y regasificación de LNG y unsistema de transporte y distribución de gas naturalen ese país.
Esta selección fue efectuada por el Comité de Evaluación establecido por el Gobierno de
especialista en LNG con amplia experiencia en el desarrollo de estos proyectos a nivel mundial.
El Gobierno de Jamaica espera con este proceso
mediante la introducción de combustibles más económicos que le permitan reducir costos por este concepto y evitar, en el futuro, verse afectados nuevamente por alzas en el precio del petróleo.
y la operación de la terminal de importación y
desarrollo y la operación del sistema de transporte y distribución de gas natural.
Promigas entre las 100 mejores empresas para trabajar en LatinoaméricaDespués de haber recibido con satisfacción los resultados que ubicaron a Promigas en el puesto 15 entre las 104 mejores compañías para trabajar en Colombia, recientemente Great Place to Work divulgó el ranking latinoamericano en el cual nuestra organización se ubicó entre las 100 mejores entre 1.400 analizadas.
En esta evaluación, en la que participamos por primera vez, además de medir el clima organizacional, se pudo conocer el estado de nuestro ambiente laboral, comparativamente con el de otras organizaciones que utilizan la misma metodología.
presentan índices de satisfacción de clientes más altos, menor rotación de empleados, mayor atracción de talentos, menores costos en servicios médicos, mayor producción, mejores resultados
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GAS NATURAL
Comportamiento del gas naturalen Colombia
El informe destaca que con una inversión de US $300 millones fue ampliada la capacidad de producción del campo de La Guajira a 700 Mpcd (Millones de pies cúbicos diarios) en los últimos dos años, lo que permitió exportar gas a Maracaibo e incrementar el suministro de este combustible al interior del país. En 2009, la producción en los campos de La Guajira creció 18%, en comparación con la producción de los Llanos Orientales que disminuyó 4%.
El volumen de gas transportado durante la pasada década se incrementó en 376 Mpcd, 66% más que en el año 2000. En la actualidad, el transporte de gas natural es liderado por el interior del país con 61% del total transportado, reemplazando a la Costa Caribe que a comienzos de la década ocupaba este lugar.
La región con mayor número de usuarios de gas natural en Colombia es la Zona Centro con 52%, seguida por la Costa Caribe con 22%, la Costa
Eje Cafetero con solo 6%. También se destaca el crecimiento de usuarios conectados al gas natural en los últimos diez años en la ciudad de Bogotá, que correspondió a cerca de 800.000 usuarios adicionales.
Del total de usuarios residenciales de gas natural, 85% se encuentra concentrado en los estratos 1, 2 y 3, de los cuales se conectaron durante la última década más de 2.600.000.
En cuanto a consumo de gas natural, el informe
el sector eléctrico colombiano, a raíz del fenómeno de “El Niño”. La Zona Central es la de mayor rango en esta categoría en el país, puesto que en 2009 participó con un 58% del consumo de gas natural del mercado regulado.
Por otro lado, en los últimos diez años en Colombia se convirtieron a gas natural vehicular -GNV- aproximadamente 296 mil vehículos. Sin embargo, a partir de 2006 el crecimiento en conversiones anuales se moderó, lo que se tradujo en un aumento del 8% en 2009.
En la actualidad son más de 30 poblaciones en Colombia las que cuentan con GNV. Bogotá es la ciudad con mayor número de vehículos convertidos, cercano a 100.000 en la última década.
De otro lado, cabe resaltar el surgimiento en el año 2009 de los gasoductos virtuales en
del gas, que le permite a las empresas obtener mayores coberturas en lugares en donde por razones de costos, distancia y demanda no es tan fácil llegar.
Plan de abastecimiento en Colombia
Como resultado del debate en torno al futuro del abastecimiento del gas natural en Colombia, la Unidad de Planeación Minero Energética -UPME- está realizando un estudio que ha denominado “El Plan de Abastecimiento para el Suministro y el Transporte de Gas Natural en Colombia”.
Algunas de las conclusiones iniciales le permiten
de abastecimiento de gas natural para Colombia es la importación vía gasoducto desde Venezuela. Sumado a que la evaluación técnica del informe anuncia que hasta el año 2014 no se presentarían
operacionalmente.
GAS NATURAL
Datos generales mundiales
El informe reseña que como consecuencia de la crisis económica mundial, el panorama del gas natural presentó en el último año un descenso en el consumo de la mayoría de combustibles, a excepción de la hidroelectricidad que tuvo un leve incremento.
Aunque en 2009 el precio del LNG tuvo la menor disminución con respecto a 2008, el comercio internacional de este combustible fue uno de los pocos que mostró crecimiento durante el último año.
Por su parte, el GNV ha tenido un auge mundial que cabe destacar dado que en la última década este combustible presentó una variación promedio anual del 27%. En 2009 se convirtieron en el mundo 1.6 millones de vehículos a GNV, de estos el 44%, es decir 666.000 automotores, pertenecen a Irán.
Cifras del gas natural en Suramérica
De acuerdo con el informe, el mercado del gas natural en Suramérica se divide en mercados desarrollados y mercados emergentes. En el primer grupo se encuentran Argentina, Brasil y Colombia; mientras que en el segundo, se ubican Bolivia Chile y Perú.
De los mercados desarrollados, el informe destaca a Argentina, que al cierre de 2009, presentó un decrecimiento del 31% en sus reservas frente a las de hace cinco años. No obstante haber disminuido el consumo promedio residencial de gas natural en los últimos tres años en un 5%, este país es el de mayor consumo promedio por usuario de la región.
Por su parte, Brasil se consolida como una de las mayores áreas de crecimiento en reservas de hidrocarburos en el mundo. En consumo residencial mensual por usuario es el más bajo de toda la región como consecuencia del alto precio de este combustible, siendo el más costoso de Suramérica.
En cuanto a los mercados emergentes, el informe
de gas natural y que en el último año ha iniciado el desarrollo de su mercado interno en consumo, usuarios y conversiones a GNV y estaciones de servicio -EDS-. Las exportaciones de gas natural de este país con destino a Argentina crecieron del 8% en 2008 al 17% en 2009.
de gas natural en Chile ha llevado a que el GNV no haya tenido éxito, pero esta situación se ha solucionado con el suministro de LNG. Las tarifas para
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GAS NATURAL
región debido al costo de importación del gas natural.
Finalmente, en la actualidad el sector eléctrico de Perú alcanza un consumo de gas natural del 46%, el cual ha disminuido en comparación con hace cuatro años. El mercado del GNV está en pleno desarrollo con un crecimiento en promedio por año del 145%.
El gas natural en el mundo
En el panorama mundial, el informe hace un análisis del comportamiento del gas natural en las diferentes regiones. Es el caso de Oriente Medio se convierte en la región del mundo con el mayor número de reservas de gas, representadas en un 41%.
Seguido de Europa y Eurasia, región que es considerada como la segunda en el mundo con el mayor número de reservas de gas natural, equivalentes a 2.228 Tpc (Tera pies cúbicos), que se traducen en el 33,7% del total mundial.
Así mismo, el informe destaca que con una producción de gas natural de 32,6% y un consumo del 36%, Europa y Eurasia ocupan el primer lugar en el mundo en producción y consumo.
Asia, por su parte, es la tercera región del mundo con el mayor número de reservas de gas natural que
de las reservas del mundo, 14,7% de la producción y 17% del consumo.
En cuanto a África, el análisis subraya a Egipto como el país con las cifras más altas en consumo de gas natural. En los últimos 10 años creció 9% promedio anual. Se menciona, así mismo, que las reservas de gas natural de Norteamérica representan el 5% de las reservas en el mundo. También es la segunda en producción y consumo.
Por último, según el informe realizado por Promigas, Sur y Centroamérica cuentan con 4,3% de las reservas a nivel mundial, representadas en 285 Tpc, y poseen 5,1% de la producción de gas natural. Argentina se convierte en el país de la región con el mayor porcentaje de producción.
con el sector del gas en ofrecer a todos los actores
sobre el panorama y la evolución del gas natural en Colombia y el mundo.
GAS NATURAL
Gas no convencional
Cada día se menciona con mayor frecuencia el denominado “gas no convencional” debido al papel relevante que ha venido tomando recientemente en el mercado internacional del gas natural, a tal punto que se ha logrado
combustible a nivel mundial e impactado en el precio internacional del mismo. Esto a causa de los grandes volúmenes de gas aportados al inventario mundial y a la rápida evolución tecnológica que han permitido maximizar los caudales producidos.
El término “gas no convencional” es un nombre genérico que se ha dado al gas natural que se encuentra en yacimientos no comunes de depósitos de hidrocarburos, y cuyas técnicas de extracción son diferentes a las tradicionalmente usadas para
la explotación de este combustible y del petróleo convencional. El proceso de extracción exige una tecnología muy especializada, ya que no es viable la producción de volúmenes comercialmente importantes sin la asistencia de tratamientos de estimulación masivos o procesos especiales de recuperación, lo que implica costos relativamente altos de producción.
Las reservas convencionales de gas natural (ver
de origen orgánico hacia un reservorio de roca altamente permeable, donde es atrapado y cubierto por una capa de roca impermeable. Por el contrario, los recursos de gas no convencional se encuentran en formaciones de baja permeabilidad inhibiendo en gran medida la migración del gas a reservorios de roca más permeables.
Gráfica 1. Esquema de formaciones geológicas de yacimientos de gas natural.
Conventionalnon-associated
gas
Land surface
Coalbed methane
Conventional associated
gas
Seal
Sandstone Tight sandgas
Oil
Gas-rich shale
Fuente: Agencia Internacional de Energía
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GAS NATURAL
Tipos de gas no convencional
Las principales fuentes de gas no convencional son el shale gas (gas esquisto o gas de lutita), tight gas (areniscas de baja permeabilidad), coalbed methane gas - CBM (gas alojado en yacimientos de carbón) y los denominados hidratos de gas.
Shale gas: Es gas natural atrapado en rocas sedimentarias, tales como esquisto, lutita o limolitas laminadas, las cuales son ricas en materia orgánica llamada esquisto o roca pizarra. Este tipo de gas representa el 49% de las reservas explotadas de gas no convencional y se caracteriza porque susmoléculas de gas natural son conservadas en lasrocas de baja permeabilidad del reservorio por el proceso de adsorción en la materia orgánica.
Tight gas: Está contenido en reservorios de arenisca, limolita y carbonato de baja permeabilidad, y representa el 23% de las reservas explotadas de gas no convencional.
CBM: Se encuentra en la mayoría de las vetas de carbón, en donde se forma un sello superponiendo roca y/o agua dentro de las fracturas de la veta del mismo, manteniendo el metano presente en el gas natural “absorbido” al carbón”. El CBM constituye el 28% de las reservas explotadas de gas no convencional.
Hidratos de Gas: Son sustancias similares al hielo
que se forman cuando los gases (especialmente el metano producido mediante la descomposición microbiana de materia orgánica) se combinan con agua a baja temperatura y alta presión. Los hidratos de gas son la fuente más grande del mundo de combustibles fósiles sin explotar y la menos entendida. Bajo intensa presión, las moléculas de metano y agua se combinan en una masa sólida que es químicamente alterada, creando el llamado
cuando se derrite.
Según el Servicio Geológico de EE.UU. los hidratos de gas pueden aportar potencialmente más
fósiles combinados. En la actualidad la producción de estos recursos no es viable debido a que la tecnología para su explotación se encuentra aún en investigación y desarrollo.
Técnicas de producción
La producción de Shale Gas se lleva a cabo principalmente mediante dos técnicas como
fracturación hidráulica. La primera se utiliza para son la perforación horizontal (ver gráfica 3) y la
proporcionar un mayor acceso al gas atrapado en las formaciones productoras profundas.
Inicialmente se realiza una perforación vertical hasta la formación rocosa de destino y, una vez alcanzada la profundidad deseada, la broca gira abriendo un pozo que se extiende horizontalmente a través del depósito, dejando al descubierto el shale gas contenido en las formaciones geológicas.
La fracturación hidráulica (conocida también como fracking o hydrofracking) es una técnica en la cual se bombea agua, productos químicos y arena
Gráfica 2. Hidratos de gas.
GAS NATURAL
a altas presiones a través de pozos perforados horizontalmente hasta profundidades de 10.000 pies. Este proceso genera múltiples microfracturas en la roca del reservorio, creando canales para incrementar la productividad de formaciones muy
inyectado en la fractura conforma partículas de cerámica sintética resistentes a la profundidad y la presión, cuya función es actuar como material de soporte para mantener abiertos los canales, permitiendo de este modo la liberación y la circulación del “shale gas” hasta el pozo.
A continuación se esquematizan las principales etapas del proceso de producción mediantefracturación hidraúlica:
Fuente: California Energy Commission
Cuando se utiliza la perforación horizontal junto con la fracturación hidráulica, es posible extraer el gas de esquisto a un costo razonable. Sin las técnicas antes mencionadas, no se puede lograr que el gas natural
Fracturación Hidráulica
En la fracturación hidráulica, se inyectan más de un millón de galones de agua, arena y productos químicos a alta presión dentro y a través de pozos perforados en forma horizontal hasta 10.000 pies bajo la superficie. Esta mezcla presur-izada causa grietas en la capa de piedra, en este caso el deposito de esquisto Marcellus. Las partículas de arena mantienen estas fisuras abiertas de modo que el gas natural pueda fluir hacia arriba por el pozo.
0 pies
1,000
2,000
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Un camión de bombeo inyecta una mezcla de arena, agua y productos químicos dentro del pozo.
Gas natural transportado por gasoducto a mercado
Estanques de almacenaje
Agua recuperada es almacenada en fosos abiertos y luego llevada a una planta de tratamiento.
El gas natural fluye del pozo
Foso
El pozo se vuelve horizontal.
El esquisto es fracturado por la presión dentro del pozo.
Pozo
Depósito de esquisto Marcellus
Fisuras
Nivel acuitero
Camiones cisterna entregan agua para el proceso de fracturación.
Gráfica 3. Esquema de perforación horizontal.
Gráfica 4. Producción de Shale Gas en Estados Unidos.
Billo
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90
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70
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2008200620052000 2004 2007200320022001 2009
Niveles de producción y estimaciones
Sin lugar a dudas Estados Unidos ha liderado a nivel mundial la producción de gas no convencional, ya que desde 1820 ha estado produciendo shale gas en la cuenca Barnett, ubicada en el estado de Texas. Esta evolución ha estado marcada fundamentalmente por los avances radicales en las técnicas de producción que se han dado en los últimos años, a tal punto que hoy en día, según la Agencia Internacional de Energía (AIE) en EE.UU., se están produciendo más de 80 billones de metros cúbicos año de gas no convencional (ver gráfica 4). Para el año 2030 se espera que este tipo de gas represente cerca del 60% de la producción total del país.
Estos niveles incrementales de producción harán que en el mediano plazo Estados Unidos pueda ser autosuficiente en su abastecimiento, reduciendo las importaciones de LNG e inclusive pasar a ser un exportador activo de gas natural. De igual forma, el incremento en los nivelesde producción del gas no convencional ha influenciado de manera importante el precio internacional del gas natural, lo que se
refleja en el fenómeno de desacoplamiento de precios frente al petróleo presentado desde 2006. A nivel mundial, según la AIE, se estima que los volúmenes de gas no convencional recuperables son del orden de 380 trillones de metros cúbicos (45% de las reservas mundiales recuperables), cifra que se estima bajo el supuesto de que el éxito exploratorio y de producción es equiparable al obtenido en Estados Unidos y extensivo a otras regiones del mundo. Estas estimaciones consideran que la distribución geográfica del gas no convencional se encuentra repartida así: 25% en Norteamérica, 30% en Asia Pacífico, 10% en Medio Oriente y Noráfrica, 17% en Rusia y la antigua Unión Soviética y 18% en el resto del mundo.
En el entorno latinoamericano, Argentina anunció en diciembre de 2010 nuevos descubrimientos de gas no convencional en la cuenca de Neuquén, que podrían ascender a 4,5 billones de pies cúbicos y cubrir la demanda del país para los próximos 80 años. En cualquier caso la explotación comercial de estas reservas podrá tomar varios años hasta tanto se cuente con los recursos necesarios para la extracción de este gas.
Marcellus
Haynesville
Woodford
Fayetteville
Barnett
Antrim
Gráfica 5. Potencial de gas no convencional en Colombia.
En julio de 2010 inició operaciones Concentra, entidad a cargo del sistema de gestión de la información del sector gas natural y otros relacionados, cuya misión es la recolección, el procesamiento y el análisis especializado de información para los agentes, sector gobierno y, en general, interesados en este tema. Actualmente la compañía cuenta con cerca de 20 empresas pertenecientes al sector gas y energía eléctrica y aún se espera que se incorporen más de acuerdo con las perspectivas.
Su oferta incluye información estratégica, operacional y del mercado. Al primer grupo pertenece la información sobre reservas, actividad exploratoria, producción, transporte, análisis estratégicos, balance de oferta y demanda a cortoy largo plazo. Al segundo, indicadores de calidad, programaciones de mantenimiento y ampliaciónde infraestructura, coordinación con el sector eléctrico y proyecciones de oferta y demanda en el corto plazo, entre otros. Finalmente, en la sección de información del mercado, los usuarios tendrán acceso a índices de mercados, transacciones comerciales (precio y volúmenes), anuncios de ofertas y noticias relevantes a nivel mundial, etc.
Concentra permitirá a agentes públicos yprivados desarrollar sus actividades, sirviéndose
de una herramienta útil y eficiente que trabajacon soluciones de inteligencia de negocio y una plataforma tecnológica de vanguardia, que facilitael acceso a información con la que será posible conocer en el corto plazo el estado de la industria de manera integral y tomar decisiones por partede los agentes de la cadena del gas, el Gobierno y otros sectores relacionados como el eléctrico.
En la actualidad y a pesar de no contar aún contoda su infraestructura implementada, Concentraestá emitiendo informes de utilidad para el sector como son balance de gas, consumos sector térmico, demanda gas corto plazo y largo plazo, exportaciones, precios regulados y sustitutos, entre otros.
Todo lo anterior consolidará a Concentra comola fuente de información más completa, confiabley útil de los sectores gas natural y energía enel país, y en un espacio neutral y transparente, promoviendo así el desarrollo de estos mercados y la sostenibilidad de los sectores.
Promigas y algunas empresas de su portafolio como Surtigas, Gases de Occidente, Transmetano y Transoriente son socios fundadores de Concentra y han participado activamente para llevar a feliz término esta iniciativa de vital beneficio para el país.
NUESTRA OPERACIÓN
Pipeline & Gas Journal publica experiencia de Promigas en la operación del gasoductoLa revista Pipeline & Gas Journal, de Houston, Estados Unidos, es una publicación mensual que circula entre más de 28.000 profesionales del sector alrededor del mundo. En su edición de agosto de 2010 publicaron, como tema de portada, la experiencia de Promigas en el diseño, el desarrollo y la implementación de un simulador de entrenamiento (simulador de vuelo) para la operación.
El artículo fue escrito a tres manos entre Alejandro Villalba y Carlos Castaño, Gerente y Profesional de Operaciones de Promigas, respectivamente, y Michael Istre, Director de Desarrollo de Software de Gregg Engineering, en Sugar Land, Texas compañía responsable del
diseño de los software WinFlow y WinTran, que soportan el simulador de la operación.
En el texto se relata cómo en nuestra operación, los ingenieros del Centro Principal de Control (gas controllers) están encargados de monitorear y controlar las condiciones operativas, realizar las simulaciones del sistema, atender emergencias, realizar el proceso de nominaciones con los clientes y los productores y aplicar el código de racionamiento en caso de emergencias. Actividades que con la complejidad y la firmeza de los compromisos contractuales y de seguridad con la comunidad debían ser cubiertas con alguna certificación que garantizara la idoneidad de las personas que desarrollan este cargo.
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NUESTRA OPERACIÓN
Nuestro objetivo principal con estas soluciones fue dar cumplimiento, mediante un programa de aseguramiento de competencias, al estándar ASME B31Q para la realización por parte de los gas controllers de la tarea cubierta “Operar los sistemas de transporte y distribución de gas natural” y, así mismo, reconocer y responder en forma efectiva a las condiciones anormales de operación que pudieran encontrarse en el desarrollo de esta, lo que se hizo
6 A del estándar ASME B31Q - 2006, como son:
• Escape no planeado de gas de un gasoducto;
• Incendio o explosión;
• Desviación no planeada de la presión (ejemplo: incremento, decremento, ausencia);
•
• Daños en el gasoducto (ejemplo: daños durante la excavación, descarga atmosférica, tornado, inundaciones, terremotos, entre otros);
• Activación de equipos de seguridad por fuera de pruebas planeadas (ejemplo: válvulas de seguridad, sistemas de emergencia, sistemas de parada por alta presión, otras paradas relacionadas con presión, paradas por alta temperatura, entre otros);
• Cambios de estado no planeados (ejemplo: arranque de compresor, parada del compresor, apertura y cierre de válvulas) sin haber sido directamente accionados local o remotamente;
• Interrupción o fallas de comunicaciones, sistemas de control o potencia; y
• Odorización inadecuada o reporte de olor a gas.
En el caso particular del entrenamiento tomamos la decisión de hacerlo con base en el módulo de operación de gasoductos de Contren Learning Series, el cual hace parte del programa de entrenamiento y obligaciones de operadores de
del Petróleo (API) y la entidad estadounidense Centro Nacional para la Construcción, Educación e Investigación (NCCER por sus siglas en inglés) para dar cumplimiento a las exigencias de la regulación
Luego de implementar y documentar todo el marco teórico del programa, una iniciativa no exigida en nuestra regulación, continuamos con el proceso de
la mano como sponsor de The Victor Group, entidad localizada en Houston.
nuestros gas controllers utilizando el curriculum diseñado por la industria estadounidense del gas a través del American Petroleum Institute (API) y la NCCER, con resultados positivos, alcanzando en la evaluación un promedio de 80%.
Posteriormente nos dimos cuenta de que debíamos complementar esta evaluación anual e ir un paso más allá en las exigencias a los gas controllers, con una herramienta que pudiera medir su desempeño en un ambiente muy similar al real.
El primer reto en este proceso fue diseñar una herramienta de entrenamiento y evaluación que les permitiera interactuar con los software que utilizan en el día a día en un ambiente controlado, por lo que la sincronización e integración de la interfaz hombre máquina (HMI por sus siglas en inglés), y el simulador del gasoducto virtual fueron factor clave de éxito. En
conceptual que delimitó cada uno de los desarrollos requeridos para alcanzar el objetivo del proyecto.
Continuando con un análisis detallado de las acciones que se llevan a cabo durante la atención de las condiciones anormales de operación
procedimentales, operativos y regulatorios que debían ser integrados al sistema de evaluación y entrenamiento, tales como: procedimientos de
entregas de gas en situaciones de emergencia.
23
NUESTRA OPERACIÓN
La experiencia de Promigastraspasa fronterasPromigas presente en importantes eventos en Brasil
El consumo de gas continúa creciendo en toda América Latina, lo que ha llevado a varios países a revaluar sus políticas energéticas y los acuerdos comerciales con sus mercados proveedores. Para analizar este y otros temas de interés regional, las principales empresas del hemisferio se dieron cita en dos importantes eventos llevados a cabo en Río de Janeiro: Gas Summit Latin América y LNG Congress Latam.
César Álvarez, de la Gerencia de Nuevos Negocios, representó a Promigas como parte del selecto grupo de ponentes en ambos encuentros. En Gas Summit presidió la mesa de trabajo durante el primer día e hizo una presentación del sector gas en Colombia y sus perspectivas de crecimiento. En el segundo evento, hizo una exposición sobre las Perspectivas de Colombia hacia el LNG, en la que analizó la coyuntura actual y concluyó que el LNG es una alternativa para garantizar el suministro interno, convirtiendo al país en un importador de LNG en el mediano plazo y en exportador en un horizonte de largo plazo.
En este año, Gas Summit llegó a su séptima edición y contó con la presencia de más de 300 profesionales del sector. A su vez LNG Congress Latam, fue el primer encuentro enfocado para el mercado latinoamericano de LNG y reunió expertos de los principales mercados importadores y exportadores, distribuidores y consumidores de gas natural, empresas de navegación, bancos, inversionistas y proveedores de tecnologías para debatir los rumbos, retos, tendencias y oportunidades del mercado de LNG en Latinoamérica.
En encuentros como estos Promigas y las diversas delegaciones asistentes tienen la oportunidad de establecer nuevas relaciones con representantes de empresas a nivel mundial que explotan, producen, transportan, distribuyen y comercializan el gas
mutuo.
Destacada intervención en el IX Seminario Avanzado de Medición de Flujo de Fluidos
El 30 de septiembre de 2010, Promigas representó a Colombia en este evento llevado a cabo en la ciudad de Aguascalientes, México, con la conferencia “Desarrollo de un Banco de Calibraciones de Medidores de Gas Natural a Media Presión en Colombia - Retos y Oportunidades”.
José Ignacio Romero, Profesional de la Gerencia de Ingeniería, responsable de la Dirección Técnica del Laboratorio de Metrología, tuvo la oportunidad de compartir con entidades de reconocimiento internacional, como lo son el Instituto de Pesquisas Tecnológicas de Brasil -IPT-, Centro Nacional de Metrología de México -CENAM-, Southwest Research Institute de USA -SwRI- y Transcanada Pipeline de Canadá -TCPL-.
Adicionalmente, participó en el Panel Internacional
América Latina”, en el cual presentó el desarrollo de Colombia en aspectos legales y técnicos en materia
gas natural.
La presencia de Promigas fue bien recibida entre los asistentes quienes ven en la compañía un referente importante gracias a los logros obtenidos con nuestro Banco de Calibración, lo que sirvió para identificar y
empresas que desean acceder a nuestros servicios.
NUESTRA OPERACIÓN
Nuestros clientes perciben mejoras en nuestros procesos operativos Con el apoyo del Centro Nacional de Consultoría, entre los meses de noviembre y diciembre de 2010 llevamos a cabo la medición anual de satisfacción de nuestros clientes, a través de la cual obtenemos su retroalimentación acerca de los procesos de interacción con Promigas. A continuación compartimos los resultados de este ejercicio.
La operación del sistema de transporte de gas natural obtuvo una mejora substancial en la percepción de nuestros clientes, pasando de
organización por la implementación permanente de mejoras tecnológicas y en seguridad industrial de este importante proceso.
Adicionalmente, la nominación del gas a transportar, proceso que da inicio a las entregas de este combustible de acuerdo con los requerimientos del cliente, obtuvo un índice de 77%, 5 puntos
de las mejoras implementadas con base en la retroalimentación recibida de nuestros clientes.
Además de los incrementos en estos procesos claves, también obtuvimos niveles superiores en el porcentaje de clientes (91%) que están dispuestos a recomendar los servicios de Promigas, producto del nivel de lealtad que hemos mantenido durante largos años por encima del 90%, el cual a su vez demuestra nuestro compromiso y vocación de servicio.
Otro aspecto importante a resaltar es el posicionamiento que hemos alcanzado en la mente del cliente, traducido en que el 100% nos
comprometida con la seguridad industrial y socialmente responsable con todos nuestros grupos de interés y con el medio ambiente.
Agradecemos a todos nuestros clientes su participación en esta medición, con la certeza de que su retroalimentación es insumo primordial
operacional de nuestras dependencias.
Las medidas de uso racional de energía -URE- están orientadas al logro de beneficios ambientales y económicos, estos últimos particularmente para la empresa que las aplica. Pero si estas se implementan bajo un SGIE, ofrecen un beneficio adicional como lo es el aumento del control energético del proceso productivo.
Para demostrar estos beneficios, en este artículo se resumirá lo siguiente:
• Establecimiento de línea base• Evaluación de la tendencia de consumo• Cuantificación de reducción de emisiones• Cuantificación económica de los ahorros• Valoración del control energético del proceso productivo.
Establecimiento de línea base
Para medir los resultados derivados de la implementación de las medidas URE dentro de un SGIE, se debe establecer una línea base como referencia de medición.
Esta línea base de comparación puede ser: la relación del consumo de energía con respecto a la producción que utilice esa energía; un índice de consumo si la energía varía en proporción semejante a la producción o un valor constante de consumo energético si este no cambia en el tiempo.
A continuación se presentan una serie de ejemplos de diferentes comportamientos de líneas base tomadas de casos reales.
Seguidamente, utilizando el modelo de implementación del SGIE desarrollado por e2 – energía eficiente, se identifican las variables que afectan el consumo de energía para cada proceso en particular, se realiza un diagnóstico energético, se analizan y evalúan las acciones URE de nula, baja, media y alta inversión y se implementan aquellas aprobadas por el Comité de Energía.
Al culminar estas actividades, se obtiene una reducción inmediata del consumo de energía dado que las primeras medidas que se implementan son aquellas que no requieren inversión (medidas de ajuste u optimización operacional) o la inversión es baja (medidas de adecuación o cambio tecnológico).
Nota: Los datos de las gráficas han sido modificados para proteger la información suministrada por las empresas. Sin embargo, se conserva la naturaleza de los comportamientos energéticos.
25
USO RACIONAL DE ENERGÍA
una empresa petroquímica.
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Producción (m3/h)
Cons
umo
de e
nerg
ía (k
wh7
h)
Base Lineal (base)
empresa productora de laminados.
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
-- 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000
Producción (m² Equivalente)
Cons
umo
de e
nerg
ía (k
wh7
h)
Base Lineal (línea base)
Control eficiente del proceso productivo, otro beneficio del Sistema de Gestión Integral de la Energía -SGIE-
USO RACIONAL DE ENERGÍA
enfriamiento de una empresa petroquímica.
Producción (m3/h)
Cons
umo
de e
nerg
ía (k
wh7
h)
Con SGIEBase Lineal (base) Lineal (con SGIE)
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
enfriamiento de una empresa petroquímica.
kwh
20.000
0
-20.000
-40.000
-60.000
-80.000
-100.000
-120.000
-140.000
-160.000
-180.000
Horas
1 68 135
202
269
336
403
470
537
604
671
738
805
872
939
1.00
61.
073
1.14
01.
207
1.27
41.
341
1.40
81.
475
1.54
21.
609
1.67
61.
743
1.81
01.
877
1.94
42.
011
2.07
82.
174
2.21
22.
279
2.34
62.
413
2.48
02.
547
2.61
42.
681
2.74
82.
815
2.88
22.
949
3.01
63.
083
Ahorros
prensado de una empresa productora de laminados
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
-- 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000
Producción (m² Equivalente)
Cons
umo
de e
nerg
ía (k
wh7
h)
Con SGIEBase Lineal (base) Lineal (con SGIE)
de una empresa productora de laminados.
kwh
0
-10.000
-20.000
-30.000
-40.000
-50.000
-60.000
-70.000
-80.000
Días
Ahorros
1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103
109
115
121
127
133
139
145
151
157
Evaluación de la tendencia de consumo
Cumplido el ciclo de implementación de medidas de URE, se evalúa la tendencia de los consumos energéticos y se analizan los eventos que hicieron variar la misma. En caso de que la tendencia no sea al ahorro, se identifican las causas y se plantean correcciones.
La evaluación de la tendencia del consumo de energía consiste en determinar el comportamiento de los nuevos consumos de energía (puntos verdes) con respecto a los puntos base (azules) y cuantificar la tendencia de los nuevos consumos. Para esto último el SGIE establece el uso de la herramienta conocida como “suma acumulativa de las tendencias -CUSUM-”.
27
USO RACIONAL DE ENERGÍA
emisiones
El Factor de Emisión actualmente aprobado para las generadoras del Sistema Interconectado
Nacional -SIN.- es de 0,2849 kg CO2e/kWh, lo
casos presentados se multiplican por este valor
resultados de observan en la tabla 1.
CasoConsumo teórico *
(kWh)
Ahorros(kWh)
Reducción emisiones (kg
CO2e)
Ahorros económicos
($)
Sistema de enfriamiento de una empresa petroquímica
3.039.308 175.000 49.857,5 45.500.000
Sistema de prensado de una empresa productora de laminados
362.361 73.000 20.797,7 18.980.000
*El consumo teórico es el consumo energético esperado si no se implementaran medidas URE
Caso Correlación inicial Correlación con SGIE
Sistema de enfriamiento de una empresa petroquímica 0,4791 0,6316
Sistema de prensado de una empresa productora de laminados 0,7542 0,8365
Tabla 2. Impacto del SGIE en el control energético del proceso productivo.
de los ahorros
energéticos, simplemente se multiplican estos por la tarifa de electricidad, teniendo en cuenta que esta debe incluir todos los costos que dependen del consumo.
Para los casos analizados, se asumirá un valor promedio de 260 $/kWh. Los ahorros económicos se observan en la Tabla 1.
Valoración del control energéticodel proceso productivo
al implementar las medidas URE bajo el modelo de SGIE, hay un impacto positivo en el control energético del proceso productivo dado que se tiene una mayor correlación de la energía con la producción.
USO RACIONAL DE ENERGÍA
29
USO RACIONAL DE ENERGÍA
Elaborado por:
MSc. Gabriel Carmona GarcíaIngeniero Senior Gestión Energética
PhD. Juan Carlos Campos AvellaGerente Gestión Energética
Calle 77B No.59-31. Ed. Las Américas II Ofc. 205.318 8273240 / 300 8368006(57-5) 3306266 ext. 4921 (B/quilla)
es una empresa de servicios energéticos comprometida con el incremento de la competitividad de los clientes a través del suministro óptimo y el uso racional de la energía en sus procesos, contribuyendo de esta forma a la reducción de su factura energética y a la preservación del medio ambiente.
Conclusiones
• Al contar con una línea o ecuación base, se puede conocer el consumo teórico que debería tener el sistema energético si no se implementaran las medidas de URE.
• En los casos presentados, al implementar medidas se tienen reducciones energéticas entre 6% y 20% de lo que debía consumir.
• Al implementar medidas URE bajo un Sistema de Gestión Integral de la Energía, se tiene un beneficio adicional que normalmente no se valora: un mayor control energético del proceso productivo.
• En los casos analizados, el rango de incremento de la correlación de la energía con la producción es de 11% a 32% aproximadamente. Mientras más bajo sea el valor base de la correlación, mayor será su incremento al aplicar las medidas URE.
GESTIÓN SOCIAL
Fundación Promigas socializó su aprendizaje y experiencia en etnoeducación en La GuajiraBajo el título de Educación Propia: Una Experiencia de Construcción Colectiva con Comunidades Wayuu, la Fundación Promigas presentó las memorias del proyecto de fortalecimiento “Currículo bilingüe e intercultural” puesto en marcha en 2006 en la Institución Educativa Eusebio Septimio Mari y en los centros etnoeducativos La Gloria, Nuestra Señora de Fátima –en Aremashain– y Maracarí del municipio de Manaure, en el departamento de La Guajira.
En los cuatro capítulos de esta publicación: marco cultural, objetivos, desarrollo y resultados, se recoge la sistematización de este proyecto concebido para mejorar la pertinencia y la calidad de la educación gracias a la concertación de un currículo intercultural y bilingüe de mantenimiento
del wayuunaiki; también incluye testimonios de padres de familia, docentes y directivos que participaron en el proyecto, así como una serie de esquemas explicativos de las metodologías y los procesos educativos adelantados, en concordancia con la cosmovisión y la cultura wayuu de estas comunidades educativas.
La publicación, que hace parte de la Editorial Fundación Promigas, fue presentada por la Fundación a los beneficiarios y líderes de la comunidad en el marco del conversatorio “Experiencia y Aprendizajes en Etnoeducación” que contó con la participación de directores y rectores de las escuelas. Este fue el espacio propicio para que se generaran las principales conclusiones acerca del proyecto y su impacto en la comunidad, la escuela y los estudiantes.
31
GESTIÓN SOCIAL
Según concepto de Carmen Riveira, Directora del Centro Etnoeducativo Nuestra Señora de Fátima, con el proceso: “Hemos comprendido que debemos convencer a nuestros niños y niñas de su identidad propia, de que somos wayuu y de que vamos adelante teniendo en cuenta la interculturalidad, lo que nos permitirá avanzar como centro y apoyar el avance de los estudiantes como los ciudadanos que necesita Colombia, La Guajira y el municipio de Manaure”.
Otro de los aspectos destacados fue el avance de los maestros y maestras, entre los que se mencionó el establecimiento de equipos de trabajo con mayor compromiso y responsabilidad, que apropian y se preocupan por la forma en que enseñan y sus estudiantes aprenden.Todo alineado para resaltar la cultura y promover el orgullo de lo propio frente a la globalización.
En cuanto al aporte al municipio, la Rectora Ena Polo, de la Institución Educativa Eusebio Septimio Mari, destacó: “Hemos unificado en todos los establecimientos educativos del municipio un solo currículo y nos empeñamos en que se desarrolle igual en cada escuela, un logro que aporta calidad y equidad educativa a los estudiantes que están en constante movimiento, para que encuentren el mismo programa intercultural y bilingüe en todas las escuelas. Esta iniciativa es única en el
departamento de La Guajira, que tiene un 40% de población indígena llamada a liderar su cultura e interculturalidad”.
Por último, entre los logros del proyecto se destacó el trabajo por un equilibrio intercultural, a través del ejemplo expuesto por María Teresa Fajardo, Directora del Centro Etnoeducativo Maracarí: “Antes, cuando había un velorio, los niños se retiraban hasta un mes de clases. Pero como entendimos que para lograr grandes avances, es necesaria la continuidad, debimos replantear junto a los padres de familia la participación de los estudiantes en este tipo de rituales, de tal forma que no fueran razones limitantes del proceso educativo. Buscando el equilibrio que respetara la cultura, a los niños y niñas, y al trabajo de la escuela, ahora los niños regresan pronto. Como este ejemplo, en muchos casos hemos hecho el esfuerzo de que en la interculturalidad haya un respeto mutuo entre lo propio y lo ajeno”.
Educación Propia, ha sido una experiencia y una oportunidad para que la Fundación Promigas se aproximara a la comprensión y la práctica de la etnoeducación con los lentes de sus protagonistas; y representa un aporte a las principales orientaciones y políticas que el Ministerio de Educación Nacional ha planteado sobre la etnoeducación en Colombia.
REGULACIÓN
CREG - Resoluciones 2010 de Transporte
Resolución 41
de 2009 (reconocimiento de costos adicionales a Productores por sustitución de gas natural).
Resolución 126Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.
Resolución 186Subsidios a usuarios de estratos 1 y 2.
Resolución 187
2005 (Precio máximo regulado del gas natural).
www.promigas.com