Inventario de ↗
emisiones de GEI
emisiones de GEI
Año 2025
Verificado por Bureau Veritas Colombia
ISO 14064-1:2018
ISO 14064-1:2018
Elaboró
Juan José Durán
Supervisor Gestión Ambiental
Revisó y Aprobó
Daniel Muñoz
Gerente Ambiental
Drummond Ltd. pone a disposición de sus partes interesadas el presente informe de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) para el año 2025 elaborado de acuerdo con las directrices de la norma internacional ISO 14064-1:2018.
Para el establecimiento del inventario se definieron los límites organizacionales y del informe, incluyendo las emisiones directas e indirectas significativas en las instalaciones y procesos sobre los que la entidad tiene control, de forma que la consolidación de emisiones de GEI se realiza basada en el enfoque de control.
Tabla 1. Límites Organizacionales – Drummond Ltd.
| Instalación general | Instalación específica | Ubicación |
|---|---|---|
| Minería | Mina Pribbenow | Municipios de El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, Colombia. |
| Mina el Descanso (Sector Norte y Sur) | Municipios de Becerril, Agustín Codazzi, El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, Colombia. | |
| Mina El Corozo | Municipios de La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, Colombia. | |
| Puerto | Ferrocarril | 190 kilómetros desde Mina hasta Ciénaga (Magdalena), Colombia. |
| Puerto | Km 10 Vía Ciénaga – Santa Marta, Magdalena, Colombia. | |
| Sedes admin. | Valledupar | Calle 12 No. 8-42, Ofic. 303 y 304 |
| Bogotá | Calle 72 No.10-07, Of.1302 | |
| La Loma | Km 31 Vía San Roque, Bosconia | |
| Cartagena (Apartamento) | Carrera 6 No. 6-95 Edificio Marlín Apto 8B, Bocagrande, Cartagena, Colombia |
El inventario corporativo de emisiones de GEI se realiza en cumplimiento de los 5 principios1 establecidos por la norma internacional ISO 14064-1:2018, garantizando que las emisiones cuantificadas y declaradas por Drummond Ltd. se encuentran dentro de un nivel razonable de aseguramiento y no sobrepasan un umbral de materialidad del 5%2.
1. Pertinencia, Integridad, Coherencia, Exactitud y Transparencia.
2. Un umbral de materialidad del 5% significa que las emisiones de GEI declaradas por la entidad no podrán tener un error individual o agregado con respecto al total de las emisiones superior al 5%.
Tabla 2. Límites del informe – Drummond Ltd.
| Emisiones directas | Emisiones y remociones directas de GEI | Emisiones directas provenientes de la combustión estacionaria | • Consumo de combustibles (diésel importado, gasolina, gas natural) • Consumo de gases de soldadura (GLP y acetileno) |
| Emisiones directas provenientes de la combustión móvil | • Consumo de combustibles (diésel importado y nacional, gasolina, Jet A1) • Consumo de urea, grasas y aceites lubricantes | ||
| Emisiones directas de procesos industriales | • Uso de explosivos | ||
| Emisiones fugitivas directas causadas por la liberación de GEI en sistemas antropogénicos | • Fugitivas por extracción de carbón • Recarga de extintores y aires acondicionados • Uso de aerosoles • Disposición de residuos ordinarios en relleno sanitario • Tratamiento de aguas residuales | ||
| Emisiones y remociones directas provenientes del cambio del uso del suelo | • Remociones en áreas de sumidero • Emisiones por cambio en el uso del suelo | ||
| Emisiones indirectas | Emisiones indirectas de GEI causadas por energía importada | Emisiones indirectas provenientes de la electricidad importada | • Consumo de energía eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN) |
| Emisiones indirectas causadas por el transporte | Emisiones provenientes del transporte y distribución de bienes aguas arriba | • Transporte de combustible • Transporte de insumos | |
| Emisiones causadas por el desplazamiento diario de los empleados | • Viajes terrestres en buses | ||
| Emisiones provenientes del transporte y distribución de bienes aguas abajo | • Transporte de carbón exportado | ||
| Emisiones indirectas de GEI causadas por productos que utiliza la organización | Emisiones provenientes de bienes comprados | • Compra de combustible • Compra de nitrato de amonio y lubricantes | |
| Emisiones de bienes de capital | • Inversiones en construcciones y edificaciones, maquinaria y equipo, flota y equipo de transporte, equipo de oficina | ||
| Emisiones por la disposición de residuos sólidos y líquidos | • Disposición y/o aprovechamiento de residuos | ||
| Emisiones de la fase del uso del producto | Emisiones por el uso del producto de la organización | • Uso de carbón exportado en aplicaciones térmicas |
Drummond Ltd. aplica los criterios3 para la evaluación de significancia de fuentes de emisión indirectas y realiza la cuantificación de las emisiones de GEI en la herramienta de cálculo desarrollada para este fin, la cual se encuentra alineada con las nuevas directrices establecidas por ISO 14064-1:2018 y cuenta con los factores de emisión y potenciales de calentamiento global más actualizados, de acuerdo con los documentos más recientes del Panel Intergubernamental de Cambio Climático y fuentes de información nacionales como internacionales.
Para el periodo de reporte de este inventario (01/01/2025 – 31/12/2025) las emisiones de GEI cuantificadas fueron de 76.547.677,85 tCO2e de las cuales 1.779.442,63 tCO2e corresponden a emisiones provenientes de emisiones directas (Categoría 1), 29.741,63 tCO2e a emisiones indirectas causadas por energía importada (Categoría 2), 12.635.379,54 tCO2e a emisiones indirectas causadas por el transporte (Categoría 3), 573.445,00 tCO2e a emisiones indirectas causadas por productos que utiliza la organización (Categoría 4) y 61.529.669,05 tCO2e debidas al uso de los productos de la organización (Categoría 5).
La incertidumbre agregada cuantificada para las emisiones directas e indirectas de GEI declaradas por Drummond Ltd. fue de ± 16,27%; dando como resultado un nivel de precisión bueno, de acuerdo con los niveles de precisión establecidos por la Guía para el Cálculo de la Incertidumbre del GHG Protocol4. Los resultados de incertidumbre obtenidos se presentan con mayor detalle en el capítulo 9.
3. Sección 6.3 Evaluación de significancia y criterios de exclusión
4. GHG Protocol. Measurement and Estimation Uncertainty of GHG Emissions. https://ghgprotocol.org/sites/default/files/ghg-uncertainty.pdf. Table 2.
• Año base: período histórico específico identificado para propósitos de comparar emisiones de GEI o remociones de GEI u otra información relativa a los GEI en un período.
• Emisión de GEI biogénica antropogénica: emisión de GEI a partir de material biogénico como resultado de actividades humanas. Ejemplo: porcentaje de biocombustibles en mezcla de combustibles comerciales
• Factor de emisión de GEI: coeficiente que relaciona los datos de la actividad de GEI con la emisión de GEI.
• Límites de la organización: conjunto de actividades o instalaciones en las cuales la organización realiza el control operativo o financiero o tiene una participación en el capital correspondiente.
• Usuario previsto: individuo u organización identificado por quienes informan de lo relacionado con los GEI como aquel que utiliza dicha información para la toma de decisiones.
• Datos de actividad del GEI: medida cuantitativa de la actividad que da lugar a una emisión de GEI o una remoción de GEI.
• Emisión indirecta de GEI: emisión de GEI resultante de las operaciones y actividades de una organización, pero proveniente de fuentes de GEI que no pertenecen ni son controladas por la organización.
• Gas de efecto invernadero (GEI): componente gaseoso de la atmósfera, tanto natural como antropogénico, que absorbe y emite radiación a longitudes de onda específicas dentro del espectro de radiación infrarroja emitida por la superficie de la Tierra.
• Límites de informe: conjunto de emisiones de GEI o remociones de GEI informadas desde el interior de los límites de la organización, así como las emisiones indirectas significativas causadas por las operaciones y actividades de la organización.
• Uso previsto del inventario de GEI: propósito principal establecido por la organización o programa, para cuantificar sus emisiones de GEI y remociones de GEI conforme a las necesidades del usuario previsto.
• Emisión directa de GEI: emisión de GEI proveniente de fuentes de GEI que pertenecen o son controladas por la organización.
• Emisión indirecta significativa de GEI: emisiones de GEI cuantificadas e informadas de la organización que cumplen con los criterios de significancia establecidos por la organización.
• Inventario de GEI: lista de fuentes de GEI y sumideros de GEI, y sus emisiones de GEI y remociones de GEI cuantificadas.
• Potencial de calentamiento global (PCG): índice, basado en las propiedades de radiación de los GEI, que mide la fuerza de radiación tras la emisión de un pulso de una unidad de masa de un GEI dado en la atmósfera actual integrado en un período determinado, con relación a la unidad del dióxido de carbono (CO₂).
5. Términos y definiciones tomados de la norma ISO 14064-1:2018, Sección 3 — Términos y definiciones, y del GHG Protocol Corporate Standard.
En diciembre de 2015, durante la COP21, las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) adoptaron el Acuerdo de París, con el objetivo de fortalecer la respuesta global frente al cambio climático, manteniendo el aumento de la temperatura media mundial muy por debajo de 2 °C respecto a niveles preindustriales y promoviendo esfuerzos para limitarlo a 1,5 °C6.
En este contexto, Colombia, aunque representa aproximadamente el 0,4 % de las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI), ha asumido compromisos relevantes de mitigación. Inicialmente, el país se comprometió a reducir en un 20 % sus emisiones proyectadas al año 2030 frente a un escenario tendencial (BAU). Posteriormente, en la COP26, actualizó su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC), estableciendo una meta de reducción del 51 % de las emisiones al 2030 y el objetivo de alcanzar la carbono neutralidad al año 2050.
En línea con estos compromisos mundiales y nacionales adquiridos, con el Programa Nacional de Carbono Neutralidad y Resiliencia Climática y en cumplimiento del marco normativo nacional, incluyendo el Artículo 15 de la Ley 2169 de 2021, las organizaciones deben avanzar en la cuantificación, gestión y reporte de sus emisiones de GEI como base para la implementación de estrategias de mitigación.
En este sentido, el inventario de emisiones de GEI constituye una herramienta fundamental, que permite cuantificar de manera sistemática las emisiones generadas por las actividades de una organización, tanto directas como indirectas, facilitando la toma de decisiones, la identificación de oportunidades de reducción y el seguimiento al desempeño ambiental.
En 2021, las empresas mineras colombianas vinculadas a la Asociación Colombiana de Minería (ACM), firmaron un compromiso con el fin de avanzar en el Estándar hacia una Minería Sostenible (TSM). Posteriormente, en el Congreso Nacional de Minería, celebrado en septiembre de 2022, la ACM firmó un acuerdo, con la presencia de la academia, que permiten al sector hacer frente al cambio climático, con el objetivo de alcanzar las metas globales de que la temperatura del planeta no aumente más de 1,5 grados centígrados cada año7.
Drummond Ltd., como empresa del sector minero y miembro de la Asociación Colombiana de Minería, ha desarrollado ejercicios de cuantificación de emisiones desde el año 2010, en el marco de su compromiso con la sostenibilidad y la gestión del cambio climático. Asimismo, la compañía ha adoptado la norma ISO 14064-1:2018 como base metodológica para la cuantificación, reporte y verificación de su huella de carbono organizacional, asegurando consistencia, transparencia y comparabilidad de la información reportada.
El presente informe tiene como objetivo presentar el inventario de emisiones de GEI de la organización, incluyendo la cuantificación de emisiones por fuentes, la clasificación por categorías y la descripción de la metodología empleada, como base para la gestión y reducción de la huella de carbono corporativa.
La fundación de Drummond Ltd. en Colombia se dio en el año 1987, fecha en la cual se da la suscripción de su primer contrato minero de carbón en Colombia, que con el tiempo se convirtió en la Mina Pribbenow. Posteriormente, entre 1993 y 1995 Drummond Ltd. establece sus operaciones en Colombia e inicia la construcción de la mina y el puerto.
En 1995 se inicia la explotación de carbón por parte de Drummond Ltd. en un área otorgada por el gobierno colombiano, entre los municipios de El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, conocida como Mina Pribbenow o proyecto La Loma.
En 1997 se da la expansión de la operación y Drummond Ltd. suscribe su segundo contrato para la exploración y explotación de carbón, El Descanso, proyecto con más de 1.700 millones de toneladas de reservas.
2003
Drummond Ltd. adquiere tres nuevas áreas de carbón: Rincón Hondo (El Corozo), Similoa y Cerrolargo. Reservas totales adquiridas: 162 millones de toneladas.
En 2009 inicia la explotación de un segundo proyecto, El Descanso – Sector Norte, ubicado entre los municipios de La Jagua de Ibirico, Becerril y Agustín Codazzi.
El 31 de marzo de 2014, Drummond realizó su primer embarque de carbón utilizando el sistema de cargue directo. Con dos cargadores de buque, Puerto Drummond ahora tiene una capacidad instalada de 60 millones de toneladas por año.
Desde el inicio de operación extractiva de Drummond Ltd. en Colombia, se ha visto el compromiso de la organización por tener un impacto positivo sobre la calidad de vida de sus empleados, en las comunidades intervenidas y en el medio ambiente.
Drummond Ltd. es una organización de naturaleza privada dedicada a la explotación minera de carbón térmico, que desarrolla actividades de exploración, extracción, producción, transporte y exportación de carbón en los departamentos del Cesar y el Magdalena en Colombia. Pertenece a Drummond International, LLC y sus afiliadas, con sede principal en Alabama, Estados Unidos.
La operación de Drummond Ltd. se ubica entre los municipios de El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná en el Cesar; y en el municipio de Ciénaga, en el Magdalena.
La cadena de valor de Drummond Ltd. está centrada en la exportación del carbón térmico a países como Turquía, Estados Unidos, Países Bajos, Chile, Corea del Sur, Polonia, México, España, Puerto Rico, Brasil, Japón, Panamá, República Dominicana, Argentina, Taiwán, Canadá, Alemania y Marruecos.
Previo al inicio de la fase de construcción, Drummond Ltd. evalúa las inversiones requeridas para asegurar la viabilidad operativa del proyecto y el cumplimiento de los requisitos ambientales aplicables. Durante la adecuación de las áreas, se implementan medidas de manejo ambiental que incluyen la remoción y almacenamiento de la capa vegetal, así como la identificación, rescate y reubicación de fauna silvestre. De igual manera, se desarrollan actividades de manejo arqueológico orientadas a la protección del patrimonio cultural.
De forma complementaria, la compañía apoya con recursos económicos y técnicos el mejoramiento de las condiciones ambientales de las zonas circundantes a los tajos mineros, con programas orientados a la conservación de la biodiversidad y a la resiliencia de los sistemas socio-ecológicos del área de influencia.
La Figura 1 muestra la cadena de valor de Drummond Ltd. A continuación se describen las principales etapas del proceso:
El diseño, desarrollo y preparación de las minas se realiza con base en el plan general de operación, el cual orienta las actividades de acuerdo con la evolución del proyecto. En esta etapa se lleva a cabo la limpieza del área, incluyendo la remoción de la cobertura vegetal y el descapote del terreno. La capa vegetal removida, con espesores que generalmente oscilan entre 0,15 y 0,3 metros, es almacenada en pilas temporales cercanas a las escombreras para su posterior uso en procesos de revegetalización de taludes.
El material aluvial es el primer estrato en la secuencia geológica, y son depósitos no consolidados producto del material de arrastre de todas las corrientes superficiales, y que, precisamente al no estar afirmado, no requiere de actividades de perforación o voladura. El espesor del material aluvial se incrementa en sentido Este a Oeste, donde en el sector suroeste del área del proyecto, alcanza valores superiores a los 100 m (el valor promedio actual del espesor del material aluvial es de 34 m).
Para la remoción del material aluvial, es utilizado el sistema Dragalinas/Alimentador Blindado/Camión, el cual mina los primeros 26 m de la capa aluvial, y posteriormente, el material restante es minado con sistemas de Pala/Camión; dicho material es enviado a las escombreras y/o zonas de relleno.
La perforación y voladura es una de las etapas clave del proceso minero, ya que permite la fragmentación del material rocoso. Este proceso consiste en la ejecución de perforaciones en zonas previamente definidas, donde se cargan explosivos que, al ser detonados, fragmentan la roca para facilitar su remoción.
Los explosivos utilizados son suministrados por Indumil, entidad autorizada para su fabricación en Colombia. No obstante, la preparación de los agentes de voladura se realiza en instalaciones de Drummond Ltd., por lo que la compañía participa en la gestión operativa y en la atención de eventuales emergencias. Asimismo, las emisiones asociadas al uso de explosivos en el proceso de voladura son gestionadas dentro de la operación.
Una vez realizada la voladura, el material estéril es removido mediante sistemas de pala/camión y transportado hacia los sitios de disposición final, como escombreras o áreas de relleno. Los espesores de los estratos entre mantos de carbón pueden variar entre 2 y 45 metros, y la perforación se realiza hasta alcanzar el nivel del manto o la profundidad operativa máxima de 10 metros, siendo el límite de alcance de los equipos utilizados.
El carbón extraído es transportado desde los PITs de producción hacia patios de almacenamiento temporal ubicados cerca de la estación de cargue (Load Out). En estos patios, el material es apilado de acuerdo con sus características de calidad o enviado directamente a las tolvas de alimentación, según los requerimientos operativos. Posteriormente, el carbón es triturado hasta alcanzar las especificaciones comerciales. Durante el proceso de cargue en trenes, se emplean sistemas de aspersión de agua para controlar la emisión de material particulado, complementados con el lavado de tolvas una vez finalizado el proceso de cargue.
La Mina Pribbenow se encuentra ubicada en el departamento del Cesar, en jurisdicción de los Municipios de El Paso, Chiriguaná y La Jagua de Ibirico. Está localizada aproximadamente a 13,7 km del corregimiento La Loma (municipio de El Paso) y a 17,3 km de la cabecera municipal de La Jagua de Ibirico, con un área de explotación cercana a 6.500 hectáreas.
En el área de influencia se encuentran los corregimientos de La Loma, La Aurora, Cerrajones y Ojo de Agua, así como las veredas Mechocan y Boquerón.
La operación cuenta con la infraestructura necesaria para el desarrollo de la actividad minera, incluyendo PITs de producción, botaderos de estéril, instalaciones de manejo y cargue de carbón, planta de explosivos, vías internas, así como instalaciones de apoyo como oficinas administrativas, áreas de alojamiento y alimentación, talleres, bodegas, estaciones de lubricantes y combustible, y pista aérea.
Figura 2. Localización Geográfica de la Mina Pribbenow
El método de explotación corresponde a minería a cielo abierto, definido en función de las características geológicas y geomorfológicas del yacimiento. Este sistema permite un alto grado de mecanización, mayores niveles de seguridad operativa y volúmenes de extracción superiores frente a métodos subterráneos.
La explotación se realiza mediante la remoción separada del material estéril y el carbón hasta alcanzar el límite económico y técnico del yacimiento.
En este contexto, la operación contempla de manera simultánea las siguientes etapas:
De manera complementaria a la operación minera, existen instalaciones y procesos asociados que soportan el funcionamiento de la mina:
La Mina El Descanso Norte desarrolla actividades de explotación de carbón a cielo abierto en el departamento del Cesar, específicamente en los municipios de Agustín Codazzi y Becerril. La operación se localiza aproximadamente a 23,5 km de la cabecera municipal de Becerril. El centro poblado más cercano corresponde al corregimiento de La Loma, en el municipio de El Paso, ubicado a una distancia aproximada de 22,7 km.
La mina ocupa un área cercana a 23.000 hectáreas, donde se dispone de la infraestructura necesaria para el desarrollo de las actividades mineras y de apoyo operativo.
La estructura operativa se compone de:
Figura 3. Localización Geográfica de la Mina El Descanso Norte
Al igual que lo presentado para la Mina Pribbenow, la mina El Descanso Norte desarrolla simultáneamente las etapas preoperativas, operativa y de cierre.
La mina cuenta con infraestructura de apoyo destinada a las actividades administrativas y al bienestar del personal, entre las que se incluyen:
La Mina El Descanso Sur se ubica en el departamento del Cesar, en jurisdicción de los municipios de La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, aproximadamente a 13,5 km del corregimiento La Loma (municipio El Paso) y a 21,4 km de la cabecera municipal de La Jagua de Ibirico.
El plan de operación contempla escombreras, instalaciones de manejo y cargue de carbón, patios de acopio, infraestructura vial e instalaciones mineras de soporte, oficinas administrativas, zonas de alojamiento y alimentación del personal, talleres, bodegas, estaciones e islas de lubricantes y combustible, sistemas de tratamiento de aguas residuales y redes de drenaje para aguas de escorrentía, entre otras.
Durante los primeros años de operación, mientras se culmina la construcción de la infraestructura auxiliar propia, el proyecto hace uso compartido de los campamentos, Load Out, estación de cargue y planta de explosivos de la Mina Pribbenow. Se proyecta que hacia el cuarto año de operación el proyecto contará con su propia infraestructura.
El proyecto desarrolla simultáneamente las etapas preoperativas, operativa y de cierre, sobre un yacimiento que hace parte de una estructura carbonífera regional denominada Sinclinal El Boquerón, limitado al Oeste por la Falla El Tigre y al Este por el sub-afloramiento de la unidad portadora de carbón. Las áreas se encuentran en la cuenca del Río Cesar. La unidad portadora de carbones es denominada "Formación Los Cuervos", de edad Terciario Paleocénico.
Figura 4. Localización Geográfica de la Mina El Descanso Sur
El Proyecto Minero El Corozo se sitúa en el departamento del Cesar, en jurisdicción de los municipios de La Jagua de Ibirico y Chiriguaná. El contrato minero se localiza a 4,34 km del corregimiento La Aurora (municipio de Chiriguaná) y a 23 km de la cabecera municipal de La Jagua de Ibirico.
El Proyecto El Corozo desarrolla las etapas preoperativas, operativa y de cierre, conforme al mismo esquema aplicado al resto de las operaciones mineras de Drummond Ltd.
Todas las operaciones mineras cuentan con las certificaciones en seguridad industrial y salud ocupacional ISO 45001 y Ambiental ISO 14001.
Figura 5. Localización Geográfica de la Mina El Corozo
Puerto Drummond es un terminal marítimo ubicado en el mar Caribe, en el municipio de Ciénaga (Magdalena). Opera como instalación de alta capacidad para almacenamiento y cargue de carbón mediante sistema de cargue directo, con dos cargadores de buques y capacidad instalada para despachar hasta 60 millones de toneladas anuales. Además, el Puerto tiene certificaciones en seguridad industrial y salud ocupacional ISO 45001, Ambiental ISO 14001 y seguridad física y protección portuaria BASC y PBIP.
El carbón llega a Puerto Drummond por la red ferroviaria del Atlántico, administrada por FENOCO S.A. La red incluye tramos que van desde la estación de Chiriguaná (PK 724) hasta Santa Marta (PK 969), con controles en 16 estaciones identificadas por puntos kilométricos (PK). Los trenes de Drummond Ltd. ingresan a la red nacional en la estación de La Loma (PK 745) y recorren hasta el ingreso a la terminal portuaria (PK 936).
La operación se apoya en el sistema ITCS (Sistema de Control Positivo, PTC), que monitorea en tiempo real el movimiento de los trenes desde el Centro de Control de FENOCO S.A. en Santa Marta. Un promedio de 13 trenes cargados al día es movilizado con un tiempo de duración promedio de 5 horas y media. La operación de transporte abarca los siete días de la semana en horario continuo.
Figura 6. Localización Geográfica de Puerto Drummond
El carbón que es recibido en Puerto Drummond puede ser trasladado internamente como se especifica a continuación:
El muelle de Puerto Drummond consta de dos estructuras principales, una pasarela de 1.521 metros de longitud y 12,5 metros de ancho sobre la cual se encuentran instaladas dos bandas transportadoras con capacidad de diseño de 8.000 TPH cada una, además la pasarela consta de una vía vehicular con bahías cada 240 metros, iluminación y señalización, guardas de protección, facilidades eléctricas y mecánicas.
La longitud del muelle es de 744 metros desde la zona de transferencia hasta el extremo de la estructura y 23 metros de ancho, permite atracar hasta cuatro buques tamaño Capesize y cuenta con dos sistemas de cargue directo de 8.000 toneladas por hora cada uno, para una capacidad combinada de 16.000 toneladas por hora.
Finalmente, el embarque del carbón se realiza mediante dos cargadores de buques, estos equipos permiten realizar la estiba del material en las bodegas y el cargue simultáneo de dos embarcaciones de diferentes tamaños, incluyendo tipos Handy, Supramax, Panamax y Capesize.
Las operaciones administrativas de Drummond Ltd. se centran en las oficinas ubicadas en Bogotá, Valledupar y La Loma.
La oficina de la Loma cuenta para el periodo de reporte con 8 empleados, la de Valledupar con 13 empleados y la de Bogotá con 53 empleados.
El principal órgano de gobierno es la Junta Directiva, y la que tiene la responsabilidad directa de la estrategia y su dirección. La junta está presidida por el CEO de Drummond Company Inc., e incluye a otros tres directores.
Figura 7. Estructura organizacional de Drummond Ltd.
La estrategia corporativa y de sostenibilidad de la compañía se orienta a la producción de carbón térmico de alta calidad de manera eficiente y competitiva, incorporando criterios económicos, sociales y ambientales en el desarrollo de sus operaciones.
Para ello, la organización gestiona sus impactos a través de tres dimensiones principales:
Respecto a sus trabajadores cuenta con 5.340 empleados directos y 5.533 empleados indirectos (contratistas).
El proceso de planeación y elaboración del inventario corporativo de emisiones y remociones de GEI involucra varias áreas y profesionales, quienes tienen a cargo las siguientes responsabilidades:
Elaboración del informe: Juan José Durán – Supervisor de gestión Ambiental
Revisión y Aprobación: Daniel Muñoz – Gerente Ambiental
El responsable del inventario debe contar con los requisitos de formación establecidos en el procedimiento SIG-0025 Procedimiento para la cuantificación y reporte de emisiones y remociones de GEI.
Tabla 3. Responsables de la recopilación de datos de actividad
| Fuente de emisión | Área responsable |
|---|---|
| Diésel | Materiales / Combustible |
| Gasolina | Materiales / Combustible |
| Jet fuel | Materiales / Combustible / Aviación |
| Gas natural | Departamento eléctrico (Mina) / Servicios de apoyo (Puerto) |
| GLP (casinos) | Servicios de apoyo |
| GLP y acetileno (soldadura) | Materiales/Inventario |
| Urea | Materiales/Inventario |
| Aceites y grasas lubricantes | Materiales/Inventario |
| Explosivos | Planta de explosivos |
| Extracción de carbón | Ingeniería de Planeación |
| Autocombustión | Ambiental/Gestión |
| Extintores | Materiales/Inventario |
| Refrigerantes | Materiales/Inventario |
| Aerosoles | Materiales/Inventario |
| Aguas residuales domésticas | Ambiental/Gestión |
| Disposición de residuos en relleno | Ambiental/Gestión |
| Cambio uso del suelo | Biodiversidad |
| Energía eléctrica | Depto. eléctrico (Mina) / Costos (Puerto) |
| Transporte de combustible e insumos | Contratos |
| Desplazamiento terrestre empleados | RRHH y Admin. (Mina) / Servicios de Apoyo (Puerto) |
| Compra de combustibles | Materiales/Inventario |
| Compra de insumos | Planta explosivos / Materiales/Inventario |
| Bienes de capital | Financiera |
| Disposición y aprovechamiento de residuos | Ambiental/Gestión |
| Transporte y exportación de carbón | Operaciones Puerto |
La consolidación de la información, el diligenciamiento de la herramienta de cálculo y la elaboración del informe están a cargo del Departamento Ambiental de Drummond Ltd., con el apoyo técnico de la firma consultora Atmosphere Alternative, para el capítulo de remociones y sumideros. La aprobación final del documento corresponde a la Gerencia Ambiental.
Drummond Ltd. reconoce su responsabilidad en la contribución a los esfuerzos globales de mitigación del cambio climático, en línea con los objetivos del Acuerdo de París. En este sentido, como actor relevante del sector minero colombiano se ha comprometido a cuantificar y gestionar sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
El inventario corporativo es la base sobre la cual la compañía toma decisiones informadas de gestión ambiental: permite establecer líneas base consistentes, priorizar intervenciones de mitigación y medir el avance frente a los compromisos asumidos.
El presente informe, elaborado conforme a la norma ISO 14064-1:2018, tiene como objetivo presentar el inventario de emisiones de GEI correspondiente al año 2025, así como los siguientes objetivos específicos:
El uso previsto del informe sobre GEI es informar a sus empleados y demás partes interesadas el desempeño a nivel de emisiones significativas de GEI (directas e indirectas) como resultado del desarrollo de las actividades misionales.
El informe sobre GEI estará disponible para consulta por parte de los usuarios previstos definidos a través de los medios de divulgación que se presentan a continuación.
Tabla 4. Usuarios previstos y medios de divulgación
| Usuarios previstos | Medios de divulgación |
|---|---|
| Internos | Servidor interno, correo electrónico institucional, talleres y capacitaciones, mesas de trabajo |
| Alta dirección | |
| Área ambiental / Demás áreas de la organización | |
| Empleados y contratistas | |
| Externos | Informes de sostenibilidad (página web), comités del sector, comunicaciones oficiales |
| Contratistas | |
| Autoridades estatales, regionales y locales | |
| Comunidades del área de influencia / Proveedores | |
| Clientes |
El presente inventario corporativo de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de Drummond Ltd. cubre el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2025. La cuantificación y el reporte del inventario se realizarán con periodicidad anual, en función de la disponibilidad de información y de los recursos requeridos para su elaboración.
La definición de los límites del inventario, tanto límites de la organización como límites del informe se realiza de acuerdo con lo establecido en el procedimiento interno SIG-0048, el cual incorpora los lineamientos para inventarios corporativos de GEI definidos en la norma ISO 14064-1:2018.
La Tabla 5 presenta un resumen de los límites de la organización identificados y definidos para el inventario de Gases de Efecto Invernadero de Drummond Ltd. bajo el enfoque de consolidación seleccionado.
Tabla 5. Límites de la organización
| Instalación general | Instalación específica | Ubicación |
|---|---|---|
| Minería | Mina Pribbenow | Municipios de El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, Colombia. |
| Mina el Descanso (Sector Norte y Sur) | Municipios de Becerril, Agustín Codazzi, El Paso, La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, Colombia. | |
| Mina El Corozo | Municipios de La Jagua de Ibirico y Chiriguaná, Colombia. | |
| Puerto | Ferrocarril* | 190 kilómetros desde Mina hasta Ciénega (Magdalena), Colombia. |
| Puerto | Km 10 Vía Ciénaga – Santa Marta, Magdalena, Colombia. | |
| Sedes admin. | Valledupar | Calle 12 No. 8-42, Ofic. 303 y 304 |
| Bogotá | Calle 72 No.10-07, Of.1302 | |
| La Loma | Km 31 Vía San Roque, Bosconia | |
| Cartagena (Apartamento) | Carrera 6 No. 6-95 Edificio Marlín Apto 8B, Bocagrande, Cartagena, Colombia |
* Incluye únicamente el uso de combustible para operación de los trenes que transportan el carbón hasta Puerto
De acuerdo con la sección 5.2 de la Norma ISO 14064-1:2018, se deben realizar las siguientes actividades para la determinación de límites del informe:
Identificación de emisiones directas e indirectas
Establecimiento de criterios de inclusión de emisiones indirectas
Cuantificación de emisiones
Agrupación por categorías y subcategorías
Diferenciación de emisiones biogénicas
Identificación de emisiones directas e indirectas: La organización debe establecer y documentar sus límites de informe, incluyendo la identificación de las emisiones y remociones directas e indirectas de GEI asociadas a las operaciones de la organización.
Las emisiones directas corresponden a las emisiones provenientes de fuentes de GEI que pertenecen o son controladas por la organización, mientras que las emisiones indirectas son aquellas resultantes de las operaciones y actividades de la organización, pero provenientes de fuentes de GEI que no pertenecen ni son controladas por la organización.
Establecimiento de criterios de significancia de emisiones indirectas: La organización debe aplicar y documentar un proceso para determinar cuáles emisiones indirectas va a incluir en su inventario de GEI.
Como parte de este proceso, la organización debe definir y explicar sus propios criterios predeterminados sobre la significancia de las emisiones indirectas, teniendo en cuenta el uso previsto del inventario de GEI.
Cuantificación de emisiones: La organización debe cuantificar e informar dichas emisiones significativas. Se debe justificar toda exclusión de emisiones indirectas significativas.
Diferenciación de emisiones biogénicas antropogénicas: Se deben diferenciar las emisiones no biogénicas, las emisiones biogénicas antropogénicas y, si se cuantifican e informan, las emisiones biogénicas no antropogénicas.
Agrupación por categorías y subcategorías: Una vez identificadas los límites del informe las emisiones de GEI se deben agregar a las siguientes categorías: a) Emisiones y remociones directas de GEI; b) emisiones indirectas de GEI por energía importada; c) Emisiones indirectas de GEI por transporte; d) emisiones indirectas de GEI por productos utilizados por la organización; e) Emisiones indirectas de GEI asociadas con el uso de productos de la organización; f) Emisiones indirectas de GEI por otras fuentes.
La evaluación de significancia se realiza conforme a los establecido en el procedimiento SIG-0048 Procedimiento de definición de límites organizacionales y operacionales.
Para esta evaluación se consideran los siguientes criterios:
Tabla 6. Criterios de significancia para la inclusión o exclusión de fuentes indirectas de emisión
| Criterio | Descripción |
|---|---|
| Magnitud | Emisiones o remociones indirectas asumidas como cuantitativamente sustanciales |
| Acceso a la información | Capacidad de tener acceso a la información asociada a las fuentes de emisión, ya sea por fuentes de información primaria o secundaria siempre y cuando esta cumpla con los principios de exactitud y transparencia |
La evaluación de los criterios se realiza con base en la siguiente clasificación, en donde se le asigna una puntuación de 10 si el criterio se evalúa como alto, 5 si se evalúa como medio y 1 en caso de evaluarse como bajo.
Tabla 8. Significancia de la fuente indirecta de emisión de GEI
| Acceso a la información | |||
|---|---|---|---|
| Magnitud | Bajo (1) | Medio (5) | Alto (10) |
| Alta - 10 | No signif. (10) | Significativo (50) | Significativo (100) |
| Media (5) | No signif. (5) | No signif. (25) | Significativo (50) |
| Baja (1) | No signif. (1) | No signif. (5) | No signif. (10) |
Tabla 7. Clasificación para los criterios de evaluación de significancia
| Criterio | Clasificación | ||
|---|---|---|---|
| Alta(o) - 10 | Media(o) - 5 | Baja(o) - 1 | |
| Magnitud | Mayor a 5% del total de emisiones indirectas* | Entre 0,5% y 5% del total de emisiones indirectas* | Menor al 0,5% del total de emisiones indirectas* |
| Acceso a la información | Acceso directo por medio de contratistas Inhouse o facilidad en la consecución de la información | Acceso limitado por medio de contratistas externos | Dificultad en acceso a la información ya que no se lleva registro de ella |
*El cálculo del umbral de magnitud (5% del total de emisiones indirectas) se aplica excluyendo las emisiones de transporte y uso del carbón exportado.
Tabla 9. Criterios para determinar la significancia
| Resultado | Escala | Significancia |
|---|---|---|
| Bajo | 1 - 24 | No significativo |
| Medio | 25 - 49 | No significativo |
| Alto | 50 - 100 | Significativo |
La evaluación de criterios de significancia fue realizada para las Categorías 3, 4 y 5 según sección 5.2.3. de la norma ISO 14064-1:2018.
Para la evaluación de los criterios y la definición de las fuentes indirectas significativas, se empleó la Matriz de Significancia de Fuentes Indirectas (SIG-0623). Aquellas fuentes de emisión a las que se les asignó un valor de 1 en el criterio de accesibilidad y que no disponen de información para la cuantificación de su magnitud fueron descartadas.
La Tabla 10 muestra las fuentes que no alcanzaron el umbral de significancia (valor inferior a 50) y que, por aplicación de la metodología descrita, se clasifican como de baja significancia. Estas fuentes quedan formalmente excluidas del alcance del inventario 2025.
Las fuentes identificadas como no significativas son las siguientes:
Tabla 10. Resultados de la evaluación de significancia para emisiones indirectas no incluidas en el inventario de GEI
| Categoría | Subcategoría | Fuente de emisión | Criterio de significancia | Resultado | Significancia | |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Magnitud | Acceso a la información | |||||
| Categoría 3 | Desplazamiento diario de los empleados | Transporte terrestre en taxi de trabajadores | Baja (1) | Medio (5) | 5 | No significativo |
| Transporte de clientes y visitantes | Transporte de clientes y visitantes | Baja (1) | Bajo (1) | 1 | No significativo | |
| Viajes de negocios | Viajes aéreos corporativos comerciales | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | |
| Categoría 4 | Productos comprados | Adquisición de químicos | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo |
| Adquisición de papelería e insumos de oficina | Baja (1) | Bajo (1) | 1 | No significativo | ||
| Adquisición de ofimáticos y electrodomésticos | Baja (1) | Bajo (1) | 1 | No significativo | ||
| Servicios que utiliza la organización | Uso de fertilizantes | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | |
| Quema de combustible a cargo de Indumil en planta | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Consumo de agua potable (sedes administrativas) | Baja (1) | Medio (5) | 5 | No significativo | ||
| Disposición de residuos sólidos y líquidos | Transporte de residuos de alto volumen y distancias largas | Baja (1) | Medio (5) | 5 | No significativo | |
| Transporte de residuos de bajo volumen y distancias cortas | Baja (1) | Medio (5) | 5 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de residuos orgánicos | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de residuos orgánicos (ACU) | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Disposición de residuos ordinarios | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de residuos reciclables | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Disposición de residuos biosanitarios | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de residuos oleosos | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de llantas (reincorporación) | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de madera | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Disposición de aguas oleosas | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Disposición de residuos peligrosos | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Aprovechamiento de residuos peligrosos | Baja (1) | Alto (10) | 10 | No significativo | ||
| Vertimientos domésticos (sedes administrativas) | Baja (1) | Bajo (1) | 1 | No significativo | ||
Drummond Ltd. ha establecido el año 2021 como año base para su inventario corporativo de emisiones de GEI. La selección del año 2021 se fundamenta en que corresponde al primer periodo en el cual la organización realizó la cuantificación de sus emisiones aplicando la norma ISO 14064-1:2018.
El año base podrá ser modificado únicamente en los casos contemplados en la política de recálculo del año base, y toda modificación deberá ser debidamente documentada y justificada.
Se definen los siguientes criterios para la toma de decisión sobre la revisión, redefinición y/o actualización del año base:
Ante un evento que active la política de recálculo, se aplica el siguiente procedimiento:
Paso 1 — Revisar: Verificar si ha ocurrido alguno de los eventos que activan el recálculo: cambios en los límites organizacionales y/o del informe, en la metodología de cuantificación de los GEI, mejora en la precisión de los datos o errores significativos, cambios en los lineamientos establecidos por Drummond Company, o cambios normativos que requieran una nueva cuantificación del inventario.
Paso 2 — Calcular y comparar: Calcular las nuevas emisiones considerando los cambios y compararlas con el cálculo inicial del año base. Evaluar si la diferencia es mayor a ±1%.
Paso 3 — Redefinir/actualizar: Si la diferencia es mayor a ±1%, redefinir el año base y actualizar los valores de emisiones de GEI, considerando los valores actualizados para comparaciones posteriores. Si la diferencia es menor o igual a ±1%, mantener el cálculo original de emisiones de GEI para el año base.
En el presente informe, las emisiones del año base no fueron recalculadas.
La cuantificación de las emisiones de GEI se lleva a cabo con base en un enfoque metodológico estandarizado, que combina los datos de actividad propios de la organización con factores de emisión y potenciales de calentamiento global reconocidos internacionalmente.
Las emisiones de GEI se expresan en unidades de masa de CO₂ equivalente (tCO₂e), y se calculan aplicando la siguiente ecuación general:
Donde:
| EGEI | Emisiones de GEI, expresadas en toneladas de CO₂ equivalente (tCO₂e) |
| DA | Dato de actividad: magnitud cuantitativa asociada a la fuente de emisión (ej. galones de combustible, kWh de electricidad, toneladas de material) |
| FE | Factor de emisión: coeficiente que relaciona el dato de actividad con la cantidad de GEI emitido por unidad de actividad |
| PCG | Potencial de calentamiento global: índice que expresa la capacidad de forzamiento radiativo de un GEI respecto al CO₂, integrado en un horizonte temporal de 100 años |
• La cuantificación se realiza para cada fuente de emisión de forma individual.
• Los factores de emisión provienen de fuentes reconocidas internacionalmente (IPCC, EPA, BEIS, FECOC) y de fuentes nacionales (XM, UPME).
• Los PCG utilizados corresponden al Sexto Informe de Evaluación del IPCC (AR6, 2021).
• Para gases distintos al CO₂ (CH₄, N₂O, HFC), se aplica el PCG correspondiente para convertir las emisiones a tCO₂e.
Para la selección de factores de emisión, Drummond Ltd. aplica el siguiente orden de prelación: (i) factores locales o propios medidos por la organización cuando están disponibles, (ii) factores nacionales (FECOC, XM), y (iii) factores internacionales reconocidos (IPCC, EPA, BEIS, GHG Protocol).
A continuación se presentan los factores de emisión utilizados para la determinación de las emisiones directas de las fuentes identificadas, agregados por categorías.
Drummond Ltd. utiliza diésel10 importado desde los Estados Unidos para sus operaciones mineras y portuarias, el cual se mezcla con biodiesel (5%).
Para la fracción fósil se utilizan los factores de emisión reportados por la Agencia de Protección Ambiental (EPA por sus siglas en inglés) para combustión estacionaria en la Tabla 1 teniendo en cuenta que el diésel corresponde al "Distillate Fuel Oil #2". El factor de emisión para el diésel según la EPA11 es: 10,210 kgCO₂/gal + 0,00041 kgCH₄/gal + 0,00008 kgN₂O/gal.
Para la fracción biogénica12 se utilizan los factores de emisión proporcionados por la UPME en su calculadora de Factores de Emisión de los Combustibles Colombianos (FECOC)13, los cuales están basados a su vez en las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero y corresponden a 6,8823 kgCO₂/gal, 3 kgCH₄/TJ y 0,6 kgN₂O/TJ. Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utilizan el poder calorífico inferior (37,9079 MJ/kg) y densidad (0,875 kg/l) reportadas en esta misma calculadora, así como el factor de conversión de unidades de volumen de litros a galones.
El factor de emisión para el biodiésel tras realizar las debidas conversiones corresponde a 6,882 kgCO₂/gal + 0,00038 kgCH₄/gal + 0,00008 kgN₂O/gal.
La gasolina utilizada por Drummond Ltd. es de origen nacional provista por Puma con una mezcla de alcohol carburante del 10%, por lo que se utilizan los factores de emisión proporcionados por la UPME en su calculadora FECOC. Los valores reportados corresponden a 8,8085 kgCO₂/gal, 3 kgCH₄/TJ y 0,6 kgN₂O/TJ en el caso de la gasolina y a 5,9201 kgCO₂/gal, 3 kgCH₄/TJ y 0,6 kgN₂O/TJ para el alcohol carburante.
Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utilizan el poder calorífico inferior (45,3295 MJ/kg) y densidad (0,7405 kg/l) reportadas en esta misma calculadora. Para la fracción biogénica se utilizan los valores de 22,4802 MJ/kg y 0,8208 kg/l para el poder calorífico inferior y densidad respectivamente.
El factor de emisión resultante para la gasolina es: 8,8085 kgCO₂/gal + 0,00038 kgCH₄/gal + 0,00008 kgN₂O/gal (fracción fósil); y para el alcohol carburante de 5,9201 kgCO₂/gal + 0,00021 kgCH₄/gal + 0,00004 kgN₂O/gal.
10. Para el periodo de 2025 los 12 generadores a diésel en Mina se usan como respaldo en caso de requerirse. En puerto hay 7 generadores.
11. https://www.epa.gov/climateleadership/ghg-emission-factors-hub
12. Las emisiones totales de diésel y gasolina incluyen las emisiones de CH4 y N2O provenientes de la combustión de la fracción biogénica
13. app.upme.gov.co/Calculadora_Emisiones1/new/calculadora.html https://app.upme.gov.co/Calculadora_Emisiones1/new/calculadora.html
El Gas Natural que se consume en Drummond Ltd. proviene de los campos ubicados en las costas de la Guajira. La composición del gas y su factor de emisión ha sido estudiada con detalle por la UPME y reportada en la calculadora FECOC13 y por esto se utiliza la información suministrada por esta entidad gubernamental para realizar el cálculo de las emisiones. Los valores reportados corresponden a 1,8392 kgCO₂/m³, 1 kgCH₄/TJ y 0,1 kgN₂O/TJ.
Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso a unidades de masa por volumen, se utiliza el poder calorífico inferior (33,4943 MJ/m³) reportado en esta misma calculadora.
El factor de emisión para el gas natural Guajira, según la UPME/IPCC y habiendo realizado las respectivas conversiones es: 1,8392 kgCO₂/m³ + 0,0000335 kgCH₄/m³ + 0,00000335 kgN₂O/m³.
Los procesos de soldadura utilizan Agamix, oxígeno, acetileno y propano (GLP). De estos gases empleados, los únicos que generan GEI debido a su uso son el acetileno y el GLP.
Acetileno: el factor de emisión para el acetileno se determina mediante balance de materia, considerando la reacción de combustión completa:
A partir de esta relación estequiométrica, por cada mol de C₂H₂ consumido se generan 2 moles de CO₂. Considerando las masas molares (26 g/mol para C₂H₂ y 44 g/mol para CO₂) y asumiendo una combustión completa con pureza del 100%, se obtiene un factor de emisión de: 3,3846 kgCO₂/kg.
GLP: el factor de emisión para este gas se toma de la UPME en su calculadora FECOC13 y corresponde a 3,0512 kgCO₂/kg + 0,0000454 kgCH₄/kg + 0,00000454 kgN₂O/kg, de manera análoga a lo presentado anteriormente.
El GLP que se utiliza al interior de las instalaciones de la organización corresponde a combustible de origen nacional, por lo que se utiliza el factor de emisión reportado por la UPME en su calculadora FECOC13. Los valores reportados corresponden a 3,0512 kgCO₂/kg, 1 kgCH₄/TJ y 0,1 kgN₂O/TJ.
Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utiliza el poder calorífico inferior (45,4145 MJ/kg) reportado en esta misma calculadora.
El factor de emisión para el GLP, realizado las respectivas conversiones es: 3,0512 kgCO₂/kg + 0,0000454 kgCH₄/kg + 0,00000454 kgN₂O/kg.
Drummond Ltd. utiliza diésel importado desde los Estados Unidos para sus operaciones mineras y portuarias, el cual se mezcla con biodiesel (5%). Dado lo anterior, se utilizan los factores de emisión reportados por la Agencia de Protección Ambiental (EPA por sus siglas en inglés) para combustión móvil en las Tablas 2 y 511.
Para la selección de los factores de emisión para metano y óxido nitroso en fuentes móviles se toma como base de cálculo el consumo de combustible por ser esta la variable monitoreada y medida y se utiliza el tipo de vehículo correspondiente a equipo de construcción/minería.
El factor de emisión para el diésel según la EPA es: 10,21 kgCO₂/gal + 0,00101 kgCH₄/gal + 0,00094 kgN₂O/gal.
En el caso de las sedes administrativas se utiliza diésel nacional con una mezcla del 10% de biodiesel proveniente de las estaciones de servicio nacionales.
El factor de emisión se toma de la calculadora FECOC13 desarrollada por la UPME, calculados a partir de análisis elementales bajo condiciones estequiométricas y poderes caloríficos inferiores de combustibles colombianos determinados bajo normas ASTM, alineándose a las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero. Los valores reportados corresponden a 10,180 kgCO₂/gal, 3,9 kgCH₄/TJ y 3,9 kgN₂O/TJ para la fracción fósil.
Para la fracción biogénica en ambos casos se utilizan los factores de emisión proporcionados por la UPME en su calculadora de Factores de Emisión de los Combustibles Colombianos (FECOC), los cuales están basados a su vez en las Directrices del IPCC de 2006 y que corresponden a 6,8823 kgCO₂/gal, 3,9 kgCH₄/TJ y 3,9 kgN₂O/TJ.
Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utilizan el poder calorífico inferior (37,9079 MJ/kg) y densidad (0,875 kg/l) reportadas en esta misma calculadora, así como el factor de conversión de unidades de volumen de litros a galones.
El factor de emisión según la UPME/IPCC, habiendo realizado las respectivas conversiones, corresponde a 10,180 kgCO₂/gal + 0,000535 kgCH₄/gal + 0,000535 kgN₂O/gal para la fracción fósil y 6,8823 kgCO₂/gal + 0,00049 kgCH₄/gal + 0,00049 kgN₂O/gal para la fracción biogénica.
La gasolina utilizada por Drummond Ltd. es de origen nacional provista por Puma con una mezcla de alcohol carburante del 10%, por lo que se utilizan los factores de emisión proporcionados por la UPME en su calculadora FECOC13.
Dado que el mayor consumo de gasolina corresponde a vehículos livianos, para los factores de emisión para metano y óxido nitroso se toma como base de cálculo el consumo de combustible por ser esta la variable monitoreada y medida y se utilizan los valores presentados en la Tabla 3.2.2 del capítulo correspondiente a la combustión móvil de las Directrices del IPCC de 2006. Los valores reportados corresponden a 8,8085 kgCO₂/gal, 33 kgCH₄/TJ y 3,2 kgN₂O/TJ en el caso de la gasolina y a 5,9201 kgCO₂/gal, 18 kgCH₄/TJ y 41 kgN₂O/TJ para el alcohol carburante.
Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utilizan el poder calorífico inferior (45,3295 MJ/kg) y densidad (0,7405 kg/l) reportadas en esta misma calculadora, así como el factor de conversión de unidades de volumen de litros a galones. Para la fracción biogénica se utilizan los valores de 22,4802 MJ/kg y 0,8208 kg/l para el poder calorífico inferior y densidad respectivamente.
Habiendo realizado las respectivas conversiones, se obtiene un factor de emisión para la gasolina según la UPME/IPCC de 8,8085 kgCO₂/gal + 0,00419 kgCH₄/gal + 0,000407 kgN₂O/gal y para el alcohol carburante de 5,9201 kgCO₂/gal + 0,00126 kgCH₄/gal + 0,00286 kgN₂O/gal.
La organización utiliza para sus vuelos internos Jet A1 para la operación de las distintas aeronaves. Para la determinación de los factores de emisión se utiliza como fuente de información la calculadora FECOC13 desarrollada por la UPME y las Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero.
Jet A1. El factor de emisión de CO₂ se toma directamente del FECOC, mientras que para los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utilizan los valores presentados en la Tabla 3.6.5 del capítulo correspondiente a la combustión móvil del IPCC, 2006. Los valores reportados corresponden a 9,8404 kgCO₂/gal, 0,5 kgCH₄/TJ y 2 kgN₂O/TJ.
Para la conversión de los factores de emisión para metano y óxido nitroso se utilizan el poder calorífico inferior (35,5769 MJ/kg) y densidad (0,826 kg/l) reportadas en esta misma calculadora, así como el factor de conversión de unidades de volumen de litros a galones.
Habiendo realizado las respectivas conversiones, se obtiene un factor de emisión para el Jet A1 según la UPME/IPCC de: 9,8404 kgCO₂/gal + 0,0000556 kgCH₄/gal + 0,0002225 kgN₂O/gal.
La urea se utiliza como base para los aditivos que se usan en convertidores catalíticos en motores. Las emisiones de GEI se calculan utilizando la Ecuación 3.2.2 del capítulo de combustión móvil de las Directrices del IPCC de 2006 para inventarios nacionales, en donde se considera una pureza del 32,5% como valor por defecto.
Donde:
A partir de esta ecuación se determina el factor de emisión correspondiente a: 0,2383 kgCO₂/kg.
Drummond Ltd. utiliza lubricantes (aceites y grasas) en actividades de mantenimiento preventivo y correctivo de la flota vehicular y maquinaria. Estos productos permiten reducir la fricción, el desgaste y la corrosión de los componentes móviles.
Las emisiones de CO₂ asociadas al uso de lubricantes se estiman con base en la Ecuación 5.2 del Capítulo 5, Volumen 3 de las directrices del IPCC (2006)14:
Donde:
Para la estimación se emplean los valores por defecto del IPCC: contenido de carbono 20 kg C/GJ; poder calorífico 40,2 MJ/kg (equivalente a 0,0402 GJ/kg); y factor de oxidación (ODU) de 0,05 para grasas y 0,2 para aceites. A partir de estos valores y de la ecuación anterior, se obtienen los siguientes factores de emisión:
Drummond Ltd. utiliza explosivos tipo ANFO y emulsión en los procesos de voladura asociados a la operación minera. Dado que las directrices del IPCC no establecen factores de emisión para este uso, se aplica el factor reportado en los National Greenhouse Accounts (NGA) Factors del Gobierno de Australia (enero 2008), Tabla 15 — "CO₂ Emission Factors for Explosives".
El factor aplicado para ANFO y emulsión es: 0,17 kgCO₂/kg.
Aunque existen versiones más recientes de los NGA Factors, no se identificaron actualizaciones del FE para explosivos; el valor se considera representativo.
Drummond Ltd. estima las emisiones fugitivas de metano (CH₄) asociadas a la extracción de carbón mediante factores propios, desarrollados a partir de las características geológicas y operacionales de cada mina. La cuantificación considera el contenido de metano en los mantos a diferentes profundidades y la liberación de gas por disminución de presión.
Factores volumétricos:
Factores másicos (densidad CH₄ = 0,657 kg/m³):
En los procesos de combustión espontánea en mantos de carbón intervienen diversas variables, entre ellas la temperatura del manto, la presión atmosférica, la velocidad del viento, la disponibilidad de oxígeno, la presencia de metano, la altitud, el contenido de cenizas, la materia volátil, el poder calorífico, la composición maceral (vitrinita y liptinita) y el índice de Hardgrove (Daza Aragón, 2017).
Para la estimación del FE se aplican los lineamientos del IPCC 200615 (Volumen 2, Capítulo 2 — combustión estacionaria). En particular, se utilizan los factores de emisión para carbón bituminoso reportados en la Tabla 2.2, los cuales corresponden a: 94.600 gCO₂/TJ, 1 kg CH₄/TJ y 1,5 kg N₂O/TJ.
Se utiliza el poder calorífico promedio del carbón reportado por las minas durante 2025 (28,2 MJ/kg) para convertir los FE en unidades por tonelada de carbón:
2.435,61 kgCO₂/ton + 0,0257 kgCH₄/ton + 0,0386 kgN₂O/ton.
Drummond Ltd. utiliza extintores Ansul Red Line, Tipo K, CO₂, polvo químico seco (PQS), y espuma de trailer.
De estos extintores únicamente los de CO₂ y los que contienen Solkaflam (nombre comercial del compuesto HCFC-123, cuya fórmula química es CHCl₂CF₃, correspondiente al 2,2-dicloro-1,1,1-trifluoroetano) generan emisiones fugitivas de GEI, asociadas a su uso y recarga.
Para la estimación de las emisiones en términos de CO₂ equivalente (CO₂e), se emplean los potenciales de calentamiento global (GWP) a 100 años definidos por el IPCC en su Sexto Informe de Evaluación (AR6)16, específicamente en la Tabla 7.SM.7 del material suplementario del Capítulo 7 (IPCC, 2021), los cuales se presentan a continuación.
Drummond Ltd. durante el periodo de evaluación realizó actividades de recarga de refrigerantes en equipos de aire acondicionado y otros sistemas de refrigeración, incluyendo vehículos, neveras, dispensadores y equipos asociados.
Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) asociadas a estas actividades corresponden a emisiones fugitivas derivadas de la liberación de los refrigerantes durante los procesos de mantenimiento y recarga.
Para la estimación de las emisiones en términos de CO₂ equivalente (CO₂e), se emplean los potenciales de calentamiento global a 100 años (GWP-100) definidos por el IPCC en su Sexto Informe de Evaluación (AR6), específicamente en la Tabla 7.SM.7 del material suplementario del Capítulo 7 (IPCC, 2021).
Los factores de emisión utilizados corresponden a la composición de cada refrigerante y al GWP individual de sus componentes, calculados como el promedio ponderado según su fracción en la mezcla:
Refrigerante R-410A
Composición: 50% difluorometano (CH₂F₂, HFC-32) y 50% pentafluoroetano (CHF₂CF₃, HFC-125).
Los valores de GWP utilizados son: HFC-32: 771 y HFC-125: 3740.
El factor de emisión se calcula como: (0,5×771) + (0,5×3740) = 2.255,5.
Factor de emisión: 2.255,5 kgCO₂/kg.
Refrigerante R-422D (M029)
Composición: 65,1% pentafluoroetano (CHF₂CF₃, HFC-125), 31,5% 1,1,1,2-tetrafluoroetano (C₂H₂F₄, HFC-134a) y 3,4% isobutano (C₄H₁₀, HC-600a).
Los valores de GWP utilizados son: HFC-125: 3740, HFC-134a: 1530, HC-600a: 3.
El factor de emisión se calcula como: (0,651×3740) + (0,315×1530) + (0,034×3) = 2.916,8.
Factor de emisión: 2.916,8 kgCO₂/kg.
Refrigerante R-134a
Composición: 1,1,1,2-tetrafluoroetano (C₂H₂F₄, HFC-134a).
El valor de GWP utilizado es: HFC-134a: 1530.
Factor de emisión: 1.530 kgCO₂/kg.
La organización utiliza diferentes aerosoles que contienen sustancias propelentes17 que generan GEI como los son los hidrofluorocarbonos (HFC) y éteres fluorados (HFE). Las emisiones asociadas al uso de estos productos corresponden a emisiones fugitivas derivadas de la liberación de los propelentes durante su aplicación.
Para la estimación de las emisiones en términos de CO₂ equivalente (CO₂e), se emplean los potenciales de calentamiento global a 100 años (GWP-100) definidos por el IPCC en su Sexto Informe de Evaluación (AR6). Los factores de emisión se determinaron a partir de la composición de cada aerosol y los valores de GWP de sus componentes, mediante un promedio ponderado según su fracción en la mezcla.
Los factores de emisión obtenidos son los siguientes:
Drummond Ltd. cuenta con sistemas de tratamiento de aguas residuales domésticas, los cuales incluyen lagunas de oxidación en las operaciones mineras y una planta de tratamiento de aguas residuales domésticas (PTARD) en Puerto. Para la estimación de las emisiones asociadas a estos sistemas, se emplean los lineamientos del IPCC (2006), específicamente lo establecido en el Capítulo 6 del Volumen 5 (Residuos)18, correspondiente al tratamiento y descarga de aguas residuales.
De acuerdo con esta metodología, se consideran únicamente las emisiones de metano (CH₄), dado que son las más significativas para este tipo de sistemas, conforme a lo indicado en la Tabla 6.1.
El factor de emisión para las lagunas de oxidación, con profundidad menor a 2 metros, se determina a partir de:
Obteniéndose un factor de emisión de: 0,12 kgCH₄/kgDBO.
Por otra parte, para la PTARD, el factor de emisión se determina considerando un sistema de tratamiento aeróbico centralizado, para el cual se emplea:
Obteniéndose un factor de emisión de: 0,18 kgCH₄/kgDBO.
Drummond Ltd. cuenta con un relleno sanitario propio ubicado en la Mina Pribbenow. La generación de gases en chimeneas es monitoreada de forma semestral; sin embargo, al asumir que el flujo y composición de metano se mantiene constante durante el semestre se podría sobreestimar las emisiones de metano, por lo que se opta por estimar el factor de emisión para disposición de residuos sólidos en relleno sanitario de acuerdo con los lineamientos de los capítulos 219 y 320 del Volumen 5 del IPCC, correspondiente a residuos.
Para la caracterización de los residuos, se emplean los valores por defecto para Suramérica establecidos en la Tabla 2.3 del IPCC, ajustados a las condiciones operativas del proyecto. En este sentido, la fracción de residuos dispuesta en el relleno sanitario corresponde principalmente a residuos ordinarios, los cuales presentan un bajo contenido de material orgánico biodegradable debido a las prácticas de segregación en la fuente y al aprovechamiento de residuos reciclables y especiales (como madera, llantas y otros residuos valorizables). A partir de esta caracterización, se estiman las fracciones de carbono orgánico degradable (DOCᵢ) utilizando los valores de la Tabla 2.4 del IPCC.
Teniendo en cuenta que el manejo de las celdas se realiza por capas sucesivas, y a medida que se completa una capa se inicia inmediatamente la anterior, se define el sistema como gestionado semiaeróbico y se toma el valor por defecto de corrección por metano (MCF) para este sistema de la Tabla 3.1. Adicionalmente, se toman los valores por defecto definidos para las demás variables requeridas para el cálculo de emisiones de metano (F=0,5 y DOCf=0,5), resultando en un factor de emisión de 0,025 kgCH₄/kg.
Las emisiones debidas al cambio en el uso del suelo se determinan a partir del carbono contenido en la biomasa de las coberturas vegetales removidas para la operación, aplicando la siguiente ecuación:
Donde B = biomasa (tMS/ha), A = área intervenida y 44/12 es el factor de conversión C → CO₂.
Para las coberturas intervenidas durante 2025, los factores aplicados son:
| Cobertura vegetal | FE (tCO₂/ha) |
|---|---|
| Bosque de galería | 246,48 |
| Bosque fragmentado | 146,11 |
| Vegetación secundaria alta | 142,99 |
| Vegetación secundaria baja | 74,04 |
| Pastos arbolados, enmalezados y limpios | 34,80 |
| Arbustal abierto | 109,69 |
| Herbazal denso | 61,23 |
Fuentes: Drummond Ltd.; Álvarez et al. (2012); Cairns et al. (2007).
Las emisiones indirectas de GEI se clasifican en las categorías 2 a 4 de la norma ISO 14064-1:2018, según su origen: energía importada, transporte, y productos utilizados por la organización.
El factor de emisión de la red de energía eléctrica en Colombia es calculado en conjunto por el Ministerio de Minas y Energía, la UPME y XM, considerando las plantas que aportan a la red del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Para 2025 se utiliza el factor preliminar publicado por XM21:
0,097018445 kgCO₂e/kWh
Planta solar fotovoltaica Drummond Ltd.
Planta de generación eléctrica Drummond Ltd.
Las emisiones por consumo de combustible líquido para transporte terrestre consideran la mezcla de biocombustible nacional del 10%22. Los factores parten de los valores reportados por la UPME en FECOC, complementados con los lineamientos del IPCC 2006 (V2 Ch3 — combustión móvil).
Para el transporte de combustible y nitrato de amonio (materias primas significativas) se utiliza combustible gas natural y diésel. Los FE de CO₂ se toman directamente del FECOC; los de CH₄ y N₂O se obtienen de la Tabla 3.2.2 del Capítulo 3 del IPCC 200623 (V2 — combustión móvil).
Gas natural Guajira
Valores base: 1,8392 kgCO₂/m³; 92 kgCH₄/TJ; 3 kgN₂O/TJ. Conversión con PCI 33,4943 MJ/m³ y densidad correspondiente.
FE: 1,8392 kgCO₂/m³ + 0,003081 kgCH₄/m³ + 0,0001005 kgN₂O/m³.
Diésel nacional
Valores base: 10,180 kgCO₂/gal; 3,9 kgCH₄/TJ; 3,9 kgN₂O/TJ. Conversión con PCI 42,326 MJ/kg y densidad 0,856 kg/l.
FE: 10,180 kgCO₂/gal + 0,000535 kgCH₄/gal + 0,000535 kgN₂O/gal.
Nitrato de amonio — transporte terrestre
Conversión: FE diésel ÷ rendimiento (5,5 km/gal).
FE: 1,851 kgCO₂/km + 0,000097 kgCH₄/km + 0,000097 kgN₂O/km.
Para esta conversión se adoptó un valor de 5,5 km/gal, el cual corresponde a un valor representativo dentro del rango de eficiencias reportadas para vehículos de carga pesada en Colombia en estudios de eficiencia energética del transporte desarrollados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y utilizados como referencia en el proyecto Factores de Emisión de los Combustibles Colombianos (FECOC+)24. Como resultado de esta conversión se obtiene un factor de emisión equivalente a 1,851 kgCO₂/km + 0,000097 kgCH₄/km + 0,000097 kgN₂O/km.
Los buses que transportan diariamente al personal de Drummond Ltd. a los municipios cercanos utilizan diésel nacional. Aplica el mismo factor del diésel nacional móvil: 10,180 kgCO₂/gal + 0,000535 kgCH₄/gal + 0,000535 kgN₂O/gal.
El valor se toma de la base de datos de la Agencia de Protección Ambiental (EPA)11, específicamente de la Tabla 8, para el modo de transporte marítimo (Waterborne Craft). Los valores originales reportados en dicha tabla corresponden a:
Convertidos al SI (g→kg, ton corta→ton métrica, milla→km): 0,056166 kgCO₂/ton·km + 0,000022 kgCH₄/ton·km + 0,000001 kgN₂O/ton·km.
Los factores de emisión para el cálculo de las emisiones "upstream" asociadas a los combustibles utilizados por Drummond Ltd. se determinan a partir de la herramienta para la cuantificación de emisiones de fuga y aguas arriba (TOOL15) del Mecanismo de Desarrollo Limpio (CDM)25. Específicamente, se emplean los valores reportados en la Tabla 3, expresados en tCO₂e/TJ. Los valores base utilizados son:
De acuerdo con la nota al pie de la Tabla 3, estos valores deben ajustarse mediante un factor de corrección para evitar la doble contabilización: 0,26 para gas natural y 0,76 para combustibles líquidos (diésel, gasolina y Jet A1).
Para la adecuación de unidades, se emplean los poderes caloríficos y densidades reportados por la UPME en la calculadora FECOC, así como factores de conversión de volumen para expresar los resultados en unidades operativas (m³ y galones).
Una vez aplicados los factores de corrección y realizadas las conversiones correspondientes, se obtienen los siguientes factores de emisión aguas arriba:
El factor de emisión correspondiente a la producción de llantas utilizadas por Drummond Ltd. se determina a partir de los factores de conversión publicados por el Departamento de Estrategia Empresarial, Energética e Industrial (BEIS) del Reino Unido26.
Este factor corresponde a emisiones en un enfoque "de la cuna a la puerta" (cradle-to-gate), el cual incluye las etapas de extracción de materias primas, procesamiento, manufactura y transporte hasta el punto de uso.
El valor se toma de la categoría "Material Use: Tyres" del documento Greenhouse Gas Reporting: Conversion Factors 2025, correspondiendo a (3.335,57 Ton): 3,336 kgCO₂e/kg.
El nitrato de amonio sólido proviene en su mayoría de Rusia mientras que la solución de nitrato de amonio (ANSol) proviene de Cartagena. Los factores de emisión se toman del análisis de ciclo de vida (de la cuna a la puerta) para la estimación de la huella de carbono de la producción de fertilizantes tomado del estudio "The carbon footprint of fertilizer production: regional reference values", desarrollado por Antoine Hoxha y Bjarne Christensen27, el cual presenta valores diferenciados por región.
Teniendo en cuenta el origen de los productos utilizados por la organización, se emplean los siguientes valores de la Tabla 6 del estudio:
El factor de emisión para la compra de lubricantes se toma de la base de datos del Departamento de Estrategia Empresarial, Energética e Industrial (BEIS) del Reino Unido26. El valor se toma específicamente de la hoja "WTT – Fuels" (Well-To-Tank), la cual representa las emisiones aguas arriba asociadas a la extracción, procesamiento, refinación y transporte del combustible hasta el punto de uso.
El valor base reportado corresponde a 1.116,83 Ton de lubricante (kgCO₂e/ton). Este valor fue convertido a unidades por kilogramo, obteniéndose el siguiente factor de emisión:
El factor de emisión para las actividades de soporte a la minería de carbón fue tomado de la Agencia de Protección Ambiental (EPA) de la base de datos de factores de emisión de GEI en la cadena de suministro de industrias y materias primas28. Se utiliza el valor correspondiente al código NAICS 213113 (Support Activities for Coal Mining), el cual expresa las emisiones en función del gasto económico.
El factor de emisión aplicado es: 0,372 kgCO₂/USD.
Una porción de las llantas se aprovecha térmicamente, mientras que la otra se aprovecha mediante reincorporación a la cadena. El factor de emisión para el aprovechamiento de llantas corresponde al de incineración de residuos de llantas proporcionada por la UPME en su calculadora FECOC, el cual corresponde a:
Para la conversión de los factores de emisión de metano y óxido nitroso se utiliza el poder calorífico inferior (37,921 MJ/kg) reportado en esta misma calculadora.
Habiendo realizado las respectivas conversiones, se obtiene un factor de emisión de:
El carbón comercializado por Drummond Ltd. es exportado a diferentes países para uso principalmente térmico, por lo que las emisiones asociadas corresponden a su combustión como carbón bituminoso.
Para la determinación de FE se toman los valores de factores de emisión proporcionados en la Tabla 2.2.15 para carbón bituminoso que corresponden a 94.600 kgCO₂/TJ, 1 kgCH₄/TJ y 1,5 kgN₂O/TJ y se aplica el poder calorífico inferior promedio específico para el carbón de Drummond Ltd. durante el año de análisis que corresponde a 11.068,9 BTU/lb.
Teniendo en cuenta lo anterior, y realizando la correspondiente conversión de unidades se obtiene un factor de emisión para la combustión del carbón de 2.435,61 kgCO₂/ton + 0,0258 kgCH₄/ton + 0,0386 kgN₂O/ton.
La tabla a continuación (Tabla 11) resume los factores de emisión utilizados; la Tabla 12 presenta los PCG aplicados.
Los datos de actividad utilizados en el inventario se obtienen a partir de los sistemas transaccionales internos de Drummond Ltd. Para cada fuente, el área responsable realiza consultas en las bases de datos correspondientes: FRS para movimientos de combustible, PeopleSoft para inventarios de insumos y bases SQL específicas por proceso. Los resultados del período reportado se exportan a archivos Excel y son remitidos al Departamento Ambiental, donde se consolidan y sirven como insumo para la herramienta de cálculo de emisiones. Este procedimiento aplica de manera general a todas las fuentes del inventario, salvo que se indique lo contrario.
Diésel: El consumo en fuentes estacionarias (generadores Caterpillar, bombas y compresores en Mina y Puerto)29 es proporcionado por el área de Materiales/Combustibles directamente desde FRS, base de datos interna creada por Drummond Ltd. para la contabilización de movimientos de combustible.
Gasolina: El consumo en compresores y turbinas pequeñas es proporcionado igualmente por Materiales/Combustibles desde FRS.
Gas natural: Utilizado para generación eléctrica a través de cuatro turbinas con capacidad instalada de 140 MW. La cantidad consumida la suministra el departamento eléctrico desde la base SQL. En el Puerto, el gas para cocción en el casino es reportado por Servicios de Apoyo con base en los recibos de Gases del Caribe.
GLP: Utilizado para usos térmicos en casinos (Valledupar, CPA, Borrego, Sierra Nevada) y BBQ del Punto D en Minas. El área de Servicios de Apoyo consolida la información en Excel.
Acetileno: El consumo en procesos de soldadura (Minas y Puerto) es reportado por Materiales/Inventario mediante búsqueda de los códigos en PeopleSoft.
Diésel: El consumo en fuentes móviles (camiones, locomotoras, palas, cargadores, camionetas, entre otros) es proporcionado por Materiales/Combustibles desde FRS.
Gasolina: El consumo en vehículos livianos proviene de Materiales/Combustibles vía FRS, alimentado automáticamente por el software Ignition en la isla de gasolina.
Jet A1: Los datos provienen de tres fuentes: (i) consumo interno reportado por Materiales/Combustibles desde FRS; (ii) consumo nacional externo registrado por los pilotos en Excel con base en facturas de abastecimiento en aeropuertos nacionales (carpeta "Aviation"); y (iii) consumo de rotación de personal expatriado, suministrado por Drummond Aviation vía correo electrónico.
Urea: El consumo como aditivo a combustible lo proporciona Materiales/Inventario mediante búsqueda en PeopleSoft.
Lubricantes: El consumo lo proporciona Materiales/Inventario mediante búsqueda del código correspondiente en PeopleSoft.
29. Para el periodo de 2025 los 12 generadores a diésel en Mina se usan como respaldo. En puerto hay 7 generadores.
Explosivos (ANFO y emulsión): La cantidad elaborada y empleada en voladura es proporcionada por la Planta de Explosivos en su reporte de materias primas (Excel), conciliado con Indumil a partir de las constancias elaboradas.
Metano por extracción de carbón: La cantidad de carbón extraído la suministra Ingeniería de Planeación mediante reportes de producción en Excel elaborados trimestralmente para la Agencia Nacional de Minería (ANM).
Autocombustión: Se estima a partir de información satelital de puntos calientes obtenida mediante el sistema FIRMS de la NASA30, usando exclusivamente los sensores VIIRS NOAA-20 y NOAA-21 (resolución 375 m). Los datos se procesan con filtros de calidad (validación espacial, temporal, de confianza y de Potencia Radiativa del Fuego — FRP), reduciendo aproximadamente el 31 % de los puntos iniciales. A partir de los puntos depurados se establecen valores promedio de área y profundidad basados en registros operativos de minas similares; con la densidad promedio del carbón se determina la masa afectada.
Extintores: La cantidad de gas recargado la reportan el área de Materiales/Inventarios y los contratistas Tecnofuegos y Extinseg.
Gases refrigerantes: El consumo (cantidad recargada) lo proporciona Materiales/Inventario mediante PeopleSoft. En la Mina, Servicios de Apoyo también reporta el refrigerante de campamentos, comedores e instalaciones. Se asume que las cantidades incluyen posibles fugas en empalmes, junturas y válvulas.
Aerosoles: El consumo lo proporciona Materiales/Inventario mediante búsqueda en PeopleSoft.
Aguas residuales domésticas: La carga contaminante se determina a partir de caracterizaciones de entrada/salida del sistema de tratamiento y el volumen de agua tratado (se asume que el volumen vertido iguala el consumido). La información proviene de Gestión Ambiental con base en resultados del laboratorio contratado.
Aguas residuales industriales: No contienen carga orgánica biogénica; su tratamiento es mediante canales a lagunas de sedimentación (procesos fisicoquímicos) y el agua se reutiliza en procesos operativos. No se contabilizan emisiones de GEI asociadas.
Residuos sólidos — relleno sanitario: La cantidad dispuesta la suministra Gestión Ambiental desde la "Matriz Consolidado Generación y Aprovechamiento de residuos", alimentada por los dos camiones recolectores.3132
La información sobre áreas con aprovechamiento forestal por actividades mineras la reporta el área de Biodiversidad con base en las coberturas vegetales identificadas y las huellas mineras proporcionadas por Ingeniería.
30. FIRMS — Fire Information for Resource Management System, NASA. Sensores VIIRS NOAA-20 y VIIRS NOAA-21. Resolución espacial: 375 m.
31. IPCC 2006 GL, Vol. 5, Cap. 3 — Solid Waste Disposal Sites
Desde finales de 2022 las operaciones mineras se encuentran interconectadas a la red nacional mediante la subestación La Loma 500 kV y El Cruce 115 kV; en el Puerto, a través de las fronteras de 34,5 kV y 220 kV. El consumo del SIN se toma de bases de datos internas (contadores de fronteras) y se contrasta con las facturas de la empresa comercializadora.
Combustibles: El área de Contratos solicita al contratista Consorcio DIA la información sobre consumo de combustible asociado al transporte. Los datos son recibidos y consolidados vía comunicación electrónica.
Nitrato de amonio: El área de Contratos solicita a los contratistas Logicaribe y Unión Temporal American Logistic los datos de consumo de combustible del transporte de nitrato sólido y ANSol. La información es remitida y consolidada para su incorporación al inventario.
Viajes terrestres en buses — Mina: El área de Recursos Humanos solicita al contratista Copetran el consumo de combustible asociado al transporte de empleados desde la mina hacia municipios cercanos. Los datos son recibidos vía comunicación electrónica y consolidados para el inventario.
Viajes terrestres en buses — Puerto: El servicio es prestado por la empresa San Antonio. El consumo de combustible es solicitado por Servicios de Apoyo y remitido al área ambiental para su inclusión en el inventario.
Exportación de carbón: La cantidad de carbón exportado a cada país (especificando puerto de destino cuando es posible) la suministra el área de Operaciones Puertos a partir de los conocimientos de embarque. La distancia recorrida se estima usando la plataforma de rutas marítimas vesselfinder.com33 y se realiza la conversión de millas náuticas a kilómetros.
Combustibles: La cantidad comprada la suministra Materiales/Inventario y corresponde a la información del Sistema de Información de la cadena de distribución de combustibles del Ministerio de Minas y Energía (SICOM), compartida en Excel vía correo electrónico.
Nitrato de amonio: La Planta de Explosivos reporta la cantidad de nitrato sólido y ANSol en su reporte de materias primas (Excel), conciliado con Indumil a partir de las constancias elaboradas.
Lubricantes: La cantidad la reporta Materiales/Inventario mediante búsqueda de los códigos correspondientes en PeopleSoft.
Bienes de capital: La información sobre inversiones la proporciona el área financiera a través del archivo de Propiedad Planta & Equipo FBM, que presenta inversiones en pesos colombianos para construcciones y edificaciones, maquinaria y equipo, flota y equipo de transporte, equipos de oficina y construcciones en curso. Los valores se convierten a USD usando la TRM del 31 de diciembre del año de análisis.
Aprovechamiento de llantas: La cantidad generada y aprovechada térmicamente la proporciona Gestión Ambiental en un archivo Excel donde se especifica por tipo la cantidad de residuos generados y aprovechados, tanto para Mina como para Puerto.
La cantidad de carbón exportado a los diferentes países (especificando puerto de destino cuando es posible) es suministrada por el área de Operaciones Puertos a partir de la información consignada en los conocimientos de embarque.
33. Estimación de distancias marítimas: https://route.vesselfinder.com/
Tabla 11. Resumen de factores de emisión utilizados para la cuantificación de emisiones de GEI
| Fuente emisión GEI | Dato actividad | Factor emisión | Fuente | |
|---|---|---|---|---|
| Valor | Unidad | |||
| Consumo diésel importado — fuente estacionaria | Galón diésel | 10,210 | kgCO₂/gal | EPA 2025 |
| 0,00041 | kgCH₄/gal | |||
| 0,00008 | kgN₂O/gal | |||
| Consumo gasolina — fuente estacionaria | Galón gasolina | 8,8085 | kgCO₂/gal | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch2) |
| 0,00038 | kgCH₄/gal | |||
| 0,00008 | kgN₂O/gal | |||
| Consumo gas natural — fuente estacionaria | m³ gas | 1,8392 | kgCO₂/m³ | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch2) |
| 0,0000335 | kgCH₄/m³ | |||
| 0,00000335 | kgN₂O/m³ | |||
| Consumo GLP | kg GLP | 3,0512 | kgCO₂/kg | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch2) |
| 0,0000454 | kgCH₄/kg | |||
| 0,00000454 | kgN₂O/kg | |||
| Consumo acetileno | kg acetileno | 3,3846 | kgCO₂/kg | Balance de masa |
| Consumo diésel importado — fuente móvil | Galón diésel | 10,210 | kgCO₂/gal | EPA 2025 |
| 0,00101 | kgCH₄/gal | |||
| 0,00094 | kgN₂O/gal | |||
| Consumo diésel nacional — fuente móvil | Galón diésel | 10,180 | kgCO₂/gal | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch3) |
| 0,000535 | kgCH₄/gal | |||
| 0,000535 | kgN₂O/gal | |||
| Consumo diésel nacional — fuente móvil tractocamión | km recorrido | 1,851 | kgCO₂/km | FECOC+ 2021 / IPCC 2006 (V2Ch3) |
| 0,000097 | kgCH₄/km | |||
| 0,000097 | kgN₂O/km | |||
| Consumo gasolina — móvil | Galón gasolina | 8,8085 | kgCO₂/gal | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch3) |
| 0,00419 | kgCH₄/gal | |||
| 0,000407 | kgN₂O/gal | |||
| Consumo Jet A1 | Galón Jet A1 | 9,8404 | kgCO₂/gal | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch3) |
| 0,0000556 | kgCH₄/gal | |||
| 0,0002225 | kgN₂O/gal | |||
| Consumo urea | kg urea | 0,2383 | kgCO₂/kg | IPCC 2006 (V2Ch3) |
| Consumo aceite lubricante | kg aceite | 0,5896 | kgCO₂/kg | IPCC 2006 (V3Ch5) |
| Consumo grasa lubricante | kg grasa | 0,1474 | kgCO₂/kg | IPCC 2006 (V3Ch5) |
| Uso de explosivos | kg ANFO / kg emulsión | 0,17 | kgCO₂/kg | AGO, 2006 |
| Fugitiva extracción de carbón — La Loma | ton carbón | 1,18 | kgCH₄/ton | Drummond Ltd. |
| Fugitiva extracción de carbón — Descanso | ton carbón | 0,47 | kgCH₄/ton | Drummond Ltd. |
| Fugitiva extracción de carbón — El Corozo | ton carbón | 1,18 | kgCH₄/ton | Drummond Ltd. |
| Autocombustión | ton carbón | 2.435,61 | kgCO₂/ton | IPCC 2006 (V2Ch2) / Drummond Ltd. |
| 0,0257 | kgCH₄/ton | |||
| 0,0386 | kgN₂O/ton | |||
| Descarga de extintores — CO₂ | kg CO₂ | 1 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Descarga de extintores — Solkaflam (R-123) | kg R-123 | 90,4 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Fuga de gases refrigerantes — 410A | kg R-410A | 2.255,5 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Fuga de gases refrigerantes — M029 | kg M029 | 2.916,8 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Fuga de gases refrigerantes — 134a | kg R-134a | 1.530 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Fugas aerosoles — PS 14476 | kg | 147,03 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Fugas aerosoles — PS 23701 | kg | 348,54 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Fugas aerosoles — PS 133062 | kg | 0,0039 | kgCO₂/kg | IPCC AR6 |
| Tratamiento aguas residuales domésticas — Mina | kgDBO | 0,12 | kgCH₄/kgDBO | IPCC V5Ch6 |
| Tratamiento aguas residuales domésticas — Puerto | kgDBO | 0,18 | kgCH₄/kgDBO | IPCC V5Ch6 |
| Disposición de residuos sólidos en relleno — Mina | kg | 0,025 | kgCH₄/kg | IPCC V5Ch6 |
| Cambio de uso del suelo | ha | Variable | kgCO₂/ha | Drummond Ltd. / Álvarez et al. (2012) / Cairns et al. (2007) |
Tabla 11. (continuación) – Emisiones indirectas (Categoría 2 – 5)
| Fuente emisión GEI | Dato actividad | Factor emisión | Fuente | |
|---|---|---|---|---|
| Valor | Unidad | |||
| Energía eléctrica importada | kWh | 0,097018445 | kgCO₂e/kWh | XM 2025 (preliminar) |
| Transporte de carbón | ton·km | 0,0527441 | kgCO₂/ton·km | EPA 2025 |
| 0,000021 | kgCH₄/ton·km | |||
| 0,0000014 | kgN₂O/ton·km | |||
| Compra gas natural | m³ | 0,415 | kgCO₂e/m³ | TOOL 15 CDM / FECOC 2016 |
| Compra diésel | gal | 3,027 | kgCO₂e/gal | TOOL 15 CDM / FECOC 2016 |
| Compra gasolina | gal | 2,406 | kgCO₂e/gal | TOOL 15 CDM / FECOC 2016 |
| Compra Jet A1 | gal | 1,244 | kgCO₂/gal | TOOL 15 CDM / FECOC 2016 |
| Compra llantas | kg | 3,3356 | kgCO₂e/kg | BEIS 2025 |
| Compra nitrato de amonio | kg | 2,383 | kgCO₂e/kg | Hoxha & Christensen (2019) |
| Compra ANSol | kg | 2,134 | kgCO₂e/kg | Hoxha & Christensen (2019) |
| Compra de lubricantes | kg | 1,117 | kgCO₂e/kg | BEIS 2025 |
| Bienes de capital | kg | 0,372 | kgCO₂/USD | EPA-NAICS |
| Aprovechamiento energético llantas | kg | 2,9418 | kgCO₂/kg | FECOC 2016 / IPCC 2006 (V2Ch2) |
| 0,00114 | kgCH₄/kg | |||
| 0,00015 | kgN₂O/kg | |||
| Uso térmico del carbón | ton | 2.435,61 | kgCO₂/ton | IPCC 2006 (V2Ch2) / Drummond Ltd. |
| 0,02575 | kgCH₄/ton | |||
| 0,03862 | kgN₂O/ton | |||
Los valores de Potencial de Calentamiento Global utilizados corresponden a los reportados por el Sexto Informe del IPCC (AR6, 2021) y se presentan en la tabla a continuación.
Tabla 12. Valores de Potencial de Calentamiento Global (PCG) relativos al CO₂
| GEI | PCG₁₀₀ | Fuente |
|---|---|---|
| CO₂ | 1 | IPCC AR6 (2021), Capítulo 7, Tabla 7.1534 |
| CH₄ — no fósil / biogénico | 27 | |
| CH₄ — fósil35 | 29,8 | |
| N₂O | 273 | |
| HCFC-123 | 90,4 | IPCC AR6 (2021), Tabla 7.SM.7 |
| HFC-32 | 771 | |
| HFC-125 | 3.740 | |
| HFC-134a | 1.530 | |
| HFC-365mfc | 914 | |
| HFC-43-10mee | 1.600 | |
| HFE-347pcf2 | 980 | |
| HC-600a | 3 | Climalife (2024), SDS R-600a36 (Isobutane), Sección 12.7 |
34. https://www.ipcc.ch/report/ar6/wg1/downloads/report/IPCC_AR6_WGI_Chapter07.pdf
35. Aplicado a emisiones fugitivas de extracción de carbón en minas.
36. El Sexto Informe del IPCC no presenta explícitamente el factor adoptado para HC-600a en la tabla base del inventario, por lo cual se empleó una fuente técnica reconocida complementaria, conforme a la Hoja de Seguridad del producto R-600a (Isobutane), emitida por Climalife, donde se reporta expresamente Global Warming Potential (GWP): 3. https://www.climalife.co.uk/docs/MSDS-R600a-Isobutane.pdf
Las emisiones directas de GEI identificadas para Drummond Ltd. en el año 2025 aportaron un total de 1.779.442,63 tCO2e.
Tabla 13. Emisiones directas durante 2025 – Categoría 1 (Parte 1: Combustión)
| Subcategoría | Fuente de GEI | Dato de actividad | Factor de emisión | Emisiones (tCO₂e) | Subtotal37 (tCO₂e) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad38 | Unidad | Cantidad | Unidad39 | ||||
| Combustión estacionaria | Consumo de diésel imp. | 2.280.016 | gal | 10,2429 | kgCO₂e/gal | 22.189,803 | 51.481,74 |
| Consumo de gasolina | 2.813 | gal | 8,8396 | kgCO₂e/gal | 22,384 | ||
| Consumo de gas natural | 15.537.495 | m³ | 1,8410 | kgCO₂e/m³ | 28.604,819 | ||
| Consumo de GLP – casinos | 193.019 | kg | 3,0537 | kgCO₂e/kg | 589,416 | ||
| Consumo de GLP – soldadura | 6.695 | kg | 3,0537 | kgCO₂e/kg | 20,444 | ||
| Consumo de acetileno – soldadura | 16.212 | kg | 3,3846 | kgCO₂/kg | 54,873 | ||
| Combustión móvil | Consumo de diésel imp. | 97.301.904 | gal | 10,4939 | kgCO₂e/gal | 970.736,410 | 1.013.070,50 |
| Consumo de diésel nal. | 2.914 | gal | 10,3405 | kgCO₂e/gal | 27,162 | ||
| Consumo de gasolina | 1.105.108 | gal | 9,0327 | kgCO₂e/gal | 9.074,063 | ||
| Jet A-1 | 585.477 | gal | 9,9026 | kgCO₂e/gal | 5.797,765 | ||
| Consumo de urea | 34.194 | kg | 0,2833 | kgCO₂e/kg | 8,150 | ||
| Aceites lubricantes | 46.183.529 | kg | 0,5896 | kgCO₂e/kg | 27.229,809 | ||
| Grasas lubricantes | 1.337.455 | kg | 0,1474 | kgCO₂e/kg | 197,141 | ||
| Subtotal — Combustión (estacionaria + móvil) | 1.064.552,24 | ||||||
37. Los valores de cada subcategoría se expresan con dos decimales mediante el uso de la función (redondeo) ROUND(SUM(fuentes), 2), de modo que el total resulta de la suma de dichos subtotales redondeados.
38. Para combustibles fósiles con fracción biogénica se reporta la cantidad total de combustible y debe aplicarse el porcentaje fósil para estimar las emisiones correspondientes
39. Se reporta el factor de emisión en unidades equivalentes teniendo en cuenta el(los) respectivo(s) PCGs de los GEI aplicables
Tabla 13. (continuación) – Procesos industriales y emisiones fugitivas
| Subcategoría | Fuente de GEI | Dato de actividad | Factor de emisión | Emisiones (tCO₂e) | Subtotal (tCO₂e) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad | Unidad | Cantidad | Unidad | ||||
| Procesos industriales | Uso de explosivos – emulsión | 62.641.447 | kg | 0,17 | kgCO₂e/kg | 10.649,046 | 13.174,65 |
| Uso de explosivos – ANFO | 14.856.515 | kg | 0,17 | kgCO₂e/kg | 2.525,608 | ||
| Emisiones fugitivas directas | Fugitivas extracción de carbón – Pribbenow | 3.918.920 | ton | 35,2415 | kgCO₂e/ton | 138.108,536 | 596.419,08 |
| Fugitivas extracción de carbón – El Descanso | 19.839.465 | ton | 13,9008 | kgCO₂e/ton | 275.784,556 | ||
| Fugitivas extracción de carbón – Corozo | 3.179.073 | ton | 35,2415 | kgCO₂e/ton | 112.035,242 | ||
| Autocombustión | 23.220 | ton | 2.446,85 | kgCO₂e/ton | 56.815,768 | ||
| Fugitivas extintores – CO₂ | 755,77 | kg | 1 | kgCO₂e/kg | 0,756 | ||
| Fugitivas extintores – Solkaflam | 250 | kg | 90,4 | kgCO₂e/kg | 22,555 | ||
| Fugitivas refrigerantes – 410A | 486 | kg | 2.255,5 | kgCO₂e/kg | 1.096,579 | ||
| Fugitivas refrigerantes – M029 (R-422D) | 215 | kg | 2.916,8 | kgCO₂e/kg | 628,452 | ||
| Fugitivas refrigerantes – Freón 134a | 5.416 | kg | 1.530 | kgCO₂e/kg | 8.286,296 | ||
| Aerosol PS 14476 | 805 | kg | 147,03 | kgCO₂e/kg | 118,396 | ||
| Aerosol PS 23701 | 6.079 | kg | 348,54 | kgCO₂e/kg | 2.118,688 | ||
| Aerosol PS 133962 | 11 | kg | 0,0039 | kgCO₂e/kg | 0,000044 | ||
| Tratamiento aguas residuales domésticas – Mina | 85.494 | kgDBO | 3,2400 | kgCO₂e/kgDBO | 277,002 | ||
| Tratamiento aguas residuales domésticas – Puerto | 20.109 | kgDBO | 4,8600 | kgCO₂e/kgDBO | 97,728 | ||
| Disposición de residuos sólidos en relleno | 1.534.048 | kg | 0,6705 | kgCO₂e/kg | 1.028,528 | ||
| Cambio de uso del suelo | Diversas coberturas vegetales | 898 | ha | variable | tCO₂/ha | 105.296,660 | 105.296,66 |
| TOTAL EMISIONES DIRECTAS – CATEGORÍA 1 | 1.779.442,63 | ||||||
Tabla 14. Emisiones indirectas – Categoría 2 (Electricidad importada)
| Subcategoría | Fuente | Cantidad | Unidad | FE | Unidad FE | Emisiones (tCO₂e) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Electricidad importada | Consumo de energía eléctrica | 306.556.451 | kWh | 0,09701845 | kgCO₂e/kWh | 29.741,63 |
Tabla 15. Emisiones indirectas causadas por el transporte durante 2025 – Categoría 3
| Subcategoría | Fuente de GEI | Dato de actividad | Factor de emisión | Emisiones (tCO₂e) | Subtotal (tCO₂e) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad | Unidad | Cantidad | Unidad | ||||
| Transporte y distribución de bienes aguas arriba | Transporte de combustibles | 2.076.477 | m³ | 1,9498 | kgCO₂e/m³ | 4.048,781 | 6.088,58 |
| Transporte ANSol | 100.505 | gal | 10,3405 | kgCO₂e/gal | 936,818 | ||
| Transporte de nitrato de amonio | 650.823 | km | 1,8801 | kgCO₂e/km | 1.102,980 | ||
| Desplazamiento diario de los empleados | Viajes terrestres bus – diésel | 546.325 | gal | 10,3405 | kgCO₂e/gal | 5.092,359 | 5.092,36 |
| Transporte y distribución de bienes aguas abajo | Transporte y distribución del carbón exportado | 235.138.207.420 | ton·km | 0,05369 | kgCO₂e/ton·km | 12.624.198,603 | 12.624.198,60 |
| Total emisiones indirectas causadas por el transporte — Categoría 3 | 12.635.379,54 | ||||||
Tabla 16. Emisiones indirectas causadas por productos que utiliza la organización durante 2025 – Categoría 4
| Subcategoría | Fuente de GEI | Dato de actividad | Factor de emisión | Emisiones (tCO₂e) | Subtotal (tCO₂e) | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad | Unidad | Cantidad | Unidad | ||||
| Bienes comprados | Gas natural | 15.537.495 | m³ | 0,4149 | kgCO₂e/m³ | 6.445,773 | 540.979,54 |
| Diésel | 98.340.044 | gal | 3,0265 | kgCO₂e/gal | 297.626,969 | ||
| Gasolina | 1.124.924 | gal | 2,4058 | kgCO₂e/gal | 2.706,333 | ||
| Jet A-1 | 588.306 | gal | 1,2441 | kgCO₂e/gal | 731,930 | ||
| Llantas | 9.552.628 | kg | 3,3356 | kgCO₂e/kg | 31.863,460 | ||
| Nitrato sólido | 35.101.819 | kg | 2,3830 | kgCO₂e/kg | 83.647,636 | ||
| Nitrato líquido (ANSol) | 30.405.171 | kg | 2,1340 | kgCO₂e/kg | 64.884,635 | ||
| Lubricantes | 47.520.984 | kg | 1,1321 | kgCO₂e/kg | 53.073,199 | ||
| Bienes de capital | Inversiones de capital | 63.471.920 | USD | 0,372 | kgCO₂e/USD | 23.611,554 | 23.611,55 |
| Disposición de residuos sólidos y líquidos | Aprovechamiento de llantas – TDF (72%) | 2.937.537 | kg | 3,0139 | kgCO₂e/kg | 8.853,508 | 8.853,51 |
| Total emisiones indirectas causadas por productos que utiliza la organización — Categoría 4 | 573.445,00 | ||||||
Tabla 17. Emisiones indirectas – Categoría 5 (Uso del producto)
| Subcategoría | Fuente | Cantidad | Unidad | FE | Unidad FE | Emisiones (tCO₂e) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Uso del producto | Uso térmico del carbón | 25.146.521 | ton | 2.446,8462 | kgCO₂e/ton | 61.529.669,05 |
Las emisiones biogénicas antropogénicas corresponden a las emisiones de CO₂ generadas a partir de la fracción biogénica de los combustibles mezclados (porcentaje de biodiesel en la mezcla de diésel comercial y porcentaje de bioetanol en la gasolina). De acuerdo con la ISO 14064-1:2018, estas emisiones se cuantifican y reportan de manera separada del inventario total de emisiones de GEI.
Tabla 18. Emisiones biogénicas antropogénicas durante 2025
| Categoría | Subcategoría | Fuente | Emisiones CO₂ (tCO₂/año) | Total (tCO₂/año) |
|---|---|---|---|---|
| Emisiones biogénicas directas (Categoría 1) | Combustión estacionaria | Consumo de biodiésel | 784,588 | 34.925,54 |
| Consumo de alcohol carburante | 1,665 | |||
| Combustión móvil | Consumo de biodiésel | 33.485,050 | ||
| Consumo de alcohol carburante | 654,235 | |||
| Emisiones biogénicas indirectas (Categoría 3) | Transporte de bienes aguas arriba | Consumo de biodiésel | 150,610 | 526,61 |
| Desplazamiento de los empleados | Consumo de biodiésel | 375,998 | ||
| TOTAL EMISIONES BIOGÉNICAS ANTROPOGÉNICAS | 35.452,15 | |||
Las remociones de GEI identificadas para Drummond Ltd. corresponden únicamente a remociones causadas por el uso del suelo.
Las posibles áreas de sumidero fueron definidas tras un análisis de áreas con potencial de remoción de carbono, descartando aquellas que no cumplen con las condiciones necesarias para ser consideradas como sumideros, tales como:
Áreas destinadas para cumplir con obligaciones normativas
Áreas diferentes a coberturas vegetales
Áreas a ser transformadas, incluyendo las pertenecientes al plan minero a 2050.
Áreas que se encuentren fuera de los límites geoespaciales de Drummond Ltd.
Como resultado de este análisis se obtienen las remociones de CO₂ asociadas a las áreas estables proyectadas a 2050, las cuales se presentan en la Tabla 19 y la Figura 8.
Estas áreas difieren de las reportadas en el informe GEI del año 2024 debido a ajustes realizados sobre áreas perdidas por sustitución de tierras, así como a la incorporación de la huella minera correspondiente al año 2025, la cual presentó diferencias significativas frente a la proyectada en el plan minero, afectando principalmente las áreas de pastos.
Tabla 19. Resultado de las remociones para las áreas de sumidero identificadas para 2050
| Cobertura vegetal* | Área estable (ha) | Remociones (tCO₂) |
|---|---|---|
| Bosque de galería | 492,17 | 629.170,64 |
| Bosque fragmentado | 922,05 | |
| Vegetación secundaria alta | 787,29 | |
| Vegetación secundaria baja | 1.425,69 | |
| Pastos arbolados | 678,86 | |
| Arbustal abierto | 50,66 | |
| Herbazal denso | 3,13 | |
| TOTAL | 4.359,85 | 629.170,64 |
* Coberturas actuales
La estimación de las remociones de CO₂ a 2050 tiene en cuenta las siguientes consideraciones como resultado de análisis multitemporal realizado a las coberturas vegetales de DLTD en los últimos 20 años.
Figura 8. Áreas de sumidero determinadas para 2050
Fuente: Drummond Ltd. – MAGNA-SIRGAS 2018 / Origen Nacional. (Clic en la imagen para visualizarla en grande)
Para las áreas definidas como áreas estables con potencial de sumidero, se tiene un total de remociones acumulado a 2050 de 629.170,64 tCO₂, las cuales de manera conservadora se distribuyen equitativamente en los 26 años comprendidos entre el año 2025 y la fecha final de análisis que corresponde a 2050, debido a que ya fueron reportadas remociones promedio anuales para el periodo de 2021 a 2024, y se calcula un promedio anual de remociones. De esta forma se obtienen un valor anual de remociones de 20.565,73 tCO₂ para 2025.
Cabe resaltar que el valor de promedio de remociones anuales fue determinado con base en las áreas estables resultantes al considerar la proyección del plan minero a 2050 y puede cambiar en medida que se presenten diferencias en la ejecución real de dicho plan. En caso de presentarse modificaciones a la ejecución del plan minero, y por ende existan cambios en las áreas definidas como áreas estables de sumidero, como fue el caso para 2025, se realizará el debido ajuste al valor promedio de remociones anuales y se reportará de manera clara y transparente en los inventarios sobre GEI correspondientes.
Emisiones por categoría (ISO 14064-1:2018)
Indicadores complementarios del inventario
La mayor contribución corresponde a la combustión móvil, con 1.013.070,50 tCO₂e (56,93 %). El resultado se explica por el consumo de diésel en los equipos mineros —camiones de acarreo, locomotoras, palas, cargadores— y flota liviana; combustión que genera mayoritariamente CO₂ con trazas de N₂O y CH₄.
Las emisiones fugitivas ocupan el segundo lugar con 596.419,08 tCO₂e (33,52 %). Provienen de tres fuentes: la liberación de metano durante la extracción de carbón en las minas, los procesos de autocombustión en mantos y pilas de almacenamiento, y el uso de refrigerantes, aerosoles y agentes extintores. Los gases predominantes son metano, dióxido de carbono y compuestos fluorados.
El cambio en el uso del suelo aporta 105.296,66 tCO₂e (5,92 %), asociado principalmente al avance de las actividades de adecuación de terrenos del plan minero.
La combustión estacionaria por el uso de combustibles para generación eléctrica interna y equipos auxiliares aporta 51.481,74 tCO₂e (2,89 %), principalmente como CO₂ con trazas de CH₄ y N₂O. El valor refleja la operación de respaldo de la Power Plant de Pribbenow durante 2025.
Los procesos de voladura cierran el aporte directo con 13.174,65 tCO₂e (0,74 %).
El total de emisiones directas para 2025 es de 1.779.442,63 tCO₂e, con una incertidumbre agregada de ±10,49 %. La Figura 9 muestra la participación relativa de cada subcategoría.
Tabla 20. Emisiones directas de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por GEI
| Emisiones Directas | CO₂ | CH₄ | N₂O | HFC | Total tCO₂e | % | Incert. ±% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Combustión móvil | 985.763,85 | 2.702,35 | 24.604,30 | — | 1.013.070,50 | 56,93% | 5,71% |
| Combustión estacionaria | 51.378,12 | 39,46 | 64,16 | — | 51.481,74 | 2,89% | 6,91% |
| Fugitivas antropogénicas | 56.554,82 | 527.347,73 | 244,81 | 12.271,72 | 596.419,08 | 33,52% | 28,97% |
| Cambio en uso del suelo | 105.296,66 | — | — | — | 105.296,66 | 5,92% | 38,59% |
| Procesos industriales | 13.174,65 | — | — | — | 13.174,65 | 0,74% | 16,25% |
| Total Emisiones Directas | 1.212.168,10 | 530.089,54 | 24.913,27 | 12.271,72 | 1.779.442,63 | 100,00% | ±10,49% |
Figura 9. Participación relativa de subcategorías – Categoría 1 (2025)
Las operaciones mineras concentran 1.722.153,99 tCO₂e, equivalentes al 96,78 % de la Categoría 1. La combustión móvil es la fuente dominante (957.064,47 tCO₂e), seguida por las emisiones fugitivas (595.354,91 tCO₂e), el cambio en el uso del suelo (105.296,66 tCO₂e), la combustión estacionaria (51.263,30 tCO₂e) y los procesos industriales por voladura (13.174,65 tCO₂e).
Puerto Drummond aporta 57.229,06 tCO₂e, el 3,22 % de la Categoría 1. La combustión móvil explica el 97,76 % del total de la instalación (55.946,44 tCO₂e), resultado del movimiento de locomotoras y equipos en patios. Las fugitivas (1.064,18 tCO₂e) y la combustión estacionaria (218,44 tCO₂e) son marginales; la diferencia de dos órdenes de magnitud frente a las minas responde a que la operación portuaria no realiza extracción de carbón.
Las sedes administrativas generan 59,59 tCO₂e (0,003 % de la Categoría 1), por el consumo de combustible de la flota liviana corporativa, su única fuente directa. En todas las subcategorías donde concurren dos o más instalaciones, las operaciones mineras son las que más aportan.
Tabla 21. Emisiones directas durante 2025 por instalación
| Emisiones Directas | Mina | Puerto | Admin. | Total tCO₂e | % |
|---|---|---|---|---|---|
| Combustión móvil | 957.064,47 | 55.946,44 | 59,59 | 1.013.070,50 | 56,93% |
| Combustión estacionaria | 51.263,30 | 218,44 | — | 51.481,74 | 2,89% |
| Fugitivas antropogénicas | 595.354,91 | 1.064,18 | — | 596.419,08 | 33,52% |
| Cambio en uso del suelo | 105.296,66 | — | — | 105.296,66 | 5,92% |
| Procesos industriales | 13.174,65 | — | — | 13.174,65 | 0,74% |
| Total | 1.722.153,99 | 57.229,06 | 59,59 | 1.779.442,63 | 100,00% |
Las tablas 22 a 25 presentan las emisiones indirectas de GEI de Drummond Ltd. para 2025, discriminadas por categoría y por tipo de gas.
No se han identificado fuentes de emisión indirectas que generen perfluorocarbonos (PFCs), hexafluoruro de azufre (SF₆) o trifluoruro de nitrógeno (NF₃); por lo tanto, estos gases no se incluyen en los resultados.
Categoría 2. Electricidad importada. La Tabla 22 registra las emisiones por energía eléctrica importada del SIN en 2025. El factor de emisión publicado por XM se expresa en kgCO₂e/kWh, incorporando los tres gases de la matriz eléctrica colombiana (CO₂, CH₄ y N₂O) convertidos a dóxido de carbono equivalente mediante los GWP del IPCC AR6. Por esta razón la tabla reporta el total directamente en la columna de CO₂e y no desagrega los otros gases.
Categoría 3. Transporte. La Tabla 23 muestra las emisiones indirectas por transporte, desagregadas por tipo de GEI. El transporte y distribución aguas abajo domina la categoría con 12.624.198,60 tCO₂e (el 99,91 % de la Categoría 3), resultado del transporte marítimo del carbón exportado. Las emisiones aguas arriba suman 6.088,58 tCO₂e; el desplazamiento de empleados aporta 5.092,36 tCO₂e. El CO₂ representa el gas dominante en todas las subcategorías, con participaciones menores de CH₄ y N₂O. La subcategoría aguas arriba presenta la mayor incertidumbre (±50,85 %), por la dependencia de datos reportados por terceros.
Tabla 22. Emisiones indirectas de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por GEI – Categoría 2
| Emisiones Indirectas | CO₂ | CH₄ | N₂O | HFC | Total tCO₂e | % | Incert. ±% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Categoría 2 — Emisiones indirectas por electricidad importada | 29.741,63 | — | — | — | 29.741,63 | 0,04% | 6,92% |
| Total Emisiones Categoría 2 (tCO₂e) | 29.741,63 | — | — | — | 29.741,63 | 0,04% | 6,92% |
Tabla 23. Emisiones indirectas de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por GEI – Categoría 3
| Emisiones Indirectas | CO₂ | CH₄ | N₂O | HFC | Total tCO₂e | % | Incert. ±% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Categoría 3 — Transporte de bienes aguas arriba | 5.824,04 | 175,90 | 88,65 | — | 6.088,58 | 0,01% | 50,85% |
| Categoría 3 — Desplazamiento de empleados | 5.005,43 | 7,82 | 79,10 | — | 5.092,36 | 0,01% | 3,16% |
| Categoría 3 — Transporte de bienes aguas abajo | 12.401.455,47 | 134.805,44 | 87.937,69 | — | 12.624.198,60 | 16,88% | 23,46% |
| Total Emisiones Categoría 3 (tCO₂e) | 12.412.284,94 | 134.989,16 | 88.105,44 | — | 12.635.379,54 | 16,90% | 23,44% |
Categoría 4. Productos utilizados por la organización. La Tabla 24 presenta las emisiones asociadas al uso de productos adquiridos por Drummond Ltd. La compra de bienes aporta 540.979,94 tCO₂e (el 94,34 % de la categoría); los bienes de capital (construcciones, maquinaria, flota y equipos de oficina) aportan 23.611,55 tCO₂e; y la disposición de residuos, 8.853,51 tCO₂e. Por ahora, esta última subcategoría cuantifica únicamente el aprovechamiento térmico de llantas generadas en las operaciones mineras y portuarias. Tanto la compra de bienes como los bienes de capital se calculan con factores expresados en unidades equivalentes y no admiten desagregación por gas.
Tabla 24. Emisiones indirectas de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por GEI – Categoría 4
| Emisiones Indirectas | CO₂ | CH₄ | N₂O | HFC | Total tCO₂e | % | Incert. ±% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Categoría 4 — Compra de bienes | 540.979,94 | — | — | — | 540.979,94 | 0,72% | 28,68% |
| Categoría 4 — Bienes de capital | 23.611,55 | — | — | — | 23.611,55 | 0,03% | 30,20% |
| Categoría 4 — Disposición de residuos | 8.641,64 | 90,23 | 121,64 | — | 8.853,51 | 0,01% | 50,06% |
| Total Emisiones Categoría 4 (tCO₂e) | 573.233,13 | 90,23 | 121,64 | — | 573.445,00 | 0,77% | 27,09% |
Categoría 5. Uso del producto. La Tabla 25 presenta las emisiones generadas durante la fase de uso térmico del carbón exportado. Con 61.529.669,05 tCO₂e, esta categoría concentra el 82,29 % de las emisiones indirectas y representa el 80,38 % de las emisiones totales del inventario; es, por mucho, la mayor fuente individual del perfil de Drummond Ltd.
El total de emisiones indirectas para 2025 es de 74.768.235,22 tCO₂e, de las cuales las Categorías 5 y 3 concentran el 96,89 % (82,29 % y 16,90 % sobre el total de indirectas, respectivamente). Las dos subcategorías dominantes —uso térmico del carbón y transporte marítimo aguas abajo— son procesos que ocurren fuera del control operacional de la compañía y cuya magnitud está vinculada directamente al volumen exportado. La Figura 10 muestra la participación relativa de cada categoría.
Tabla 25. Emisiones indirectas de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por GEI – Categoría 5
| Emisiones Indirectas | CO₂ | CH₄ | N₂O | HFC | Total tCO₂e | % | Incert. ±% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Categoría 5 — Emisiones indirectas por el uso del producto | 61.247.064,99 | 17.480,66 | 265.123,39 | — | 61.529.669,05 | 82,29% | 19,65% |
| Total Emisiones Categoría 5 (tCO₂e) | 61.247.064,99 | 17.480,66 | 265.123,39 | — | 61.529.669,05 | 82,29% | 19,65% |
Figura 10. Distribución de las emisiones indirectas de GEI por categoría – 2025
Las emisiones indirectas discriminadas por instalación se presentan en el Anexo 9: Resultados de emisiones de GEI por instalación. En las minas, la compra de bienes es la subcategoría dominante con 523.806,34 tCO₂e (88,6 % de las indirectas de la instalación), seguida por la electricidad importada (24.762,86 tCO₂e) y los bienes de capital (23.611,55 tCO₂e).
En Puerto Drummond, el 82,93 % de las indirectas proviene del uso térmico del carbón (61.529.669,05 tCO₂e) y el 17,02 % del transporte aguas abajo (12.624.198,60 tCO₂e); entre ambas concentran el 99,95 % de las emisiones indirectas portuarias.
Las sedes administrativas reportan una única fuente indirecta: el consumo de electricidad para las actividades de oficina, con 16,69 tCO₂e.
La Tabla 26 presenta el desglose completo por subcategoría e instalación. Puerto Drummond es el mayor aportante a las subcategorías de transporte y uso del producto; las minas lideran las demás.
Tabla 26. Emisiones indirectas durante 2025 por localización
| Emisiones Indirectas | Mina | Puerto | Admin. | Total tCO₂e | % |
|---|---|---|---|---|---|
| Categoría 2 — Electricidad importada | 24.762,86 | 4.962,08 | 16,69 | 29.741,63 | 0,04% |
| Categoría 3 — Transporte de bienes aguas arriba | 6.088,58 | — | — | 6.088,58 | 0,01% |
| Categoría 3 — Desplazamiento de empleados | 3.982,32 | 1.110,04 | — | 5.092,36 | 0,01% |
| Categoría 3 — Transporte de bienes aguas abajo | — | 12.624.198,60 | — | 12.624.198,60 | 16,88% |
| Categoría 4 — Compra de bienes | 523.806,34 | 17.173,60 | — | 540.979,94 | 0,72% |
| Categoría 4 — Bienes de capital | 23.611,55 | — | — | 23.611,55 | 0,03% |
| Categoría 4 — Disposición de residuos | 8.746,88 | 106,63 | — | 8.853,51 | 0,01% |
| Categoría 5 — Uso del producto | — | 61.529.669,05 | — | 61.529.669,05 | 82,29% |
| Total Emisiones Indirectas (tCO₂e) | 590.998,53 | 74.177.220,00 | 16,69 | 74.768.235,22 | 100,00% |
La Tabla 27 presenta las emisiones biogénicas antropogénicas por instalación. Las minas aportan 33.423,03 tCO₂e, Puerto Drummond 2.024,77 tCO₂e y las sedes administrativas 4,34 tCO₂e, para un total de 35.452,14 tCO₂e. El mayor aporte de las minas se explica por el consumo proporcionalmente alto de combustibles fósiles, particularmente en la flota de equipo pesado donde la fracción biogénica del diésel comercial es significativa.
De acuerdo con la ISO 14064-1:2018, estas emisiones se reportan separadamente del inventario principal y no se suman al total de 76.547.677,85 tCO₂e declarado en el apartado 8.4.
Tabla 27. Emisiones biogénicas de Drummond Ltd. por instalación durante 2025
| Emisiones biogénicas | Mina | Puerto | Administrativo | Total |
|---|---|---|---|---|
| Emisiones Directas (Categoría 1) | 32.978,38 | 1.942,81 | 4,34 | 34.925,53 |
| Emisiones Indirectas (Categoría 3) | 444,65 | 81,96 | — | 526,61 |
| Total emisiones biogénicas (tCO₂e) | 33.423,03 | 2.024,77 | 4,34 | 35.452,14 |
Las emisiones totales de GEI generadas por Drummond Ltd. en 2025 ascendieron a 76.547.677,85 tCO₂e, distribuidas en cinco categorías según la norma ISO 14064-1:2018. La Figura 11 muestra la participación relativa de cada categoría sobre el total.
Puerto Drummond aporta 74.234.449,06 tCO₂e (96,98 % del inventario), por el peso del uso térmico del carbón y del transporte marítimo aguas abajo. Las operaciones mineras aportan 2.313.152,52 tCO₂e (3,02 %) y las sedes administrativas 76,28 tCO₂e (0,0001 %). La Tabla 28 presenta el desglose completo por categoría e instalación.
Figura 11. Emisiones totales de GEI discriminadas por categoría – 2025
Tabla 28. Total de emisiones de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por instalación
| EMISIONES TOTALES (tCO₂e/año) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Alcance | Mina | Puerto | Administrativo | Total Emisiones | % |
| Categoría 1 | 1.722.153,99 | 57.229,06 | 59,59 | 1.779.442,63 | 2,32% |
| Categoría 2 | 24.762,86 | 4.962,08 | 16,69 | 29.741,63 | 0,04% |
| Categoría 3 | 10.070,90 | 12.625.308,64 | — | 12.635.379,54 | 16,51% |
| Categoría 4 | 556.164,77 | 17.280,23 | — | 573.445,00 | 0,75% |
| Categoría 5 | 0,00 | 61.529.669,05 | — | 61.529.669,05 | 80,38% |
| Total Emisiones (tCO₂e) | 2.313.152,52 | 74.234.449,06 | 76,28 | 76.547.677,85 | 100,00% |
La Tabla 29 detalla las emisiones por subcategoría e instalación. Dentro de las emisiones directas, la combustión móvil (consumo de diésel en flota pesada) es la fuente dominante en minas y puerto. En minas, las emisiones fugitivas son también significativas, por el metano liberado durante la extracción de carbón y por la autocombustión en mantos; en menor medida contribuyen los refrigerantes, aerosoles y agentes extintores. En las indirectas, por fuera de transporte y uso del carbón, la compra de bienes es relevante tanto en minas como en puerto. En sedes administrativas, la única fuente indirecta es el consumo eléctrico.
Tabla 29. Total de emisiones de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por subcategoría y por instalación
| EMISIONES DIRECTAS | |||
|---|---|---|---|
| Subcategoría | Mina | Puerto | Administrativo |
| Categoría 1 — Emisiones directas por la combustión móvil | 957.064,47 | 55.946,44 | 59,59 |
| Categoría 1 — Emisiones directas por combustión estacionaria | 51.263,30 | 218,44 | — |
| Categoría 1 — Emisiones directas fugitivas antropogénicas | 595.354,91 | 1.064,18 | — |
| Categoría 1 — Emisiones directas por cambios en el uso del suelo | 105.296,66 | — | — |
| Categoría 1 — Emisiones directas por procesos industriales | 13.174,65 | — | — |
| Total Emisiones Directas (tCO₂e) | 1.722.153,99 | 57.229,06 | 59,59 |
Tabla 29. (continuación) – Total de emisiones de Drummond Ltd. durante 2025 discriminadas por subcategoría y por instalación
| EMISIONES INDIRECTAS | |||
|---|---|---|---|
| Subcategoría | Mina | Puerto | Administrativo |
| Categoría 2 — Emisiones indirectas por electricidad importada | 24.762,86 | 4.962,08 | 16,69 |
| Categoría 3 — Transporte de bienes aguas arriba | 6.088,58 | — | — |
| Categoría 3 — Desplazamiento de empleados | 3.982,32 | 1.110,04 | — |
| Categoría 3 — Transporte de bienes aguas abajo | — | 12.624.198,60 | — |
| Categoría 4 — Compra de bienes | 523.806,34 | 17.173,60 | — |
| Categoría 4 — Bienes de capital | 23.611,55 | — | — |
| Categoría 4 — Disposición de residuos | 8.746,88 | 106,63 | — |
| Categoría 5 — Uso del producto | — | 61.529.669,05 | — |
| Total Emisiones Indirectas (tCO₂e) | 590.998,53 | 74.177.220,00 | 16,69 |
| Total Emisiones (tCO₂e) | 2.313.152,52 | 74.234.449,06 | 76,28 |
Figura 12. Comparación de emisiones totales de GEI desde el año base
El inventario total de 2025 disminuye 10,9 % frente al año base y 18,4 % frente a 2024, el año verificado más reciente, como se evidencia en la Figura 12.
Categoría 1 — Emisiones directas: Disminuyen 10,4 % frente al año base y 9,4 % frente a 2024. La caída 2024-2025 se explica por el cambio operativo de la Power Plant de Pribbenow, lo conlleva a un menor consumo de combustible fósil; el suministro eléctrico de las operaciones mineras se trasladó mayoritariamente al SIN y al parque solar Cañahuate.
Categoría 2 — Electricidad importada: Se observa un aumento respecto al año base, atribuible a la interconexión al SIN y al uso de esta fuente para suplir los requerimientos eléctricos de la operación minera como se describió anteriormente. No obstante, estas emisiones disminuyen en comparación al año anterior 2024, debido a la mayor diversificación de los requerimientos energéticos con la entrada en operación del parque solar Cañahuate.
Categoría 3 — Transporte: Para las emisiones indirectas causadas por el transporte se presenta incremento respecto al año base pero una disminución respecto al año anterior 2024, debido principalmente a la menor cantidad de carbón que fue transportado pasando de 30,2 Mton en 2024 a 25,15 Mton en 2025, lo que también afecta las emisiones indirectas asociadas a la fase de uso del producto en donde también se evidencia una disminución significativa respecto a los años anteriores.
Categoría 4 — Productos utilizados: Disminuye 15,5 % frente al año base y 9,5 % frente a 2024. El cambio responde principalmente a la compra de bienes que aporta el 69 % de la diferencia entre los años 2024-2025 y a los bienes de capital (31 %).
Categoría 5 — Uso del producto: Disminuye significativamente respecto a 2024, vinculada al menor volumen exportado.
La consolidación de la información, el diligenciamiento de la herramienta de cálculo y la elaboración del informe con los resultados obtenidos están a cargo del Departamento Ambiental, con el apoyo técnico de la firma consultora Atmosphere Alternative para el capítulo de remociones y sumideros. La revisión y aprobación final del inventario son realizadas por la Gerencia Ambiental.
Para orientar la gestión de la información relacionada con los GEI y el proceso de recopilación de datos de actividad, Drummond Ltd. cuenta con el procedimiento SIG-0025 "Procedimiento para la cuantificación y reporte de emisiones y remociones de GEI", el cual establece los lineamientos para garantizar:
Una vez recopilados los datos de actividad primarios, estos son procesados de acuerdo con lo establecido en el instructivo SIG-1131, con el fin de obtener datos de actividad en unidades compatibles con los factores de emisión utilizados para la cuantificación de las emisiones y remociones de GEI.
Drummond Ltd. cuenta con un Sistema de Gestión Ambiental y procedimientos estandarizados que permiten realizar una adecuada gestión de la información necesaria para la cuantificación y el reporte de emisiones de GEI.
La conservación de documentos y el mantenimiento de registros relacionados con la gestión de GEI se realizan conforme a lo establecido en el procedimiento SIG-1296 Control de Documentos y Registros del Sistema de Gestión Ambiental, el cual define los lineamientos para la conservación y mantenimiento de la documentación del inventario de GEI. Este proceso garantiza el respaldo necesario para el diseño, desarrollo y actualización del inventario, facilitando los procesos de verificación posteriores por parte de una organización independiente.
La incertidumbre de un inventario de GEI se refiere a aquella asociada a la cuantificación de los parámetros utilizados como insumos para los modelos de estimación (por ejemplo, los datos de actividad, factores de emisión u otros parámetros). La incertidumbre de los parámetros puede ser evaluada mediante un análisis estadístico, las determinaciones de precisión de los equipos de medición y la opinión de los expertos.
Para la propagación de error de las incertidumbres asociadas a los datos de actividad, a los factores de emisión y a los potenciales de calentamiento global usados en los inventarios de GEI, se ha establecido una aproximación metodológica basada en las directrices del GHG Protocol40.
Por lo general, la fuente de información que reporta el factor de emisión se encarga de reportar su nivel de incertidumbre, como es el caso de la UPME en su calculadora FECOC y los lineamientos para Inventarios Nacionales de Gases de Efecto Invernadero del IPCC. En el caso de los lineamientos del IPCC, para ciertos factores de emisión se reportan valores por defecto acompañados de un intervalo, con límite superior e inferior, que permite el cálculo de la incertidumbre cuando se toma el valor por defecto presentado.
En caso de que la fuente de información no proporcione la incertidumbre asociada con el factor de emisión, se podrán utilizar valores por defecto definidos por estándares internacionales como las Directrices del IPCC de 2006 para inventarios nacionales o el GHG Protocol.
La incertidumbre asociada a los datos de actividad está relacionada con la cantidad de datos que se proporcionen, el valor promedio y su desviación estándar. También es necesario considerar el factor t para un nivel de confianza del 95%, el cual varía en función de la cantidad de datos.
En caso de que los datos de actividad no tengan una distribución normal, o se tenga un único dato de actividad y no sea posible cuantificar la incertidumbre de forma estadística, se acude al juicio de expertos o se define el grado de incertidumbre de acuerdo con el sistema de recolección de datos.
Debido a que la cuantificación de las emisiones para una fuente considera la multiplicación del dato de actividad total por el factor de emisión de la fuente, y que ambos valores tienen un valor de incertidumbre asociado, se utiliza la fórmula para multiplicación de incertidumbres:
40. GHG Protocol guidance on uncertainty assessment in GHG inventories and calculating statistical parameter uncertainty.
Para conocer la incertidumbre agregada de varias fuentes, por ejemplo, aquellas pertenecientes a una misma categoría, se emplea la siguiente fórmula para suma de incertidumbres:
De acuerdo con los valores obtenidos para la incertidumbre del inventario de emisiones de GEI, esta se puede caracterizar según los rangos presentados en la siguiente tabla:
Tabla 30. Rangos de incertidumbre y nivel de precisión asociado
| Nivel de precisión | Incertidumbre como porcentaje del valor medio |
|---|---|
| Alta | ± 5% |
| Buena | ± 15% |
| Media | ± 30% |
| Pobre | Más del 30% |
Los resultados obtenidos para la incertidumbre agregada para el inventario de emisiones de GEI de Drummond Ltd. se resumen a continuación:
Tabla 31. Incertidumbre agregada del inventario 2025
| Tipo de emisiones | Emisiones (tCO₂e) | Incertidumbre (±%) | Nivel de precisión |
|---|---|---|---|
| Categoría 1 – Directas | 1.779.442,63 | ±10,49% | Buena |
| Categoría 2 – Electricidad | 29.741,63 | ±6,92% | Buena |
| Categoría 3 – Transporte | 12.635.379,54 | ±23,43% | Media |
| Categoría 4 – Productos | 573.445,00 | ±27,10% | Media |
| Categoría 5 – Uso del producto | 61.529.669,05 | ±19,65% | Buena |
| Total inventario | 76.547.677,85 | ±16,27% | Buena |
De manera general, el nivel de precisión para los datos de actividad y los factores de emisión del inventario corporativo de emisiones de GEI de Drummond Ltd. para el año 2025 es bueno, dada la disponibilidad de datos de actividad, la desviación estándar entre los mismos y los factores de emisión empleados.
BVQI Colombia Ltda., realizó la verificación de tercera parte al Inventario de Emisiones de Gases Efecto Invernadero a nivel de organización para DRUMMOND LTD., conforme a los requisitos establecidos en la Norma Internacional ISO 14064-3:2019 Especificación con orientación, para la validación y verificación de declaraciones de Gases de Efecto Invernadero. El organismo de verificación y validación (OVV), mediante el certificado No. CO26.06214, declara que:
"En opinión de BVQI Colombia Ltda., la declaración del inventario de GEI ha cumplido con la norma ISO 14064-1:2018, es en todos los aspectos materialmente correcta y es una representación justa de los datos y la información de naturaleza histórica que apoyan el inventario de GEI."
| Certificado N.º | CO26.06214 |
| Periodo verificado | 01/01/2025 al 31/12/2025 |
| Nivel de aseguramiento | Razonable |
| Importancia relativa | 5% |
| Norma de verificación | ISO 14064-3:2019 |
Se declara que este informe no contiene información confidencial.
Certificado de verificación. Documento original emitido por BVQI Colombia Ltda. (Clic para ampliar)
1. Norma Internacional ISO 14064-1:2018 Gases de Efecto Invernadero. Parte 1: Especificación con orientación, a nivel de las organizaciones, para la cuantificación y el informe de las emisiones y remociones de gases de efecto invernadero, instituto colombiano de normas técnicas y certificación.
2. Directrices del IPCC de 2006 para los inventarios nacionales de gases de efecto invernadero. Disponible en: https://www.ipcc-nggip.iges.or.jp/public/2006gl/
3. IPCC Panel Intergubernamental para el Cambio Climático. Sexto Informe de Evaluación del IPCC AR6. Disponible en: https://www.ipcc.ch/report/ar6/wg1/
4. Unidad de Planeación Minero-Energética UPME; Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible MADS; Fundación Natura; Corporación Ambiental Empresarial CAEM. Factores de emisión de los Combustibles Colombianos FECOC 2016. Disponible en: https://app.upme.gov.co/Calculadora_Emisiones1/new/calculadora.html
5. EPA, GHG Emission Factors Hub. Disponible en: https://www.epa.gov/climateleadership/ghg-emission-factors-hub
6. Departamento de Cambio Climático de Australia, National Greenhouse Accounts Factors. Disponible en: https://www.globalbioenergy.org/uploads/media/0801_Australia_-_National_Greenhouse_Accounts__NGA__factors.pdf
7. Organización de Aviación Civil Internacional (ICAO). Calculadora de emisiones de carbono. Disponible en: https://www.icao.int/environmental-protection/Carbonoffset/Pages/default.aspx
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9. UPME, Factores de Emisión de los Combustibles Colombianos (FECOC+). Disponible en: https://www1.upme.gov.co/DemandayEficiencia/Documents/Resumen_ejecutivo_FECOC_fase_21.pdf
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