IV.2. Medioambiente
(GRI 2-23) (SFC VII)
Compromisos y políticas
Grupo Ecopetrol está comprometido con mantener una conducta empresarial responsable, lo cual se ve reflejado en la Estrategia 2040, y a través de sus políticas empresariales, principios y compromisos de largo plazo.
El principio cultural “Primero la vida” de la Declaración de Cultura, orienta al Grupo Ecopetrol y su equipo de trabajo en su forma de actuar en materia de HSE, ya que establece el compromiso de preservar la vida en sus diferentes manifestaciones, lo que se traduce en estos comportamientos:
Nos cuidamos y cuidamos a los demás.
Actuamos con rigor y disciplina frente al sistema de gestión de HSE.
Cuidamos el medioambiente y el entorno pensando en las generaciones futuras.
Bajo el principio de debida diligencia y como parte de su gestión ambiental, Ecopetrol aplica el principio de precaución, esto es, en ausencia de conocimiento respecto a un potencial impacto o riesgo, la Compañía toma medidas para estudiar y conocer técnicamente el potencial impacto o riesgo durante las etapas de planeación de los proyectos, es decir, antes de que ocurran, y se toman acciones preventivas o de mitigación que han probado ser efectivas en el tiempo, las cuales son observadas y evaluadas en el marco del mejoramiento continuo establecido en el Sistema de Gestión de HSE.
(SASB EM-EP-160a.1) (SFC XVII)
Estrategia ambiental
La estrategia ambiental23 de Ecopetrol, aprobada por la Vicepresidencia de HSE, formula los lineamientos para la gestión ambiental de Ecopetrol, incluyendo la visión, principios y objetivos, así como la identificación de pilares y apalancadores ambientales estratégicos.
Está articulada con la Estrategia 2040: Energía que Transforma, y se desarrolla en el marco del Sistema de Gestión de HSE, de acuerdo con los lineamientos establecidos en la norma ISO 14001.
Los principales objetivos específicos de la estrategia son los siguientes:
Cumplimiento legal ambiental.
Identificación y gestión sistemática de los potenciales impactos y riesgos ambientales asociados a las actividades de Ecopetrol, con foco en el mejoramiento continuo y en aplicación de la jerarquía de la mitigación.
Mejoramiento continuo a través de la definición de pilares y apalancadores estratégicos.
Promoción de la cultura ambiental en empleados, contratistas y el Grupo Ecopetrol.
Generación de valor ambiental a largo plazo en el entorno de nuestras operaciones.
Facilitar el cumplimiento de metas corporativas ambientales en la ruta hacia la transición energética.
La Estrategia Ambiental está alineada con el Sistema de Gestión de Riesgos de Ecopetrol (SRI), buscando promover la prevención de la materialización de potenciales riesgos que conlleven a la afectación de los recursos naturales y la biota, así como la preparación y respuesta a las potenciales emergencias que puedan presentar riesgos para el medioambiente. Tiene aplicabilidad para todos los proyectos y actividades de Ecopetrol y podrá ser adoptada a su vez por las empresas del Grupo Ecopetrol.
La Estrategia Ambiental se enmarca en los siguientes principios básicos:
La protección del medioambiente es una responsabilidad corporativa que se impulsa a través de la cultura empresarial.
El cumplimiento legal ambiental es el cimiento de la gestión ambiental.
La jerarquía de la mitigación como fundamento de la planeación ambiental de proyectos y operaciones.
El mejoramiento continuo como camino a la excelencia en el desempeño ambiental.
El reto ambientalmente inteligente para el cumplimiento de metas corporativas.
El camino hacia el impacto ambiental neto positivo.
La estrategia ambiental definió ocho (8) pilares estratégicos:
1
Planeación y cumplimiento ambiental
El conocimiento y diagnóstico previo de los aspectos y determinantes ambientales, así como la normatividad específica de las áreas donde Ecopetrol desarrolla proyectos y operaciones, permiten identificar potenciales impactos ambientales y oportunidades esenciales para la concepción y planeación de las medidas enfocadas principalmente a la aplicación de la jerarquía de la mitigación, contribuyendo al desarrollo exitoso de las operaciones, la viabilidad de los nuevos proyectos y el desarrollo sostenible en los territorios donde opera.
Ecopetrol, en la gestión y obtención de las autorizaciones ambientales, implementa la normatividad nacional asociada a la participación ciudadana en los territorios donde pretende desarrollar sus operaciones y proyectos con el fin de informar sobre el alcance de las actividades, así como los impactos ambientales y sociales que se puedan ocasionar, y la construcción conjunta de las medidas de manejo ambiental con los diferentes actores sociales del área de influencia de los proyectos y operaciones.
Asimismo, durante la ejecución, establece mecanismos permanentes de comunicación con las autoridades, comunidades, asociaciones y demás interesados, para de esta manera conocer y responder inquietudes asociadas a la gestión ambiental de proyectos y operaciones. Para ello, la Compañía cuenta con la Oficina de Participación Ciudadana, para atender las PQRS, y de esta manera dar alcance a los requerimientos del interesado, en los tiempos establecidos por la ley colombiana.
Es importante resaltar que el Estado colombiano, a través de la ANLA como parte del Sistema Nacional Ambiental, es el encargado de evaluar y autorizar los proyectos, obras o actividades del sector hidrocarburos. Para dar cumplimiento en términos legales y ambientales de un proyecto, Ecopetrol radica ante la autoridad la solicitud de licencia Ambiental o su modificación.
2
Acción por el clima
Ecopetrol sostiene su compromiso de reducir su huella de carbono y de esta forma sumar esfuerzos para limitar el aumento de la temperatura global por debajo de los 1.5°C. Por ello, adelanta acciones para mantener una operación baja en emisiones de carbono y resiliente a los efectos del cambio climático, a través de una adecuada gestión de riesgos y oportunidades asociados al clima.
3
Hacia el agua neutralidad
Ecopetrol declaró el compromiso de ser agua neutral a 2045, lo cual se ha definido como el balance entre el agua que requiere la Compañía para sus operaciones y la huella de agua directa, considerando esfuerzos para reducirla tanto como sea económica y técnicamente posible, y restando la compensación del 100% del agua remanente requerida para operar, a través de proyectos de compensación ejecutados en la cuenca hídrica donde se opera. Para lograrlo, Ecopetrol, a 2045, se ha comprometido en la reducción del 66% de la captación de agua fresca para uso industrial frente al año base (2019), eliminar el 100% de los vertimientos de aguas residuales industriales a cuerpos de agua fresca, y compensar el 34% del consumo de agua remanente, a través de iniciativas que contribuyan a mejorar su disponibilidad en las cuencas hidrográficas donde se opera.
4
Gestión integral de residuos
Ecopetrol adopta medidas operativas y organizacionales que permiten disminuir (hasta niveles económicos y técnicamente factibles) en cantidad y peligrosidad, los residuos generados, basándose en tres (3) aspectos fundamentales:
- a) Reducción en la fuente o en el origen.
- b) Recuperación de materiales a través del aprovechamiento de los residuos, mediante la implementación del concepto Multi-R o 9R de economía circular.
- c) Incorporación de tecnologías.
5
Biodiversidad y servicios ecosistémicos
El pilar estratégico de biodiversidad tiene como propósito gestionar adecuadamente los riesgos y las oportunidades asociados a la biodiversidad y los servicios ecosistémicos, atendiendo las expectativas de los GI y manteniendo la licencia para operar. Este pilar cuenta con cuatro (4) ejes principales:
- Jerarquía de la mitigación: tiene como propósito prevenir, evitar y mitigar los impactos en biodiversidad y compensar los impactos residuales. Ecopetrol no tiene ni planea realizar actividades de exploración, producción o refinación en áreas de gran valor para la biodiversidad categorías I a IV según la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN), ni en áreas declaradas Patrimonio de la Humanidad por la UNESCO.
- Soluciones basadas en la naturaleza: busca mantener la biodiversidad y los servicios ecosistémicos en áreas estratégicas, identificando sinergias entre la naturaleza, la sociedad y la economía local, para responder a los retos como el cambio climático (soluciones naturales del clima), la gestión del recurso hídrico y la biodiversidad.
- Generación de conocimiento: origina nueva información sobre la biodiversidad y los servicios ecosistémicos para fortalecer la toma de decisiones.
- Cultura de biodiversidad: busca fortalecer en la Compañía el valor de la biodiversidad y los servicios ecosistémicos.
6
Economía circular
Ha sido definida como un “sistema de producción y consumo que promueve la eficiencia en el uso de materiales, agua y la energía, teniendo en cuenta la capacidad de recuperación de los ecosistemas, el uso circular de los flujos de materiales a través de la implementación de la innovación tecnológica, alianzas y colaboraciones entre actores, y el impulso de modelos de negocio que responden a los fundamentos del desarrollo sostenible” (ENEC. MADS, Mincomercio, 2019). En este sentido, se adopta la economía circular como un habilitador que contribuye al cumplimiento de metas asociadas a la transición energética, a la meta de cero emisiones netas de carbono, a la disminución de la huella del agua, el cierre del ciclo de materiales y residuos, y a la diversificación de nuevos negocios, para asegurar la competitividad y sostenibilidad a largo plazo de la Empresa, al tiempo que se propende a la conservación de los recursos naturales y el bienestar de la sociedad.
7
Aire limpio para el entorno
El pilar de aire limpio para el entorno se enfoca en monitorear y gestionar la contribución en la reducción de emisiones atmosféricas de contaminantes criterio y/o en la mejora de la calidad del aire, a partir de las iniciativas específicas de reducción de emisiones de contaminantes y los beneficios de descarbonización, transición energética y combustibles limpios. Los principales objetivos son:
- Reducir las emisiones de contaminantes criterio a estándares de clase mundial y aportar al mejoramiento de la calidad del aire para proteger la salud del entorno.
- Contar con un Inventario de Emisiones Atmosféricas Verificado en los activos operados por Ecopetrol.
- Contribuir a lograr y sostener un nivel de la calidad del aire en las áreas de influencia de las operaciones a nivel de los objetivos de la Guía de Calidad del Aire de la OMS.
8
Prevención y remediación
La prevención y remediación de afectaciones ambientales ocasionadas por incidentes operacionales y de seguridad de procesos se enfoca en la prevención, incorporando la gestión proactiva del riesgo y el análisis de la potencial materialización de riesgos ambientales propios de los diferentes negocios de la Compañía, para lo cual se plantearon cinco (5) líneas de trabajo:
- Gestión proactiva del riesgo.
- Incorporación de la tecnología en la gestión de la información ambiental.
- Análisis al mejoramiento continuo.
- Remediación y mejoramiento de la condición.
- Impacto a la cultura.
Ecopetrol alinea los pilares de la estrategia ambiental a los compromisos nacionales e internacionales aplicables como el Acuerdo de París, los Objetivos de Desarrollo Sostenible, políticas nacionales y el Plan Nacional de Desarrollo, entre otros, en aras de apalancar las metas ambientales y aportar al desarrollo sostenible del país.
Igualmente, la estrategia ambiental y los compromisos asociados se comunican a todos los GI de manera permanente y de acuerdo con sus necesidades y expectativas. En este sentido, la Compañía hace pública su estrategia y compromisos a través de página web, comunicación externa e interna, el plan de relacionamiento con socios y autoridades ambientales y otros mecanismos pertinentes.
Para consultar más información sobre la estrategia ambiental puede ingresar a la página web de Ecopetrol, sección SosTECnibilidad®/Ambiental, o dé clic aquí.
Inversiones y gastos ambientales
En 2022 Ecopetrol invirtió un total aproximado de 1,404,485 MCOP en gestión ambiental. Esta información se presenta en el gráfico 38 y es reportada durante el primer trimestre de cada año a la Contraloría General de la República.
Esta cifra representa un aumento de 11% respecto a 2021 y que se debe principalmente a: inversiones operativas por temas administrativos, gestiones en recurso hídrico, inversión en bosques y proyectos asociados a biodiversidad.
La inversión en gestión ambiental realizada en 2022 se distribuyó de la siguiente manera:
1
182,617 MCOP son recursos destinados a actividades ambientales como educación ambiental, difusión de actividades ambientales, contratación de personal para la gestión ambiental, elaboración de estudios ambientales y trámites legales, así como, la operación y mantenimiento de equipos y redes de monitoreo ambiental, principalmente.
2
67,773 MCOP dirigidos a la gestión del recurso natural agua, representados en programas de recuperación y protección de este recurso, compra y montaje de equipos para control y seguimiento de la cantidad y calidad del recurso hídrico superficial y/o subterráneo y la protección de cuencas hidrográficas.
3
52,024 MCOP dirigidos a la recuperación y protección de bosques, incluyendo inversiones por requerimientos de carácter obligatorio como las compensaciones ambientales.
4
276,904 MCOP para la recuperación y protección del recurso natural aire, representada en adquisición de equipos y desarrollo de tecnologías productivas para la reducción de emisiones atmosféricas.
5
200,225 MCOP para la recuperación y protección del recurso natural suelo, representada en la gestión y en obras físicas de protección de suelos (acciones de protección geotécnica).
6
22,728 MCOP en biodiversidad, representados en proyectos de preservación y conservación, componentes de flora y fauna. Entre los proyectos se destacan las ecorreservas, el monitoreo participativo (biomonitores) y estudios de genética relacionados con la temática.
7
427,106 MCOP en agua potable y saneamiento básico, representada en proyectos de tratamientos de aguas residuales, construcción e implementación de obras de abastecimiento de agua potable y manejo y disposición de residuos sólidos y residuos peligrosos.
8
175,108 MCOP en materia de gestión del riesgo, representada en actividades para la prevención de incidentes de origen operacional con afectación al medioambiente y apoyo en la atención y el desarrollo de los planes de recuperación ambiental y actividades posdesastre.
Planeación y cumplimiento ambiental
En materia de planeación ambiental, en 2022 se actualizó el lineamiento de diagnóstico viabilidad ambiental con el fin de incorporar la evaluación de los impactos asociados a pilares estratégicos en la etapa temprana de los proyectos con base en la jerarquía de la mitigación, incorporando medidas tempranas de prevención y minimización de potenciales impactos y riesgos ambientales.
Ecopetrol cuenta con 426 autorizaciones ambientales vigentes emitidas por parte de autoridades ambientales de orden nacional y regional, distribuidas de la siguiente manera:
| Segmento del negocio | Licencias ambientales/ Planes de manejo ambiental/Medidas de manejo ambiental | Permisos de uso y aprovechamiento de recursos naturales | Levantamiento de veda |
|---|---|---|---|
| Upstream (exploración y producción) | 172 | 228 | 6 |
| Refinación | 2 | 14 | 0 |
| Otros | 0 | 4 | 0 |
Durante 2022, fueron notificados 3,902 actos administrativos a Ecopetrol, proferidos por las autoridades ambientales, de los cuales 1,657 contenían requerimientos que son objeto de seguimiento sistemático a nivel estratégico, táctico y operativo, para asegurar el cumplimiento oportuno en tiempo, modo y lugar de las obligaciones determinadas por dichas autoridades.
Durante 2022 se realizó la gestión y radicación de 195 trámites ante la ANLA y las CAR, y se obtuvieron las siguientes autorizaciones ambientales:
Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA)
Una (1) licencia ambiental para el PPII Kalé – YNC.
Una (1) modificación de licencia ambiental de la Resolución 373 de 1998 del área de perforación exploratoria Medina Occidental.
Una (1) modificación de la licencia ambiental de la Resolución 0886 de 1998 del proyecto área de pozos de desarrollo Cusiana TA.
Una (1) modificación de la licencia ambiental de la Resolución 0617 de 1994 del proyecto área de pozos de desarrollo Cusiana R y V.
Una (1) modificación de licencia ambiental de la Resolución 944 de 1999, modificada por la Resolución 1224 de 2015 para el proyecto campo de producción Yaguará.
Una (1) modificación del plan de manejo ambiental integral – PMAI de Mares (bloques Centro, Lisama y Llanito).
Una (1) modificación del plan de manejo ambiental integral – PMAI del Bloque Apiay.
Cuarenta y cuatro (44) autorizaciones ambientales obtenidas mediante la vía jurídica denominada cambio menor con pronunciamiento.
Corporaciones Autónomas Regionales (CAR)
Se obtuvieron 68 autorizaciones ambientales ante las Corporaciones Autónomas Regionales para el uso y aprovechamiento de recursos naturales de los campos de Ecopetrol.
En materia de cumplimiento legal ambiental, en 2022 se actualizó el lineamiento para la Gestión de Información de Cumplimiento Legal Ambiental.
El Índice de Cumplimiento Legal Ambiental anual para realizar seguimiento
al cumplimiento de los requerimientos alcanzó un porcentaje de 99.9%, el más alto registrado en Ecopetrol.
Compensaciones por uso de recursos naturales
e inversión forzosa de no menos del 1%
Las obligaciones ambientales derivadas del uso y aprovechamiento de recursos naturales y de la captación de agua de las cuencas hídricas, se ejecutan de acuerdo con los planes de inversión del 1% y los planes de compensación por uso y aprovechamiento de recursos naturales, aprobados por la autoridad ambiental, incorporados en los instrumentos de control y seguimiento (licencias ambientales, planes de manejo y permisos ambientales).
A diciembre 31 de 2022, Ecopetrol se encontraba ejecutando 105 planes de inversión del 1% y 115 planes de compensaciones ambientales que aportarán en la conservación de la biodiversidad en 13,000 hectáreas.
Los principales mecanismos para el cumplimiento de estas obligaciones son:
La suscripción de acuerdos de conservación voluntarios con incentivos en especie a través de la participación de las comunidades locales.
La adquisición de predios para protección, conservación y preservación.
Acciones de restauración ecológica, rehabilitación y recuperación de ecosistemas.
- Suscripción de 455 nuevos acuerdos de conservación voluntarios en los departamentos de Casanare, Meta, Huila, Santander, Norte de Santander, Putumayo y Tolima sumando un área adicional de conservación de 3,705.17 hectáreas con beneficios de 16 cuencas hídricas.
- 295 hectáreas en conservación a través de predios adquiridos y titulados a nombre de autoridades regionales con fines de conservación.
- 109.53 hectáreas en las cuales se implementaron sistemas agroforestales y silvopastoriles como incentivo en especie en los acuerdos voluntarios de conservación vigentes.
- 617 hectáreas nuevas para la implementación de incentivos en especie a través de proyectos silvopastoriles, agroforestales, huertos dendroenergéticos que se implementarán en la vigencia de 2023.
- 80.2 hectáreas de ecosistema bosque húmedo tropical de núcleo Piedemonte en proceso de restauración ecológica en el departamento de Casanare.
- Acciones de conservación en las 4,845.4 hectáreas de los 470 predios en acuerdos de conservación voluntarios.
- Aprestamiento del proyecto de restauración ecológica de 3,421 hectáreas nuevas en el núcleo Tillavá, predios de propiedad de Ecopetrol en el departamento del Meta.
- Mantenimiento de 150 hectáreas de reforestación tipo protectora en el departamento del Casanare.
- Mantenimiento de 55.35 hectáreas de sistemas agroforestales, silvopastoriles y huertos dendroenergéticos establecidos como incentivos a la conservación de los acuerdos voluntarios de conservación.
Con las actividades implementadas de los planes de compensación ambiental y la inversión forzosa de no menos del 1% en 2022 a través de acciones de conservación, que incluyen preservación, restauración y uso sostenible, se cuenta con un área total de 9,747 hectáreas.
Los logros en biodiversidad y servicios ecosistémicos por la implementación de los planes de compensación del medio biótico y la inversión forzosa de no menos del 1% en 2022 se muestran en el gráfico 39, a continuación:
Hoja de ruta
Cambio climático
Elemento
material excepcional
(GRI 3-3, 11-1-1) (WEF 7, 7E, 11E, 13E) (SFC XV)
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Proveedores | VCU | Upstream |
| Asociados y socios | VAB | Midstream |
| Clientes | VNE | Downstream |
| Empleados | VCF | Comercial |
| Inversionistas | VHSE | Soluciones bajas en emisiones |
| Estado | VPU | |
| Sociedad y comunidad | VRP | |
| VSE |
¿Por qué el elemento es material?
La emisión de GEI, incluido el metano, y su efecto en el aumento de la temperatura global, es considerado un impacto negativo, debido a los cambios que se producen en las condiciones climáticas a largo plazo, reflejadas en la ocurrencia de eventos climáticos extremos (inundaciones y sequías) que afectan principalmente a las poblaciones más vulnerables, así como el derecho a un medio ambiente sano, a la seguridad personal, al agua y al desarrollo, entre otros. De acuerdo con lo anterior, Ecopetrol definió el cambio climático como un elemento material excepcional, estableciendo una hoja de ruta, con acciones de corto, mediano y largo plazo para la gestión de sus impactos.
La identificación de soluciones bajas en emisiones y la consolidación de programas de mitigación en la operación directa de la Compañía, permite mitigar los efectos del cambio climático y generar impactos positivos en términos económicos, eficiencias en procesos y en reducción de las emisiones de GEI.
De igual manera, la consolidación y desarrollo de proyectos en soluciones naturales del clima (evitar la deforestación, restauración, reforestación y rehabilitación) genera un impacto positivo en ecosistemas estratégicos, con beneficios tangibles para las comunidades, además de habilitar la oferta para la compensación de emisiones de GEI.
Las operaciones que realiza la Compañía en las actividades de producción, transporte, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, tienen un impacto sobre el cambio climático, debido a la emisión de GEI, que puede alterar las condiciones del clima futuro y originar cambios en las dinámicas climáticas de los territorios.
Ecopetrol avanza en el análisis de escenarios de clima alineados con la ciencia, para profundizar en la identificación de riesgos físicos y de transición, así como de los impactos financieros y estratégicos para su gestión.
Políticas
y compromisos
En desarrollo de la Estrategia 2040 y la estrategia ambiental, el Grupo Ecopetrol anunció su plan para lograr cero emisiones netas de carbono en 2050 (alcances 1 y 2). Este plan incluye la meta de reducir el 50% de sus emisiones alcances 1, 2 y 3 a 2050 y el 25% de sus emisiones alcances 1 y 2 a 2030, con respecto al año 2019. Este compromiso incluye el cumplimiento de otros acuerdos internacionales, tales como la iniciativa de reducción de metano de la Coalición de Clima y Aire Limpio (CCAC) liderada por Naciones Unidas y la iniciativa “Zero Routine Flaring by 2030” liderada por el Banco Mundial.
Adicionalmente, la Compañía cuenta con una meta anual de reducción de emisiones, con miras a avanzar en el cumplimiento a mediano y largo plazo.
La meta de emisiones de GEI para 2022 fue de 262,761 tCO2e, la cual fue superada en 59%, alcanzando 416,672 tCO2e.
(GRI 3-3-d) (SASB EM-EP-110a.3) (SFC XV, XVII) (TCFD M-1.2.1)
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
Para alcanzar las metas y contribuir a la mitigación de los impactos relacionados con el cambio climático, la Compañía ha definido el plan de descarbonización, enfocado en las siguientes medidas:
Actualización permanente y verificación continua del inventario de GEI, el cual se verifica por parte de un tercero cada dos (2) años.
Identificación, desarrollo e implementación de iniciativas operativas asociadas a la eficiencia energética, energías renovables, reducción de quema en tea y emisiones fugitivas y venteos (metano).
Desarrollo de tecnologías emergentes como hidrógeno verde (H2) y CCUS.
Implementación y consolidación de un portafolio de compensación a través de soluciones naturales del clima, para compensar las emisiones residuales que no se logren evitar o reducir en la operación y que a su vez puedan generar beneficios sociales y ambientales a través de estos.
Diversificación hacia negocios de bajas emisiones y optimización del portafolio actual, a través de instrumentos económicos como el precio interno de carbono.
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
Se evalúa a través del seguimiento al desarrollo y cumplimiento de las acciones establecidas en la hoja de ruta de SosTECnibilidad®, del elemento de cambio climático y de los indicadores de gestión del Tablero Balanceado de Gestión (TBG) de la Compañía, dentro del cual se incluye el indicador de reducción de emisiones de GEI.
Adicionalmente, se mide el avance en programas específicos como:
- (i) eficiencia energética,
- (ii) energías renovables,
- (iii) reducción de quema en teas y emisiones fugitivas y,
- (iv) proyectos de soluciones naturales del clima, entre otros.
En cuanto a los riesgos físicos y de transición asociados al clima, que puedan afectar la operación, las instalaciones y el entorno, se realiza el seguimiento a las acciones de tratamiento, controles y KRI a través del riesgo empresarial denominado “Inadecuada gestión del cambio climático y agua”.
Metas y proyectos
de corto, mediano y largo plazo
Corto plazo (2023-2024)
Mantener actualizado y verificado el inventario de GEI cada dos (2) años.
Lograr una reducción de 1.6 MtCO2e (2020-2024).
Implementar proyectos operativos de reducción.
Alcanzar aproximadamente 900 MW energía renovables para autogeneración al 2025.
Desarrollar proyectos de soluciones naturales del clima –SNC.
Mediano plazo (2025-2030)
Reducir 25% de emisiones de GEI a 2030 (alcances 1 y 2).
Zero Routine Flaring a 2030.
Producir 50 mil t de hidrógeno verde a 2030.
Incrementar eficiencia energética +6% a 2030.
Incorporar 1,000 MW de energías renovables a 2030.
Capturar entre 2 y 4 MtCO2e a través de SNC a 2030.
Largo plazo (>2030)
Alcanzar cero emisiones netas a 2050 (Alcances 1 y 2).
Reducir 50% de las emisiones Alcances 1, 2 y 3 a 2050.
Producir 1 Mt de hidrógeno a 2040.
Incorporar gradualmente proyectos asociados a H2 y CCUS.
Consolidar el portafolio de proyectos en SNC para capturar entre 2 y 4 MtCO2e anuales.
Incrementar eficiencia energética en aproximadamente un 10% a 2040.
Principales logros de la gestión
de la hoja de ruta de cambio climático
Reducción de 416,672 tCO2e (2020-2022), en proyectos de eficiencia energética, renovables, entre otros. Reducción acumulada de 910,113 tCO2e (2020-2022).
586,226 tCO2e verificadas por tercera parte.
95% de activos de producción operados con detección y medición de metano. Reparadas 1,699 fugas, de 1,690 planeadas.
Proyectos de soluciones naturales del clima con: Fundación Natura, TNC, WCS y Conexión Jaguar – ISA que habilitan 1.3 Mt de captura de CO2e.
Filiales Cenit, ODL, ODC, Bicentenario, Ocensa y Esenttia obtuvieron la certificación de Carbono Neutralidad.
Venta de 4 millones de barriles de crudo Castilla Blend® y de 300,000 barriles de gasolina extra-carbono compensados.
Publicación de tres (3) cláusulas de descarbonización para promover acciones de mitigación en la cadena de suministro.
En 2022, el CDP (Disclosure Insight Action) otorgó a Ecopetrol un reconocimiento por el resultado y liderazgo en el desarrollo de su programa de Cambio climático, con una calificación de A-, que posiciona a la Empresa como referente en la temática para la industria, y a nivel regional y mundial.
Gestión y gobernanza
del cambio climático
La Junta Directiva define y supervisa la estrategia de Ecopetrol y su Grupo. Revisan y abordan permanentemente los asuntos relacionados con el pilar de SosTECnibilidad® de la Estrategia 2040 que incluye, entre otros, el cambio climático y la transición energética.
La Alta Gerencia de la Compañía desempeña un papel fundamental en la ejecución de la estrategia definida por la Junta Directiva, integrando las métricas relacionadas con el clima y definiendo el plan de acción a corto, mediano y largo plazo.
- Presidencia (CEO):
está a cargo de dirigir y administrar la Compañía. Es responsable del Tablero Balanceado de Gestión de la Compañía y de comunicar los avances a la Junta Directiva. - Vicepresidencia Ejecutiva Operativa:
dirige las operaciones de la Compañía, la ejecución de las iniciativas relacionadas con el plan de descarbonización y la implementación de la estrategia de Cero Emisiones Netas para el negocio de hidrocarburos, así como los objetivos de mejora de la calidad de los combustibles. - Vicepresidencia de Soluciones de Bajas Emisiones:
lidera el desarrollo de la transición energética de la Compañía. Integra las áreas de gas, biogás, gas licuado de petróleo (GLP), energía, renovables, hidrógeno y CCUS. - Vicepresidencia de Estrategia Corporativa y Nuevos Negocios:
diseña la estrategia relacionada con la transición energética, que incluye el desarrollo de oportunidades de bajas emisiones. - Vicepresidencia de HSE:
a través de la Gerencia de Sostenibilidad y Descarbonización, orienta los asuntos de cambio climático, economía circular y biodiversidad. Específicamente en cambio climático, lidera la implementación del Plan de Descarbonización, define metas de reducción y compensación de emisiones, administra el Sistema de Gestión de Emisiones Atmosféricas (SIGEA), define los lineamientos para la gestión de la compensación de emisiones y establece las acciones de adaptación al cambio climático para reducir la vulnerabilidad y gestionar los riesgos asociados al clima. - Vicepresidencia de Asuntos Corporativos y Secretaría General:
asegura la gobernanza de los distintos instrumentos de reporte (incluidos el RIGS, el DJSI y CDP Cambio Climático y agua, entre otros), el seguimiento y análisis del pilar “Generar valor con SosTECnibilidad®” y las hojas de ruta de los elementos materiales. - Vicepresidencia Corporativa de Cumplimiento:
responde por el SRI y la gestión de los riesgos empresariales, incluyendo los asociados al cambio climático y la transición energética. - Vicepresidencia Corporativa de Finanzas:
lidera la implementación y análisis del precio interno al carbono, gestión del portafolio y asignación de capital. Evalúa y analiza el impacto financiero de los riesgos y oportunidades relacionadas con el clima y alternativas de financiamiento sostenible. Asimismo, lidera el relacionamiento con inversionistas como Climate Action 100+ w Net Zero Asset Managers Initiative, con calificadoras de riesgo y con radares ambientales, sociales y de gobernanza, ESG (ej: MSCI, Sustainalytics, entre otros). Es responsable de la coordinación y publicación de los reportes TCFD y SASB. - Vicepresidencia Upstream:
lidera la implementación de proyectos de descarbonización y acciones de adaptación al cambio climático para las operaciones de exploración y producción. - Vicepresidencia de Comercialización:
participa en el proceso de estimación de las emisiones de GEI de operaciones de hidrocarburos hasta su comercialización y realiza la gestión para la adquisición de créditos de carbono para abastecer la demanda interna del Grupo Ecopetrol, y poder compensar las emisiones asociadas a algunos productos comercializados
por la Compañía. - Vicepresidencia de Refinación y Procesos Industriales:
responde por la identificación, evaluación e implementación de iniciativas alineadas con la estrategia de transición energética, descarbonización y gestión integral del agua de la Compañía. - Vicepresidencia de Ciencia, Tecnología e Innovación:
lidera la transformación tecnológica y digital para apalancar el pilar de SosTECnibilidad® de la Estrategia 2040, así como la descarbonización y transición energética.
(GRI 11-2-2) (TCFD -1.2, E-1.3, GR-1.2) (SFC XV)
Riesgos relacionados
con el clima
En 2022, Ecopetrol avanzó en el proceso de identificación y evaluación de los riesgos climáticos físicos y de transición, considerando escenarios de clima a corto, mediano y largo plazo.
Los riesgos físicos y de transición suelen considerarse opuestos. Los mayores riesgos de transición se asocian a las políticas más agresivas de reducción, con el objetivo de llegar a cero emisiones netas, mientras que los riesgos físicos son mayores en los escenarios de políticas laxas, en los que se espera que el aumento de las emisiones provoque fenómenos meteorológicos más extremos. Por esto, la IEA, el IPCC y el SSP han desarrollado múltiples escenarios climáticos futuros que recogen una serie de decisiones políticas y resultados climáticos.
Ecopetrol realizó la identificación y análisis de siete (7) riesgos físicos relacionados con amenazas crónicas (sequía y estrés térmico) y amenazas agudas (precipitación, inundación costera, inundación fluvial, incendios y vientos) en 95 puntos asociados a los principales activos del Grupo. La modelación se realizó a través de la plataforma EarthScan de Cervest, utilizando los siguientes escenarios del IPCC:
- (i) escenario alineado con objetivo del Acuerdo de París (SSP1- RCP2.6),
- (ii) escenario pico de emisiones en 2040 (SSP2- RCP4.5), y
- (iii) escenario business as usual (SSP5- RCP8.5).
EarthScan utiliza modelos climáticos regionales con diversos conjuntos de datos para analizar la vulnerabilidad física de los activos, en relación con el impacto potencial de las amenazas climáticas. La probabilidad y severidad de los fenómenos climáticos se estiman hasta 2100.
En cuanto a la transición, se identificaron seis (6) riesgos relacionados con mercado, tecnología, reputación y regulación.
Para la modelación se priorizaron el riesgo de mercado y el de regulación, utilizando las siguientes rutas de análisis:
- (i) cuantificación del impacto en los ingresos derivados de una demanda cambiantede hidrocarburos,
- (ii) cuantificación del impacto en los costos debido al cambio en los precios del carbono, y
- (iii) cuantificación de las repercusiones financieras derivadas de mayores costos de abatimiento, asociado a limitaciones por el uso de compensaciones.
El modelo utilizó los escenarios de la Agencia Internacional de Energía WEO 2022:
- (i) Net Zero Emissions (NZE),
- (ii) Announced Pledges Scenario (APS), y
- (iii) Stated Policies Scenario (STEPS).
(GRI 11-2-2) (SFC XV) (TCFD E-1.3)
Impacto de los riesgos relacionados con el clima sobre los negocios, la estrategia y la planificación financiera de la organización
Los riesgos físicos derivados del cambio climático pueden provocar eventos (agudos) que, en el caso de Ecopetrol, están relacionados con fenómenos de variabilidad climática como el fenómeno de “El Niño” o “La Niña”, o cambios a largo plazo (crónicos) en los patrones climáticos. Los riesgos físicos pueden conllevar repercusiones financieras para la Compañía, como daños directos a los activos o impactos indirectos provocados por interrupciones en la cadena de producción.
En 2022, Ecopetrol desarrolló la evaluación de los riesgos físicos en los activos de la Compañía en Colombia, para comprender la vulnerabilidad de Ecopetrol ante escenarios de clima futuros. Como resultado, se obtuvo que el incremento en las temperaturas máximas y en la duración de las olas de calor suponen las mayores amenazas para todo el portafolio de activos. Este es uno de los riesgos más importantes en términos de seguridad de los trabajadores e incluso de interrupciones operativas. Sin embargo, no se espera que tenga un impacto directo sobre la infraestructura. Además, seis (6) ubicaciones tienen un riesgo sustancialmente mayor de inundaciones costeras (incluida la refinería de Cartagena) y se prevén inundaciones fluviales más moderadas en cuatro ubicaciones (incluida la refinería de Barrancabermeja). No se espera que el resto de las amenazas climáticas aumenten sustancialmente en todo el portafolio.
Para mitigar los impactos potenciales y garantizar la continuidad de las actividades en caso de fenómenos climáticos prolongados, Ecopetrol cuenta con planes de adaptación a la variabilidad climática a nivel regional, que incorporan medidas en gestión del recurso hídrico, infraestructura resiliente al clima, restauración y conservación de ecosistemas estratégicos y operaciones compatibles con el clima.
En cuanto al impacto en la planificación financiera, con base en los resultados del análisis de riesgos físicos, Ecopetrol avanzará en la estimación de las pérdidas potenciales de los activos con mayor probabilidad e impacto de materialización de los riesgos. En función de los resultados del análisis de las implicaciones financieras, la Compañía definirá las acciones para reducir el impacto en su estrategia de negocio.
La transición hacia una economía baja en emisiones de carbono puede conllevar cambios políticos, jurídicos, tecnológicos y de mercado, para abordar los requisitos de mitigación y adaptación relacionados con el cambio climático. Dependiendo de la naturaleza, la velocidad y el enfoque de estos cambios, los riesgos de transición pueden suponer impactos financieros y reputacionales de diferentes niveles para las organizaciones.
Ecopetrol cuenta con planes de adaptación a la variabilidad climática a nivel regional, que incorporan medidas en gestión del recurso hídrico e infraestructura resiliente al clima, entre otras.
(GRI 201-2, 11-2-2) (TCFD GR-1.1) (SFC XV)
La evaluación desarrollada en 2022 por Ecopetrol incluyó pruebas de estrés al portafolio de activos del upstream, de la estrategia de largo plazo. La resiliencia del portafolio se evaluó comparando el VPN de los flujos de caja futuros de los escenarios de la IEA con el VPN del caso base de Ecopetrol. En ambos casos, se aplicaron las hipótesis asociadas a las rutas de análisis. No obstante, este primer análisis será objeto de revisión y valoración para establecer el impacto potencial en la planificación financiera y estratégica de la Compañía.
El proceso de identificación y evaluación de los riesgos relacionados con el clima (físicos y de transición) se realiza en línea con el marco de gestión de riesgos de Ecopetrol, las directrices de TCFD y las mejores prácticas del sector. El proceso considera los siguientes elementos de forma general, que deben ser desollados de forma separada para riesgos físicos y de transición:
Planear:
se define el contexto en el cual se monitorean los riesgos externos físicos, regulatorios, de mercado, tecnológicos y de reputación relacionados con el clima, que podrían impactar materialmente el negocio. Adicionalmente, se determina la metodología y los parámetros para la modelación.
Identificar:
se realiza a partir del análisis del contexto interno y externo, amenazas y oportunidades, incertidumbres, fuentes de riesgo, vulnerabilidades y capacidades, y tiene como propósito el establecer los riesgos que pueden desviar positiva o negativamente el logro de los objetivos estratégicos de la Compañía.
Medir y evaluar:
a partir de los parámetros, hipótesis y datos definidos, se realiza una evaluación del riesgo para medir su impacto en la Compañía. Se debe definir el apetito o nivel de riesgo que está dispuesta a aceptar la Empresa sin tomar medidas, el cual será un precedente importante para evaluar el riesgo y para tomar decisiones frente al tratamiento. La valoración de riesgos permite respaldar las decisiones sobre futuras acciones en cada compañía, procesos, actividades, negocios, y demás, así como su priorización, con el fin de asegurar que los recursos disponibles sean utilizados para tratar los más críticos.
Responder:
la Compañía debe examinar los resultados de la evaluación de riesgos y determinar planes de acción específicos para mitigar o adaptarse a los que superen un umbral de actuación. Los planes de respuesta pueden ser proactivos (por ejemplo, desinversión o inversión en un activo, controles de ingeniería) o reactivos (por ejemplo, refuerzo de los planes de respuesta de emergencia, mejora de los mecanismos de comunicación con los empleados). Los planes de acción deben tener responsables e integrarse en el proceso anual de gestión de riesgos de la Compañía.
Monitorear y revisar:
de acuerdo con los ciclos de revisión determinados por la gestión de riesgos y la estrategia, los responsables de los planes de acción deben evaluar si las intervenciones y acciones han dado los resultados esperados, o si es necesario ajustarlas o modificarlas. El equipo debe revisar si las hipótesis de partida y los datos utilizados siguen siendo válidos o deben reevaluarse. La empresa también debe supervisar la exposición al riesgo y comparar los impactos reales y previstos para validar y mejorar la modelación.
Reportar:
la Compañía debe documentar los resultados de la evaluación de riesgos, las medidas adoptadas, las hipótesis y el impacto, para la presentación de
informes a las partes interesadas en la gestión
del riesgo, y que deben soportar las funciones y responsabilidades que en la materia tiene la
alta gerencia, así como los comités, incluyendo
los de la Junta Directiva.
Lo anterior se basa en el Sistema de Gestión Integrado de Riesgos de Ecopetrol, el cual se encuentra alineado con la ISO 31000 y COSO ERM 2017.
Para gestionar los riesgos asociados al clima, Ecopetrol incorporó en el mapa de riesgos empresariales la “Inadecuada gestión del cambio climático y agua”, que incluye nueve (9) medidas de mitigación, cinco (5) KRI y 10 controles asociados al proceso. Este es revisado anualmente en el marco del ciclo de gestión de riesgos. Para 2023, se adelantará la actualización de los escenarios de valoración y las medidas de mitigación con base en los resultados del análisis de riesgos físicos y de transición.
El proceso de identificación, evaluación y respuesta a los riesgos relacionados con el clima forma parte del Sistema de Gestión Integrado de Riesgos de Ecopetrol. Su gestión, seguimiento y revisión realizados de forma permanente mantienen los riesgos dentro de los niveles de tolerancia y aceptación definidos. La información detallada puede ser consultada en el reporte TCFD 2021, que se puede consultar aquí.
Seguimiento de la eficacia
de las medidas adoptadas
El seguimiento a la eficacia de las acciones y medidas asociadas a la mitigación de emisiones de GEI se realiza a través del indicador Descarbonizar operaciones: Reducción de GEI KRI “Reducción de emisiones de GEI”, el cual se monitorea mensualmente y se reporta trimestralmente. Este indicador hace parte del Tablero Balanceado de Gestión del Grupo Ecopetrol (TBG) y los Planes de Incentivos a Largo Plazo (ILP), los cuales son monitoreados directamente por la Junta Directiva.
De igual manera, se cuenta con un riesgo empresarial denominado: “Inadecuada gestión del cambio climático y agua”, que monitorea el cumplimiento de las metas de reducción de emisiones, así como otras acciones de tratamiento específicas y controles relacionados con cambio climático, tales como: evaluación del lineamiento de precio interno al carbono, tecnologías costo-efectivas para la gestión del agua y descarbonización, probabilidad de ocurrencia de eventos climáticos extremos, monitoreo de la regulación relacionada con cambio climático, entre otras.
Lecciones aprendidas e incorporación a las políticas
y los procedimientos operativos de la Compañía
La reducción de emisiones de GEI, como medida principal para contribuir a la mitigación de los efectos del cambio climático, está incorporada en diferentes niveles de la Compañía. A nivel de la estrategia empresarial de largo plazo “Energía que transforma”, está vinculada a los ejes “Crecer con la transición energética”, a través de la diversificación de negocios de energía y de bajas emisiones, y “Generar valor con SosTECnibilidad®” por medio de la aceleración y priorización de la descarbonización y eficiencia energética y en el Sistema de Gestión de Riesgos, a través del riesgo empresarial “Inadecuada gestión del cambio climático y agua”, que cuenta con acciones operativas para minimizar la materialización del riesgo. Adicionalmente, se avanza en un análisis de mayor detalle asociado a riesgos físicos y de transición, basados en escenarios de clima, con el fin de identificar nuevas oportunidades y medidas que le permitan a la Compañía mitigar los impactos estratégicos y financieros asociados al clima, que puedan ser incorporados en los procedimientos financieros y de riesgos.
¿Cómo participan los grupos de interés en la
adopción de medidas para gestionar el cambio climático?
La gestión del cambio climático vincula a diferentes GI:
Proveedores:
gestión de compromisos en descarbonización relacionados con:
(i) estimación de emisiones de GEI, (ii) desarrollo de acciones específicas para mitigar y/o compensar sus emisiones de GEI y (iii) definición de metas concretas de mitigación o compensación de emisiones a corto, mediano y largo plazo.
Clientes:
compra de cargamentos de crudo y gasolina extra, carbono compensado, con proyectos de carbono colombianos, en soluciones naturales del clima, que benefician comunidades y tienen impactos positivos al medio ambiente.
Estado nacional:
establecimiento de metas y programas nacionales de reducción de emisiones que contribuyen a la definición de la ambición climática de la Compañía.
Accionistas e inversionistas:
interacciones constantes con este GI para atender requerimientos y solicitudes al respecto, con miras a demostrar la adopción de compromisos reales para la gestión de las emisiones de GEI y una transición energética justa y gradual, que impacte positivamente en sus inversiones.
Asociados y socios:
articulación e integración de medidas relacionadas con la gestión del cambio climático.
(GRI 305-1, 11-1-5, 11-1-6, 11-1-7) (WEF) (TCFD)
Métricas
La meta de emisiones de GEI para 2022 fue de: 262.761 TonCO2e, la cual fue superada en 59%, alcanzando 416.672 TonCO2e.
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Valor bruto de emisiones directas de GEI (alcance 1) | TonCO2e | 14,448,557 | 13,418,819 | 13,436,094 | 13,309,595 |
| Valor bruto de emisiones indirectas de GEI al generar energía (alcance 2) | TonCO2e | 636,803 | 859,944 | 574,750 | 416,501 |
| Valor bruto de otras emisiones indirectas de GEI (alcance 3) | TonCO2e | 144,502,609 | 139,526,904 | 137,264,619 | 150,528,333 |
Nota 1. Para este cálculo los gases incluidos son: CO2, CH4 y N2O.
Nota 2. El inventario de emisiones atmosféricas de Ecopetrol para los Alcances 1 y 2, se estructura bajo el enfoque de control operacional. Por recomendación de la ISO 14064 -1 y el GHG Protocol, las emisiones del año base deben ser recalculadas cada vez que una compañía experimenta cambios importantes como adquisiciones, desinversiones y fusiones, así como cambios significativos en la metodología de estimación de emisiones. Este recálculo se realiza no solo para el año base sino para la serie histórica, con el fin de mantener consistencia en los datos reportados. De acuerdo con lo anterior, las emisiones del año base (2019) y de la serie histórica han sido recalculadas, teniendo en cuenta lo siguiente:
*Las mediciones de metano bottom-up y top-down realizadas en el segmento de producción, como parte del plan de la Compañía en el mejoramiento de la detección, cuantificación y cierre de emisiones fugitivas y venteos, a través de la cual se ha cubierto el 95% de las instalaciones de la empresa; el ajuste y construcción de factores propios de emisión y el cambio de metodología de estimación de emisiones. Estos ajustes, representan un aumento en las emisiones del orden de 2,4 millones de toneladas de CO2e/año.
* La reversión del activo Nare en el segmento producción que aumenta en aproximadamente en 0.9Mt de CO2e.
* La actualización del inventario conforme a la norma NTC ISO 14064 – Versión 2020, incluyendo las emisiones de transporte en el Alcance 1 (estas emisiones estaban siendo reportadas en el Alcance 3).
Nota 3. En el reporte del año 2022, se presenta una reducción importante en las emisiones de Alcance 2 (28%) debido principalmente al cambio de fuentes de generación de energía eléctrica con menor intensidad de CO2. Para el Alcance 3, los datos de emisiones se estructuran bajo el enfoque de control operacional (igual a los Alcances 1 y 2). En este sentido, se estiman las emisiones asociadas a Ecopetrol S.A. y Refinería de Cartagena. En 2022, las emisiones aumentaron, principalmente, por el incremento de: i) las ventas nacionales de combustibles (gasolina, diésel y gas), ii) las compras nacionales de crudo (para cargas en refinerías) y iii) la importación de refinados (especialmente gasolina).
Nota 4. i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2019, 2020 y 2021 ii) Los datos del año 2022 corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del año, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos pueden cambiar una vez se cuente con la información definitiva.
(GRI 305-1, 305-2, 305-3, 11-1-5, 11-1-6, 11-1-7) (WEF 7,7E) (TCFD M1.2.1)
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones biogénicas de CO2 Alcance 1 | TonCO2e | 1,254 | 1,222 | 1,115 | 1,005 |
| Emisiones biogénicas de CO2 Alcance 2 | TonCO2e | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Emisiones biogénicas de CO2 Alcance 3 | TonCO2e | 265,184 | 224,087 | 276,338 | 297,901 |
*Las emisiones de GEI de origen biogénico corresponden a aquellas emisiones procedentes de la combustión de biomasa o combustibles derivados de esta (ej. biodiésel y alcohol carburante), las cuales son consideradas neutras, pues se generan en el ciclo natural del carbono.
Nota. i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2019, 2020 y 2021 ii) Los datos del año 2022 corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del año, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos pueden cambiar una vez se cuente con la información definitiva.
(GRI 11-1-5, 11-1-6, 11-1-7) (WEF 7, 7E) (SASB EM-EP-110a.1) (TCFD M-1.2.1)
Riesgos relacionados
con el clima
En línea con las metas de reducción de emisiones, el año base del inventario de GEI fue 2019. El inventario de emisiones de GEI de Ecopetrol se elabora bajo la metodología ISO 14064-1. Específicamente para el Alcance 1, el GHG Protocol Corporate Standard, para Alcance 2, el GHG Protocol Scope 2 Guidance, y para el Alcance 3, el GHG Protocol Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard.
Las principales metodologías de estimación empleadas en el inventario de emisiones atmosféricas para el Alcance 1 son: balance másico y factores de emisión. En algunos casos puntuales se utilizan cálculos ingenieriles o modelos informáticos. Para la estimación de emisiones fugitivas y venteos del segmento de producción, se establecieron factores de emisión propios, con base en mediciones bottom-up y top-down realizadas en campo.
Para el Alcance 2, se utiliza el factor de emisión calculado por la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) en los casos en que el consumo viene de la red nacional. Para los casos en que la energía es autogenerada, se usa el factor de emisión del centro de generación correspondiente.
Para el Alcance 3 se utilizan diversos métodos de estimación tales como: i) factores de emisión basados en gasto, ii) emisiones propias del proveedor y iii) estimaciones realizadas con base en la gestión de la información asociada a las emisiones de GEI y su estimación, se realiza a través de la solución informática SAP-Environmental Compliance – SAP EC.
Los potenciales de calentamiento global utilizados en el inventario son los reportados en el Quinto Informe de Evaluación del Panel Intergubernamental de Cambio Climático (IPCC- AR5).
Las fuentes más utilizadas dentro del inventario para obtener los factores de emisión son las siguientes:
- Compendium of Greenhouse Gas Emissions Estimation Methodologies for the Oil and Gas Industry – API
- FECOC
- UPME
- AP-42
- ARPEL
- CORINAIR
(SASB EM-EP-110a.1) (WEF 7,7E) (TCFD M-1.2.1)
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones dióxido de carbono (CO2) | TonCO2e | 5,931,131 | 5,714,216 | 5,519,952 | 5,342,845 |
| Emisiones metano (CH4) | TonCO2e | 2,736,389 | 2,784,829 | 2,737,323 | 2,670,270 |
| Emisiones óxido nitroso (N2O) | TonCO2e | 22,455 | 23,207 | 22,468 | 21,167 |
| Emisiones hidrofluorocarbonos (HFC) | TonCO2e | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones perfluorocarbonos (PFC) | TonCO2e | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones hexafluoruro de azufre (SF6) | TonCO2e | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones trifluoruro de nitrógeno (NF3) | TonCO2e | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones globales brutas del Alcance 1 | TonCO2e | 8,689,974 | 8,522,251 | 8,279,742 | 8,034,282 |
| Porcentaje de metano (CH4) | % | 31.5 | 32.7 | 33.1 | 33.236 |
Nota 1. Se reportan las emisiones consolidadas del segmento de exploración y producción de la línea de negocio de hidrocarburos.
Nota 2. Se escoge la opción no aplica para los contaminantes de emisiones hidrofluorocarbonos (HFC), emisiones perfluorocarbonos (PFCs), emisiones hexafluoruro de azufre (SF6) y emisiones trifluoruro de nitrógeno (NF3) que no hacen parte del inventario de emisiones de Ecopetrol.
Nota 3. Se reportan las emisiones desagregadas de cada uno de los contaminantes medidos en el inventario, en el segmento de Exploración y Producción para el alcance 1. La sumatoria de los tres (3) GEI reportados (CO2, CH4 y N2O) es equivalente a las emisiones del alcance 1 para este segmento.
(SASB EM-EP-110a.1) (WEF 7,7E) (TCFD M-1.2.1)
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones dióxido de carbono (CO2) | GWP | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Emisiones metano (CH4) | GWP | 28 | 28 | 28 | 28 |
| Emisiones óxido nitroso (N2O) | GWP | 265 | 265 | 265 | 265 |
| Emisiones hidrofluorocarbonos (HFC) | GWP | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones perfluorocarbonos (PFC) | GWP | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones hexafluoruro de azufre (SF6) | GWP | NA | NA | NA | NA |
| Emisiones trifluoruro de nitrógieno (NF3) | GWP | NA | NA | NA | NA |
Nota 1. Se reportan las emisiones consolidadas del segmento de exploración y producción de la línea de negocio de hidrocarburos.
Nota 2. Se escoge la opción no aplica para los contaminantes de emisiones hidrofluorocarbonos (HFC), emisiones perfluorocarbonos (PFC), emisiones hexafluoruro de azufre (SF6) y emisiones trifluoruro de nitrógeno (NF3) que no hacen parte del inventario de emisiones de Ecopetrol.
(SASB EM-EP-110a.1) (WEF 7,7E) (TCFD M – 1.2.1)
Emisiones bajo los límites regulatorios
No se reporta información asociada a este indicador debido a que no hay una regulación asociada a dichas emisiones (o el metano emitido) en Colombia y por ende no aplica un porcentaje cubierto bajo el límite regulatorio de emisiones de GEI.
(SASB EM-EP-110a.1) (WEF 7,7E) (TCFD M-1.2.1)
| Emisiones globales brutas Alcance 1 | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad de hidrocarburos quemados – flaring | TonCO2e | 1,167,505 | 921,565 | 905,422 | 953,120 |
| Cantidad de otras combustiones | TonCO2e | 4,705,861 | 4,713,633 | 4,536,010 | 4,274,770 |
| Cantidad de emisiones de proceso | TonCO2e | 2,413,994 | 2,475,349 | 2,439,135 | 2,430,017 |
| Cantidad de emisiones por venteo | TonCO2e | NA | NA | NA | NA |
| Cantidad de emisiones fugitivas de la operación | TonCO2e | 402,613 | 411,704 | 399,165 | 376,375 |
| Cantidad de emisiones globales brutas Alcance 1 | TonCO2e | 8,689,974 | 8,522,251 | 8,279,742 | 8,034,282 |
Nota 1. Se reportan las emisiones consolidadas del segmento de exploración y producción de la línea de negocio de hidrocarburos.
Nota 2. Dentro de la categoría emisiones de proceso, se incluyen las emisiones asociadas a tratamiento de gas, venteos en tanques de almacenamiento y venteos en pozo.
(GRI 305-4, 11-1-8) (TCFD M-1.2.1)
Intensidad
de emisiones GEI
La intensidad del upstream se estima dividiendo las emisiones de Alcance 1 y 2 generadas en el segmento, entre la producción que incluye crudo, gas y blancos, expresada en términos de barriles de petróleo equivalentes (boe), esto bajo el límite organizacional de control operacional.
La intensidad del segmento downstream se estima dividiendo las emisiones de los Alcances 1 y 2 generadas en este segmento, entre las corrientes de entrada anuales a las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, expresada en términos de boe, bajo el límite organizacional de control operacional.
(GRI 305-4, 11-1-8) (TCFD M-1.2.1)
| Proceso | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Producción | kgCO2e/boe | 40.39 | 43.51 | 43.36 | 41.46 |
| Refinación y petroquímica | kgCO2e/boe | 41.95 | 41.59 | 39.68 | 40.12 |
Nota 1: i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2019, 2020 y 2021 ii) Los datos del año 2022 corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del año, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos pueden cambiar una vez se cuente con la información definitiva.
Nota 2. La carbono intensidad del segmento de producción tuvo un cambio significativo en toda la serie histórica, asociado principalmente a la inclusión en el inventario de las mediciones de metano bottom-up y top-down realizadas en los diferentes activos de la Compañía y a la reversión del activo Nare.
Nota 3. Los gases incluidos en los datos de esta tabla son CO2, CH4 y N20.
(GRI 305-5, 11 -2 -3, 11-1-7) (TCFD M-1.2.1) (WEF 7, 7E) (SFC XV, XVI)
Reducción de emisiones GEI
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Eficiencia energética | TonCO2e | 161,473 | 128,596 | 186,713 | 154,976 |
| Emisiones fugitivas y venteos | TonCO2e | 0 | 23,257 | 59,817 | 101,602 |
| Optimización de quema en teas | TonCO2e | 210,370 | 47,994 | 45,135 | 150,852 |
| Energías renovables | TonCO2e | 8,760 | 0 | 1,929 | 9,243 |
Nota: i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2019, 2020 y 2021 ii) Los datos del año 2022 corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del año, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos cambiarán una vez se cuente con la información definitiva.
(GRI 11-2-3) (TCFD M-1.2.1)
| Descripción de la iniciativa | Gases incluidos en el cálculo | Alcances en los que se produjeron reducciones | Estándares o metodologías utilizadas para realizar el cálculo | Etapa de desarrollo |
|---|---|---|---|---|
| Eficiencia energética: se incluyen proyectos asociados a cambios en la matriz energética por uno de menor impacto y optimización de procesos. En el periodo 2019-2022 se han ejecutado 76 proyectos (3 en 2019, 14 en 2020, 24 en 2021 y 35 en 2022). | CO2 CH4 N2O | Alcance 1 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementado |
| Emisiones fugitivas y venteos: se incluyen proyectos asociados a la eliminación de fugas y venteos en procesos. En el periodo 2019-2022 se han ejecutado 18 proyectos (6 en 2020, 8 en 2021 y 4 en 2022). | CH4 | Alcance 1 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementado |
| Optimización de quema en teas: se incluyen proyectos asociados a la optimización de volúmenes de quema en tea, a través de la venta, autogeneración u optimización del proceso. En el periodo 2019-2022 se han ejecutado 19 proyectos (2 en 2019, 6 en 2020, 9 en 2021 y 7 en 2022). | CO2 CH4 | Alcance 1 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementado |
| Energías renovables: se incluyen proyectos asociados a la generación de energía a través de fuentes renovables. Al periodo 2019-2022 se han implementado 7 proyectos (1 en 2019, 2 en 2021 y 4 en 2022). | CO2 | Alcance 2 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementado |
Nota: Ecopetrol establece anualmente una meta de reducción de emisiones, la cual se define a partir de la implementación de proyectos nuevos en las diferentes áreas operativas de la empresa. Para este reporte se agruparon proyectos de un mismo tipo en cuatro (4) grandes programas definidos en la hoja de ruta de cambio climático (eficiencia energética, emisiones fugitivas y venteos, optimización de quema en teas y energías renovables). Las reducciones reportadas en cada uno de los años para los cuatro (4) programas se estimaron teniendo como año de referencia el año inmediatamente anterior. De acuerdo con esto, se selecciona N/A en la casilla “año de referencia para el cálculo de la reducción”.
(GRI 11-2-3) (TCFD M-1.2.1)
Los proyectos de reducción de emisiones implementados se cuantifican a través del balance de masa y factores de emisión. Para el cálculo se utilizan principalmente los factores de emisión referenciados por:
- Compendium of Greenhouse Gas Emissions Estimation Methodologies for the Oil and Gas Industry
- FECOC
- UPME
- AP-42
Estrategia de gestión de emisiones
fugitivas, venteos y quemas
Ecopetrol cuenta con una estrategia de gestión de emisiones fugitivas y venteos, aprobada en 2020 por el Comité Ejecutivo – ExCo, con las siguientes líneas de acción:
Define, orienta y evalúa la estrategia a largo plazo de la Compañía, del Grupo Ecopetrol, de la función, segmento y/o línea de negocio, guiada por el entorno, directrices de la Junta Directiva y marco legal.
Define, orienta y evalúa la estrategia a largo plazo de la Compañía, del Grupo Ecopetrol, de la función, segmento y/o línea de negocio, guiada por el entorno, directrices de la Junta Directiva y marco legal.
Implementación del programa de identificación y cierre de fugas de emisiones de metano (LDAR – Leak Detection and Repair).
En el marco de la Coalición por el Clima y Aire Limpio (CCAC), iniciativa liderada por Naciones Unidas, de la cual Ecopetrol forma parte desde 2019, la Compañía se adhirió en 2020 al OGMP 2.0 (Oil and Gas Methane Partnership), mediante el cual se adquirieron los siguientes compromisos:
- Definir una meta de metano que apalanque el cumplimiento de la meta sectorial propuesta por las empresas miembros de la CCAC de reducir las emisiones de metano en un 45% para 2025 y del 60% a 75% para el 2030 sobre los niveles estimados para 2015.
- Alcanzar el nivel 4/5 propuesto por la CCAC, para lo cual es necesario: i) aumentar las mediciones directas combinando tecnologías bottom-up y top-down, ii) calcular factores propios de emisión, y iii) generar mayores niveles de transparencia y de credibilidad frente a los reportes.
- Alcanzar, en el 2024, el nivel de medición 4/5 en el 100% de los activos operados directamente, y en 2026, el 100% de los activos no operados directamente.
Para el cumplimiento de estos compromisos, se ha avanzado en las siguientes actividades:
- Detección y cuantificación de emisiones fugitivas y venteos, utilizando diferentes tecnologías de vanguardia tales como cámaras infrarrojas y medidores de flujo (enfoque bottom-up), así como análisis de imágenes satelitales y vuelos con sensores de metano (enfoque top-down), con los cuales se ha cubierto cerca del 95% de las operaciones de la Compañía.
- Actualización y ajuste del inventario, con base en factores propios de emisión, construidos a partir de mediciones bottom up y top down realizadas en campo.
- Programa de cierre de las fugas identificadas, a través del cual se ha logrado el cierre de más de 1,800 fugas y una reducción de más de 100,000 tonCO2e incluyendo Hocol.
Durante 2023, la Compañía establecerá su propia meta de reducción de emisiones de metano en línea con lo establecido por la CCAC.
En cuanto a la reducción de quema en teas, Ecopetrol tiene como objetivo eliminar sus quemas rutinarias a 2030, en línea con la iniciativa del Banco Mundial Zero Routine Flaring by 2030, a través de la cual se busca poner fin a la quema rutinaria en campos existentes tan pronto como sea posible y no después de 2030, y no realizar quemas rutinarias en nuevos desarrollos de yacimientos petrolíferos.
Precio interno
de carbono
En 2022, Ecopetrol aprobó el precio interno al carbono como variable obligatoria, y se constituye como escenario base en la evaluación económica para la toma de decisiones de inversiones actuales y futuras. Este escenario considera el impacto de las emisiones de GEI Alcances 1 y 2 en el valor presente neto (VPN) y las alternativas de mitigación. La Compañía revisa anualmente el valor asignado al precio interno al carbono, con una curva de precios que actualmente se ubica en USD 20/tCO2e y asciende a USD 40/tCO2e a 2030.
(ECP 007) [gri src=”11-2-4″]
Participación en política
pública sobre cambio climático
Ecopetrol asume los retos de la transición energética, buscando el equilibrio entre su contribución para mitigar los efectos del cambio climático y el desarrollo y bienestar socioeconómico del país.
Para alcanzarlo, en términos de participación en política pública relacionada con el cambio climático, se aporta en la construcción y discusión de políticas y regulaciones en diferentes espacios e iniciativas de nivel público o privado. Desde 2022, hace parte de Asocarbono (Asociación Colombiana de Actores del Mercado de Carbono), a través de la cual se revisan las propuestas normativas del gobierno y se generan recomendaciones. Así mismo, hace parte del comité ambiental de la ANDI (Asociación Nacional de Industriales), donde se discuten los asuntos normativos en cambio climático y se generan propuestas en línea con los propósitos de cada organización. A nivel público, Ecopetrol tiene una relación directa con el Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, para abordar las agendas normativas del sector de petróleo y gas.
En 2022, se participó en las siguientes consultas normativas:
- Proyecto de resolución “Por la cual se reglamentan las condiciones, criterios y requisitos para los procesos de validación y verificación en las iniciativas de mitigación de gases de efecto invernadero y se dictan otras disposiciones”.
- Documento CONPES “Política de Transición Energética”.
- Bases del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026, en los temas relacionados con cambio climático.
- Proyecto de decreto “Por el cual se reglamentan los artículos 22 y 57 de la Ley 2099 de 2021 sobre las tecnologías de Captura, Utilización y Almacenamiento de carbono (CCUS)” del MME.
- Documento “Lineamientos para la elaboración de los Planes Integrales de Gestión del Cambio Climático Empresariales del Sector Minero Energético”.
- Proyecto de decreto para la modificación de los artículos relacionados con el impuesto al carbono del decreto1076 de 2015 del MHCP.
- Revisión de las consideraciones asociadas a la gestión de carbono de los términos de referencia del “Proceso abierto de nominación de áreas – PANA”, de la ANH.
Hoja de ruta
Gestión integral del agua
Elemento
material excepcional
(GRI 3-3, 11-6-1) (WEF 7, 11E, 13E)
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Sociedad y comunidad | VRP | Upstream |
| Estado | VPU | Downstream |
| VHSE | ||
| VTI | ||
| VDS |
(GRI 3-3, 11-6-1) (WEF 7, 11E, 13E)
¿Por qué el elemento es material?
Los impactos por el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos pueden estar relacionados con las afectaciones a la oferta hídrica de la cuenca y a la calidad del agua. Por un lado, su extracción y consumo, dadas ciertas circunstancias, podrían generar un cambio en la disponibilidad del recurso para usuarios aguas abajo. Por otro lado, los vertimientos podrían generar un cambio de la calidad de los cuerpos de agua superficiales y subterráneos. Lo anterior puede generar impactos en los derechos de acceso al agua y otros conexos.
Sin embargo, a través de la gestión integral del agua en Ecopetrol, también se generan impactos positivos en el entorno, en términos de conservación, restauración y preservación de las cuencas hidrográficas, así como el mejoramiento de las condiciones de acceso a agua potable y saneamiento de las comunidades ubicadas cerca de las áreas de operación de la empresa.
Las actividades del downstream, seguidas por el upstream, concentran los mayores volúmenes de captaciones. No obstante, el consumo de agua de los activos en ningún caso supera el 2.5% de la oferta hídrica de las cuencas abastecedoras, con lo que se garantiza que no se genera un impacto negativo significativo en términos de disponibilidad hídrica para los usuarios aguas abajo.
Por otro lado, las actividades del upstream, seguidas por el downstream, generan los mayores volúmenes de vertimientos industriales a cuerpos de agua. Para evitar que se generen impactos negativos por estas descargas, desde la etapa de planeación se realizan evaluaciones ambientales en función de la carga y la capacidad de asimilación y dilución del cuerpo receptor, para confirmar que no se generen impactos significativos sobre ellos.
Ecopetrol realiza el tratamiento del 100% de sus aguas residuales antes de ser vertidas, asegurando el cumplimiento de los valores máximos permisibles establecidos en la normatividad ambiental. También realiza monitoreos de calidad a los cuerpos receptores para confirmar que no sean afectados por sus descargas.
Políticas y compromisos
El manejo responsable del recurso hídrico es una responsabilidad corporativa que propende por la protección y conservación del recurso y su disponibilidad. Así mismo, es indispensable para la continuidad operativa de las diferentes áreas del negocio. Es por ello que la gestión integral del agua está catalogada como un elemento material excepcional debido a:
Su significancia en la generación de valor ecosistémico al corto, mediano y largo plazo.
Se encuentra incluido dentro de los riesgos corporativos.
Tiene una relevancia significativa para los GI, por lo cual se busca prevenir conflictos asociados al agua y propender a velar por la disponibilidad hídrica para el entorno.
Ecopetrol está comprometida públicamente con la gestión sostenible del agua a través de su adhesión al CEO Water Mandate.
Hacia el agua neutralidad:
Ecopetrol declaró el compromiso de ser agua neutral a 2045, lo cual ha sido definido como el balance entre el agua que se requiere para las operaciones y la huella de agua directa, considerando esfuerzos para reducirla tanto como sea económica y técnicamente posible, y restando la compensación del 100% del agua remanente requerida para operar, a través de proyectos de compensación ejecutados en la cuenca hídrica donde se opera.
Para lograrlo, Ecopetrol, a 2045, se ha comprometido con la reducción del 66% de la captación de agua fresca para uso industrial frente al año base (2019), así como con la eliminación de los vertimientos de aguas residuales industriales a cuerpos de agua fresca, y con la compensación del 34% del consumo de agua remanente, a través de iniciativas que contribuyan a mejorar la disponibilidad en las cuencas hidrográficas donde opera.
Esta ambición significa tomar acciones proactivas, más allá del cumplimiento ambiental, lo cual permite administrar y gestionar los riesgos hídricos en los componentes físicos, regulatorios y reputacionales y generar beneficios para la comunidad y el medioambiente, aumentando el control de la sostenibilidad del negocio en territorios que progresivamente aumentan sus expectativas sociales y de protección ambiental.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
Agua neutralidad es un pilar de la estrategia ambiental, que se fundamenta en la gestión integral del agua, para la cual se ha definido una hoja de ruta a fin de alcanzar las metas a 2045.
La hoja de ruta establece tres (3) líneas estratégicas:
01
Eficiencia operativa en el manejo del agua que busca disminuir la captación de agua fresca, y la carga y volumen de vertimientos.
02
Integración de conocimiento y tecnología, que busca habilitar tratamientos costo-eficientes para el reúso y recirculación del agua, disminuir el agua de producción en superficie, y el uso de fuentes alternativas.
03
Sostenibilidad y seguridad hídrica en el entorno, que busca mejorar las condiciones hídricas de las cuencas abastecedoras, y lograr la compensación remanente para alcanzar agua neutralidad.
¿Cómo se evalúa el elemento material?
La estrategia de agua neutralidad se evalúa periódicamente a través de los siguientes indicadores:
Reducción del volumen de agua fresca captada para uso industrial.
Porcentaje de reutilización de aguas captadas y de aguas de producción que apalancan la reducción de la captación de agua fresca y vertimientos a cuerpos hídricos superficiales.
Volumen de agua destinada para reúso en actividades agroforestales.
(GRI 3-3-e) (WEF 7, 11E, 13E)
Metas y proyectos
de corto, mediano y largo plazo
Corto plazo (2023-2024)
Límite máximo de captación: 724 kbwpd, es decir una reducción del 12% frente a la línea base.
Reutilización de agua de producción: 31.5%
Reutilización de agua fresca captada: 40.1%
Reúso en piloto de cultivo
agroforestal 60 kbwpd de aguas de producción tratadas.
* Las metas incluyen los compromisos de las Vicepresidencias de Upstream y del Downstream así como la incorporación de los activos del tren Nare, operados por Ecopetrol desde noviembre de 2021.
Largo plazo (>2030)
El compromiso de agua neutralidad incluye las siguientes metas a 2045:
Reducir el 66% de la captación de agua fresca para uso industrial, respecto de la línea base (año 2019)**.
Cero vertimientos industriales
a cuerpos de agua fresca.
Compensación de la captación remanente (34%), a través de proyectos de compensación en las mismas cuencas de donde se extrae el agua.
** En caso de recibir nuevos activos, sus volúmenes de gestión de agua serán incluidos en la línea base para mantener la comparabilidad con la línea base.
(GRI 3-3-e) (WEF 7, 7E, 11E, 13E)
Principales logros de la hoja
de ruta de gestión integral del agua
Reutilización de 131.5 millones de m3 (77.5% del agua requerida para operar).
Acuíferos profundos: establecimiento de la línea base isotópica local y modelo hidroquímico del sistema acuífero del Valle Medio del Magdalena.
Finalización de pruebas tempranas de pulimento de agua.
100% de activos operados con cálculo de huella de agua, cuatro (4) con verificación de Icontec.
Finalización de estudio de disponibilidad hídrica a corto, mediano y largo plazo.
Actualización y seguimiento de la línea base ambiental hidrológica y de calidad de agua superficial del Valle Medio del Magdalena.
Reúso de 3.8 millones de m3 de aguas de producción en cultivos agroforestales.
Avance en el mecanismo de acción colectiva para la gestión de la seguridad hídrica de Villavicencio y Acacías en conjunto con 11 entidades públicas y privadas.
(GRI 303-1, 11-6-2) (WEF 11E) (TCFD M-1.1)
Interacción con el agua como recurso compartido y gestión de impactos relacionados con vertimientos
Durante 2022, se reutilizaron 131.5 millones de m3 de agua que equivalen al 77.5% del total requerido para operar, registrando un aumento del 18%, respecto del año anterior, como consecuencia de un volumen mayor de agua de producción reutilizado para recobro, principalmente en los campos Castilla, Casabe y Rubiales, y un volumen mayor de reutilización de agua captada en la refinería de Barrancabermeja.
Por otro lado, se captaron 38.1 millones de m3 de agua fresca de fuentes superficiales, subterráneas y acueductos, que en conjunto equivalen al 22.5% del agua requerida para operar, registrándose una disminución del 6% en las captaciones con respecto a 2021 (-13% sin incluir el Tren Nare), debido principalmente a la entrada en operación de la planta de reinyección del campo Casabe, que redujo en un 90% la captación de este activo. El 61% de las captaciones totales correspondieron a fuentes superficiales, 19% a subterráneas y 20% a acueductos y proveedores externos, a través de 104 puntos de captación ubicados en 23 cuencas.
En materia de gestión de efluentes, se generaron 430.6 millones de m3 de aguas de producción (11% más con respecto de 2021, y en promedio 11 barriles de agua por barril de crudo extraído) y 34.5 millones de m3 de aguas residuales, entendidas como producto del uso del agua captada y entradas de aguas lluvias a los sistemas de tratamiento.
El 58% de las aguas de producción fueron reinyectadas para disposición final (disposal), 26% fueron reutilizadas principalmente en reinyección para recobro, 15% fueron vertidas a cuerpos de agua (previo tratamiento) y 1% fueron reusadas en riego de cultivos agroforestales en el ASA de Castilla.
El total de vertimientos de la Compañía, incluyendo las aguas residuales de todos los segmentos, fue de 80.3 millones de m3, lo que significa un aumento del 23% respecto del año anterior, principalmente ocasionado por el impacto que tuvo el cierre del vertimiento del campo Castilla, el cual fue reactivado en junio de 2021. El segmento del upstream generó el 81.3% de los vertimientos totales (principalmente aguas de producción), downstream el 18.6%, y las áreas corporativas el 0.1%.
El 95.8% de los vertimientos se realizaron a cuerpos de aguas superficiales, 3.2% al mar, 0.8% al suelo, y 0.2% fueron entregados a gestores externos y alcantarillados, los cuales se realizaron en 23 cuencas hidrográficas. El segmento del upstream generó el 81.3% de los vertimientos totales (principalmente aguas de producción), downstream el 18.6%, y las áreas corporativas el 0.1%. En total se utilizaron 21 cuencas para la disposición de los vertimientos.
La entrada en operación de la planta de reinyección del campo Casabe redujo en un 90% la captación de agua.
Desde la planeación ambiental se identifican los impactos potenciales que cada operación o proyecto puede generar sobre los cuerpos hídricos, identificando sus condiciones en materia de oferta y calidad, y se definen en los planes de manejo ambiental las medidas para su gestión. Principalmente, los impactos se pueden relacionar con una potencial afectación a la oferta hídrica y calidad de la cuenca para los usuarios aguas abajo. Sin embargo, a través de la gestión integral del agua en Ecopetrol, además de evitar la materialización de impactos negativos, también se generan impactos positivos en el entorno, en términos de conservación, restauración y preservación de las cuencas hidrográficas, así como el mejoramiento de las condiciones de acceso al agua potable y saneamiento de las comunidades ubicadas en cercanía de las áreas de operación.
Para evitar la materialización de los impactos negativos, desde la planeación de los proyectos y operaciones, se realiza el proceso de evaluación ambiental que define las condiciones (i.e. caudales máximos de uso, caudal ecológico, restricciones de uso en periodos de menor precipitación, tiempos de operación, volúmenes de vertimiento, caudales para garantizar dilución/asimilación, entre otros) para que el uso o aprovechamiento de agua de las operaciones no generen un impacto significativo sobre la disponibilidad o calidad del recurso. Estas condiciones son sujetas de aprobación de un permiso ambiental otorgado por la autoridad competente, el cual por lo general hace parte integral de la licencia ambiental. En fase operativa, se implementan Programas de Uso Eficiente y Ahorro de Agua (PUEAA), que permiten optimizar el uso del agua fresca captada mediante iniciativas como la reutilización o recirculación, que a su vez reducen el vertimiento.
Asimismo, el recurso es monitoreando continuamente en cuanto a las condiciones de oferta y calidad de los cuerpos de agua y los vertimientos, de manera que, por ejemplo, no se realizan vertimientos si la capacidad de dilución se ve reducida por los periodos de menor precipitación. Los resultados de los monitoreos se registran en la herramienta SIGAR – Aguas, permitiendo la identificación de desviaciones para generar los planes de acción correspondientes. De igual forma, son reportados periódicamente a la autoridad ambiental en los Informes de Cumplimiento Ambiental (ICA) para su verificación y seguimiento.
La empresa dispone de robustos sistemas de tratamiento, que permiten remover los contaminantes presentes en las aguas residuales y cumplir así con los estándares de calidad establecidos en la normatividad ambiental para vertimientos a cuerpos de agua superficial, aguas marinas o suelo. Estos criterios de calidad son establecidos por las autoridades ambientales competentes, quienes determinan los valores máximos permisibles para realizar vertimientos a cuerpos de agua superficiales y alcantarillados (Resolución 631 de 2015), aguas marinas (Resolución 0883 de 2018) y suelo (Decreto 1076 de 2015), para cada sector productivo de la industria. Para el caso específico del sector de hidrocarburos, se definieron los parámetros de mayor relevancia y sus valores máximos para cada actividad dentro de la cadena de valor (exploración, producción, refinación y transporte), considerando más de 40 parámetros de calidad.
A través de la línea estratégica de integración de conocimiento se buscan alternativas tecnológicas a través de pilotos de pulimiento, enriquecimiento con nano fertilizantes y optimización del reúso de agua de producción tratada para riego en actividades agroforestales. Es de resaltar que se han implementado planes de reconversión a tecnologías limpias, que han permitido la mejora en la calidad de vertimientos y la eliminación de más de 5 millones de m3/año de vertimientos industriales.
(GRI 303-1-b, 303-2-a, 11-6-2) (TCFD M-1.1)
Huella de agua
Ecopetrol utiliza la metodología de huella de agua e hídrica en los activos de operación directa con base en lo establecido en la norma ISO 14046:2014 y el Water Footprint Network (WFN) respectivamente, que permite identificar impactos y evidenciar los beneficios frente a la reducción de la presión sobre el recurso hídrico, por la implementación de acciones relacionadas con la eficiencia operativa en el manejo del agua, e iniciativas de descarbonización y economía circular. A partir de los análisis de la huella de agua indirecta se han identificado aquellas materias primas e insumos que más contribuyen en el impacto, así como aquellos proveedores de bienes y servicios que podrían adoptar iniciativas para reducir los riesgos asociados al agua.
Esta metodología se basa en los siguientes indicadores de impacto:
1
Huella de consumo:
agua dulce extraída que se evapora, incorpora al producto o que no se devuelve a la cuenca.
2
Huella de escasez de agua:
impacto del consumo de agua respecto al agua dulce disponible.
3
Huella de degradación:
deterioro de la calidad del agua dulce debido al aporte de sustancias contaminantes. Permite también identificar las sustancias prioritarias en los vertimientos, a través los indicadores de:
- Toxicidad humana: basado en el modelo USEtox que evalúa la peligrosidad de los vertimientos de aguas residuales en términos de toxicidad cancerígena y no cancerígena para humanos (CTUh);
- Ecotoxicidad en agua dulce: basado en el modelo USEtox que evalúa diversos mecanismos toxicológicos provocados por la liberación de sustancias con efecto directo sobre la salud del ecosistema en (CTUe);
- Ecotoxicidad del agua de mar: basado
en el modelo Recipe.
Acidificación del agua dulce: basado en el modelo de AE de excedencia acumulada, que evalúa la afectación del agua dulce por la liberación a la atmósfera de NOx, SOx y NH3 que podrían causar agua de lluvia ácida.
En 2022, Ecopetrol se convirtió en la primera empresa del sector de hidrocarburos en verificar su huella de agua en el país y Latinoamérica. Este cálculo se realizó de acuerdo con la norma NTC-ISO 14046 para el 100% de los activos operados y, en alianza con el Icontec, se adelantó el proceso de verificación del cálculo de la huella de agua para los campos La Cira – Infantas y Castilla, y las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja.
Proceso para el
establecimiento de metas:
El establecimiento de metas es un trabajo colaborativo entre las áreas operativas y la Vicepresidencia de HSE, considerando la estrategia de SosTECnibilidad de la empresa, los planes de desarrollo de los negocios y las mejores prácticas del sector. Las metas se construyen con una estrategia bottom-up, es decir, se concertan para cada activo, y luego son agrupadas para obtener las metas por segmento y para toda la empresa. Posteriormente son oficializadas por el vicepresidente de HSE, y el seguimiento es realizado mensualmente por la misma Vicepresidencia de HSE, así como por el Departamento de Desempeño Empresarial.
Ecopetrol establece metas asociadas al agua, con el objetivo de reducir su huella y su dependencia de la disponibilidad de agua dulce, lo que permite gestionar los riesgos físicos, regulatorios y reputacionales en cada cuenca donde se desarrolla cada operación o proyecto, así como aumentar la resiliencia de las operaciones en los territorios que progresivamente van aumentando las expectativas sociales y ambientales.
Seguimiento de la eficacia
de las medidas adoptadas
El seguimiento a la eficacia de las acciones tomadas para gestionar el recurso hídrico se mide en términos de:
Hacia el agua neutralidad:
- Cumplimiento legal de requerimientos ambientales, en especial a través de los monitoreos en cuanto a condiciones de oferta y calidad de los cuerpos hídricos del área de influencia.
- Formulación y cumplimiento de metas internas que apalancan la ambición de agua neutralidad que incluyen límites de captación de agua fresca para uso industrial, porcentaje de reutilización de agua, meta de reúso de agua de producción, concentración de hidrocarburos en vertimientos, reducción gradual de los vertimientos hasta su eliminación total.
- Gestión de los riesgos hídricos (físicos, regulatorios o reputacionales) a través del Sistema Integrado de Gestión de Riesgos.
- Análisis de peticiones, quejas y reclamos (PQR) por asuntos relacionados con el agua.
- Calificación en reportes a partes interesadas como DJSI, CDP, Sustainalytics, etc.
- Auditorías internas con respecto al uso eficiente del recurso hídrico.
- Seguimiento por parte de las autoridades ambientales y cumplimiento de los requerimientos derivados de las visitas y audiencias de oralidad con las autoridades ambientales.
Lecciones aprendidas e incorporación
a las políticas y los procedimientos operativos de la Compañía
El agua es un recurso fundamental para las operaciones y proyectos de Ecopetrol, por esta razón, se incluyó en su Estrategia 2040: Energía que transforma dentro del propulsor de “Generar Valor con SosTECnibilidad®”, el objetivo de agua neutralidad a 2045.
Este es un pilar estratégico definido en la Estrategia Ambiental, la cual se estableció en el marco del sistema de gestión de HSE certificado por la norma ISO 14001 (V2015). En este sentido, para todos los pilares estratégicos ambientales, se cuenta con un programa de gestión que contiene metas e hitos a los cuales se les hace seguimiento desde la Vicepresidencia de HSE de manera trimestral.
Adicionalmente, Ecopetrol incluyó dentro del mapa de riesgos empresariales, el riesgo 14, relacionado con la “Inadecuada gestión del cambio climático y agua”, en el que continuamente se identifican los asociados al agua, se evalúan y anticipan posibles escenarios que puedan afectar la continuidad de las operaciones, y se proponen acciones de tratamiento para minimizar su exposición.
Una parte del análisis incluye la revisión de eventos materializados o con potencial de haberse materializado, en los que condiciones físicas, regulatorias y/o reputacionales pudieron afectar la continuidad de las operaciones. Lo anterior, con el objetivo de incluir las lecciones aprendidas dentro plan de desarrollo del activo, y extrapolarlas a otros activos que podrían estar expuestos a la misma situación. Los escenarios de riesgos son un insumo para el análisis de materialidad de la Compañía que, junto con la percepción de los GI, permitieron definir la gestión integral del agua como un elemento excepcional dentro del propulsor de SosTECnibilidad®.
Los reportes a partes interesadas como DJSI, CDP, Sustainalytics, entre otros, y los estándares de organizaciones como GRI e IPIECA,
le han permitido a la Compañía comparar y evaluar su gestión integral del agua respecto a las mejores prácticas y tendencias globales del sector de Oil & Gas, y actualizar sus políticas y procedimiento internos.
Se resalta que el CDP (Disclosure Insight Action) otorgó a Ecopetrol un reconocimiento por el resultado y liderazgo en el desarrollo de su programa de Cambio climático para 2022, con una calificación de A-, que posiciona a la empresa como referente en la temática para la industria, a niveles regional y mundial. Durante los reportes de 2020 y 2021, Ecopetrol obtuvo una calificación de C y C-, que implicó una revisión exhaustiva de las brechas para establecer acciones contundentes que permitieran mejorar y así informar los esfuerzos que se adelantan en cambio climático. La calificación supera el promedio del desempeño de la industria que se encuentra en B y los desempeños regional y global que tienen una calificación C.
¿Cómo participan los grupos de interés en la
adopción de medidas para gestionar integralmente el agua?
Las comunidades de las áreas de influencia son actores activos en etapas tempranas de planeación de los proyectos nuevos o modificación de las operaciones existentes, dado que participan en tres momentos durante la elaboración de los estudios de impacto ambiental, los cuales se elaboran para formular la solicitud de licenciamiento ambiental. Así mismo, existen mecanismos de participación adicionales durante la evaluación de la solicitud, como las audiencias públicas ambientales, consultas previas a comunidades indígenas y declaratoria de terceros intervinientes.
Una vez otorgados los permisos, la comunidad participa activamente en la etapa operativa, donde tienen la posibilidad de ejercer vigilancia y control al desarrollo de este a través de participación en visitas técnicas de seguimiento de la autoridad ambiental, derechos de petición y denuncias ambientales. Por otro lado, Ecopetrol (a través de la Oficina de Participación Ciudadana, OPC) cuenta con mecanismos para recibir y gestionar peticiones, quejas, reclamos y sugerencias (PQRS) interpuestas por los GI, y dispone de escenarios de participación que permiten informar sobre las actividades desarrolladas para construir una relación cercana con los GI.
Las autoridades ambientales de los órdenes distrital, regional y nacional, en representación del Estado, son las encargadas de emitir las autorizaciones ambientales y hacer el seguimiento al cumplimiento de los compromisos incluidos en el Plan de Manejo Ambiental para prevenir, mitigar, corregir, y/o compensar los impactos ambientales identificados. A través de autos de seguimiento y/o actas de oralidad, las autoridades pueden establecer requerimientos adicionales a la Compañía.
Para Ecopetrol es importante apoyar y vincularse al trabajo que en materia de seguridad hídrica se adelanta a niveles internacional y nacional, razón por la cual participa en las iniciativas The CEO Water Mandate y Coalición Agua para Colombia.
Actualmente, los planes en seguridad hídrica que impulsa Ecopetrol hacen parte de la plataforma global de colaboración e intercambio de conocimientos para la sostenibilidad del agua y resiliencia climática Water Action Hub.
A nivel regional, en 2022 junto con The Nature Conservancy (TNC), continuó la etapa de diseño del mecanismo de acción colectiva para la gestión de la seguridad hídrica de las cuencas abastecedoras de los municipios de Villavicencio y Acacías, en conjunto con 11 entidades públicas y privadas que han formalizado su participación a través de la firma de un memorando de entendimiento. Actualmente, el mecanismo cuenta con un portafolio de iniciativas de soluciones basadas en la naturaleza y análisis de retorno de la inversión en términos de beneficios en seguridad hídrica para estos dos municipios.
Por otra parte, en alianza con el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), desde 2021 se adelanta la actualización y seguimiento del estado del recurso hídrico superficial y la generación de alertas hidrometeorológicas en el Valle Medio del Magdalena, información que contribuye a la toma de decisiones sobre los procesos de planificación y administración del recurso hídrico, con el fin de prevenir y mitigar futuras afectaciones por eventos hidroclimáticos en 39 municipios de los departamentos de Santander, Norte de Santander, Cesar y Bolívar, beneficiando alrededor de dos (2) millones de habitantes de esta región.
Finalmente, se avanza en acciones de conservación del capital natural y biodiversidad, a través de esfuerzos voluntarios y el cumplimiento de obligaciones de compensación ambiental e inversión del 1%, que aportan a la conservación, recuperación y vigilancia del recurso hídrico en las cuencas abastecedoras de las operaciones.
Los planes en seguridad hídrica que impulsa Ecopetrol hacen parte de la plataforma global de colaboración e intercambio de conocimientos para la sostenibilidad del agua y resiliencia climática Water Action Hub.
| Extracción de aguas en todas las zonas | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total extracción todas las zonas | m3 | 453,769,052 | 454,657,524 | 428,242,738 | 468,640,838 |
| Total agua superficial | m3 | 38,368,623 | 34,465,016 | 24,326,162 | 23,132,391 |
| Superficial: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | 38,368,623 | 34,465,016 | 24,326,162 | 23,132,391 |
| Superficial: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total agua subterránea | m3 | 8,459,395 | 9,346,929 | 8,771,134 | 7,214,821 |
| Subterránea: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | 8,459,395 | 9,346,929 | 8,771,134 | 7,214,821 |
| Subterránea: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total agua marina | m3 | 0 | 0 | 9,671 | 0 |
| Marina: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | NA | NA | NA | NA |
| Marina: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 0 | 0 | 9.671 | 0 |
| Total acueductos | m3 | 7,800,432 | 7,301,149 | 6,983,431 | 7,742,572 |
| Acueductos: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | 7,800,432 | 7,301,149 | 6,983,431 | 7,742,572 |
| Acueductos: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total agua de producción | m3 | 399,140,602 | 403,544,430 | 388,152,340 | 430,551,054 |
| Agua de producción total: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | 91,617,606 | 100,149,960 | 302,002,858 | 338,212,508 |
| Agua de producción total: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 307,522,996 | 303,394,470 | 86,149,482 | 92,338,546 |
Nota 1: En 2022 se captaron 38.2 millones de m3 de agua fresca, que representa una reducción del 5% frente a 2021. Esta reducción se logró principalmente por la entrada de la planta de reinyección de Casabe, que redujo el 89% de la captación subterránea de este activo (-4.3 millones de m3). Por otro lado, se registraron reducciones en la captación de agua subterránea del campo Tibú (-0,6 millones de m3) por condiciones de orden público que afectaron su operación normal. Con respecto a captaciones superficiales, se registraron reducciones en La Cira Infantas (-0.54 millones de de m3) que requirió menos agua captada para inyección por un aumento en el BSW de sus pozos; también en la refinería de Barrancabermeja (-0.66 millones de m3) debido a mayores reutilizaciones de agua. Con respecto a acueductos, se evidenció un aumento en el volumen de agua comprada por la refinería de Cartagena (+10%), por la entrada de la Planta de Crudo IPCC, que aumentó la carga de crudo refinado y, en consecuencia, la demanda de agua. (GRI 2-4-a) Es importante mencionar que los volúmenes de 2022 incluyen al tren Nare, operados por Ecopetrol desde noviembre de 2021 y que significaron una captación adicional de 3.28 millones m3/años adicionales a la línea base; sin este efecto, la reducción frente a 2021 habría sido del 12%.
Nota 2. Se registró un aumento del 11% en el agua de producción, ocasionado por el cierre temporal del vertimiento del campo Castilla durante el primer semestre de 2021, que operó con normalidad durante todo el 2022; adicionalmente, los campos del tren Nare aportaron 3.2 millones de m3 a la producción de agua.
| Extracción de agua por zonas con estrés hídrico | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total extracción zonas con estrés hídrico | m3 | 25,201,651 | 23,455,522 | 24,647,117 | 24,500,595 |
| Total agua superficial | m3 | 4,066,730 | 3,230,981 | 4,004,994 | 2,712,030 |
| Superficial: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/) | m3 | 4,066,730 | 3,230,981 | 4,004,994 | 2,712,030 |
| Superficial: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total agua subterránea | m3 | 248,204 | 69,217 | 84,091 | 118,019 |
| Subterránea: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/) | m3 | 248,204 | 69,217 | 84,091 | 118,019 |
| Subterránea: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total agua marina | m3 | 0 | 0 | 9,671 | 0 |
| Marina: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/) | m3 | NA | NA | NA | NA |
| Marina: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/) | m3 | 0 | 0 | 9,671 | 0 |
| Total acueductos | m3 | 7,740,246 | 7,220,210 | 6,969,932 | 7,707,270 |
| Acueductos: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/) | m3 | 7,740,246 | 7,220,210 | 6,969,932 | 7,707,270 |
| Acueductos: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Total agua de producción | m3 | 13,146,471 | 12,935,114 | 13,578,429 | 13,963,276 |
| Agua de producción total: agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/) | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Agua de producción total: otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/) | m3 | 13,146,471 | 12,935,114 | 13,578,429 | 13,963,276 |
Nota: Las zonas con estrés hídrico se identifican cuando la relación entre la demanda y la oferta de agua superficial de la cuenca es mayor al 40%. Bajo esta condición, se encuentran los activos Llanito, Lisama, coordinación Neiva, Tello, Río Ceibas y Yaguará, así como la refinería de Cartagena y la planta San Silvestre de la refinería de Barrancabermeja. El total de agua fresca captada en estas zonas registró una disminución del 4% debido a una menor captación en la refinería de Barrancabermeja.
| Reutilización de agua | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total agua reutilización | m3 | 89,395,780 | 96,524,057 | 111,261,921 | 131,542,527 |
| Reutilización de agua captada | m3 | 16,971,337 | 11,364,661 | 16,872,526 | 16,913,485 |
| Reutilización de agua de producción | m3 | 72,424,443 | 85,159,396 | 94,389,395 | 114,611,042 |
Nota: En total se reutilizaron 131.3 millones de m3, que representa un aumento del 18% vs 2021, ocasionado principalmente por un aumento en la reinyección de agua para recobro en el campo Castilla (+12.8 millones de m3); entrada de la planta de reinyección del campo Casabe (+5.2 millones de m3); inicio del piloto de reinyección para sostenimiento de presión en el campo Rubiales (+1.4 millones de m3); mayor producción de agua en los campos Chichimene y Akacías que reinyectan el 100% de agua para recobro (+0.7 millones de m3), y mayor reutilización de agua industrial en la refinería de Barrancabermeja (+0.6 millones de m3).
| Gestión de efluentes | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Reutilización | m3 | 89,395,780 | 96,524,057 | 111,261,921 | 131,524,527 |
| Reúso | m3 | 1,159,113 | 3,134,494 | 2,304,548 | 3,767,340 |
| Disposición | m3 | 249,338,950 | 245,428,556 | 246,939,985 | 249,517,246 |
| Vertimientos | m3 | 96,686,359 | 87,278,245 | 61,554,806 | 80,253,356 |
| Total efluentes | m3 | 436,580,202 | 432,365,352 | 422,061,260 | 465,062,469 |
| Vertido de agua en todas las zonas | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Agua superficial | m3 | 93,034,569 | 83,941,847 | 58,198,876 | 76,874,598 |
| Agua marina | m3 | 26,71,317 | 2,359,516 | 25,08,397 | 2,574,040 |
| Agua suelo | m3 | 849,601 | 848,655 | 750,635 | 623,646 |
| Agua de alcantarillados | m3 | 130,872 | 128,227 | 96,898 | 181,071 |
| Total vertimientos por agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | 65,702,984 | 56,871,728 | 45,831,586 | 69,631,981 |
| Total vertimientos por otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 30,983,375 | 30,406,517 | 15,723,220 | 10,621,375 |
Nota: Se registró un total de vertimientos de 80.3 millones de m3, que representa un aumento del 30% frente a 2021, ocasionado por la reactivación del vertimiento (superficial) de Castilla. Sin embargo, es importante resaltar las reducciones producto de la implementación de los PRTLGV en Casabe y Llanito (superficial, agua no dulce), el cierre del vertimiento de aguas lodosas de La Cira Infantas (-0.39 millones de m3), y menor vertimiento en la refinería de Barrancabermeja (-0.38 millones de m3).
(GRI 11-6-5) (TCFD M-1.1)
| Vertido de agua en zonas con estrés hídrico | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Agua superficial | m3 | 531,676 | 480,099 | 583,515 | 56,131 |
| Agua marina | m3 | 2,669,288 | 2,338,819 | 2,508,397 | 2,574,040 |
| Agua suelo | m3 | 276,370 | 139,979 | 106,951 | 90,844 |
| Agua de alcantarillados | m3 | 61,401 | 19,120 | 0 | 10,133 |
| Total vertimientos por agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1,000 mg/l) | m3 | 464,142 | 256,758 | 179,581 | 152,317 |
| Total vertimientos por otras aguas (total de sólidos disueltos >1,000 mg/l) | m3 | 3,074,594 | 2,721,260 | 3,019,282 | 2,578,831 |
Nota: El total vertido en zonas con estrés hídrico fue de 2.7 millones de m3, es decir, una reducción del 16% frente a 2021; los vertidos a agua superficial se redujeron en 91% gracias al cierre de la descarga del campo Llanito.
(GRI 11-6-5) (TCFD M-1.1)
| Vertimiento por nivel de tratamiento | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Sin tratamiento | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Pretratamiento | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Tratamiento primario | m3 | 9,475,971 | 3,844,372 | 4,301,992 | 4,585,760 |
| Tratamiento secundario | m3 | 87,081,370 | 83,318,578 | 57,196,554 | 75,552,823 |
| Tratamiento terciario | m3 | 1,693 | 44 | 0 | 0 |
| Otros tratamientos | m3 | 127,325 | 115,251 | 56,260 | 114,772 |
Nota: En tratamientos primarios se reportan los vertimientos con tratamientos exclusivamente físicos; tratamientos secundarios involucran tratamientos biológicos; tratamientos terciarios incluyen tratamientos avanzados como ósmosis inversa.
El volumen reportado en “Otros tratamientos” corresponde aguas residuales gestionadas con gestores externos, quiénes hacen su tratamiento y disposición final.
(SASB EM-EP-140a.1) (SFC XVI) (TCFD M-1.1)
| Agua dulce captada y consumida | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad de agua extraída de fuentes de agua dulce | miles de m3 | 23,317 | 23,467 | 11,561 | 9,607 |
| Cantidad de agua dulce consumida en las operaciones de la empresa | miles de m3 | 13,568 | 12,784 | 10,052 | 8,695 |
| Cantidad de agua extraída de lugares con estrés hídrico alto o extremadamente alto | miles de m3 | 447 | 138 | 111 | 171 |
| Cantidad de agua consumida en lugares con estrés hídrico alto o extremadamente alto | miles de m3 | 27 | 0 | 0 | 19 |
| Porcentaje de agua extraída de lugares con estrés hídrico alto o extremadamente alto | % | 3 | 1 | 1 | 1.78 |
| Porcentaje de agua consumida en lugares con estrés hídrico alto o extremadamente alto | % | 0 | 0 | 0 | 0.219 |
Nota 1. en 2022 el segmento de E&P captó 9 millones de m3 de agua fresca, que representa una reducción del 17% frente a 2021. Esta reducción se logró principalmente por: la entrada de la Planta de Reinyección de Casabe que redujo -4.3 millones de m3; menor captación de agua subterránea del campo Tibú (-0.6 millones de m3) por condiciones de orden público que afectaron su operación normal; menores captaciones superficiales en La Cira Infantas (-0.54 millones de m3) que requirió menos agua captada para inyección por un aumento en el BSW de sus pozos. (GRI 2-4-a) Es importante mencionar que los volúmenes de 2022 incluyen al Tren Nare, operados por Ecopetrol desde noviembre de 2021, y que significaron una captación adicional de 3.28 millones de.m3/año adicionales a la línea base; sin este efecto, la reducción frente a 2021 habría sido del 45%.
Nota 2. Con respecto al consumo, se actualizaron los datos de línea base de acuerdo con lo establecido en el estándar para la métrica de sostenibilidad EM-EP-140a.1. Es decir, el consumo se calcula como agua captada – vertimientos asociados a captación de agua. Principalmente el consumo de agua dulce se presenta por la inyección de agua captada para recobro.
Nota 3. Las zonas con estrés hídrico se identifican cuando la relación entre la demanda y la oferta de agua superficial de la cuenca es mayor al 40%. Bajo esta condición, se encuentran los activos Llanito, Lisama, Coordinación Neiva, Tello, Río Ceibas y Yaguará.
(SASB EM-EP-140a.2) (SFC XVI) (TCFD M-1.1)
| Agua producida, flujo de retorno (flowback) e hidrocarburos contenidos en los vertimientos generados en la operación | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad de agua producida generada durante la operación | miles de m³ | 399,141 | 403,545 | 388,370 | 430,551 |
| Cantidad de flujo de retorno (flowback) generado durante la operación | miles de m³ | NA | NA | NA | NA |
| Cantidad de agua producida y flujo de retorno (flowback) generado durante la operación | miles de m³ | 399,141 | 403,545 | 388,370 | 430,551 |
| Cantidad inyectada de agua producida y flujo de retorno (flowback) | miles de m³ | 321,024 | 330,274 | 341,199 | 249,517 |
| Porcentaje de agua producida y flujo de retorno (flowback) inyectado | % | 62.5 | 60.5 | 63.4 | 57.953 |
| Cantidad reciclada de agua producida y flujo de retorno (flowback) | miles de m³ | 73,584 | 88,294 | 96,703 | 118,378 |
| Porcentaje de agua producida y flujo de retorno (flowback) reciclado | % | 18.4 | 21.8 | 24.8 | 27.495 |
| Cantidad vertida de agua producida y flujo de retorno (flowback) | miles de m³ | 76,241 | 72,047 | 45,770 | 64,336 |
| Porcentaje de agua producida y flujo de retorno (flowback) vertido | % | 19.1 | 17.8 | 11.8 | 14.943 |
| Cantidad de hidrocarburos contenidos en los vertimientos de agua que son descargados al medio ambiente | Ton | 225 | 386.6 | 101.8 | 127 |
Nota 1. Se reportan los datos del segmento de exploración y producción de la línea de negocio de hidrocarburos.
Nota 2. Ecopetrol no realiza actividades de fracturamiento hidráulico y por lo tanto no se genera líquido de retorno.
Nota 3. El volumen de agua producida inyectada incluye el agua que se inyecta para disposición final.
Nota 4. El volumen de agua de producción reciclada incluye la reinyección para recobro (EOR).
Nota 5. El promedio ponderado de la concentración de HTP en las descargas de los activos de exploración y producción de Ecopetrol es 1,97 mg/l, muy por debajo del límite establecido por la normatividad nacional de 10 mg/l.
Porcentaje de sitios fracturados hidráulicamente donde el agua superficial y subterránea sufre deterioro de calidad comparado con una línea base.
Ecopetrol no realiza actividades de fracturamiento hidráulico y por lo tanto, no se genera líquido de retorno.
| Consumo de agua | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Entradas | m3 | 25,201,651 | 23,455,522 | 24,647,118 | 24,500,595 |
| Captaciones de agua fresca | m3 | 12,055,180 | 10,520,408 | 11,068,689 | 10,537,319 |
| Agua de producción | m3 | 13,146,471 | 12,935,114 | 13,578,429 | 13,963,276 |
| Efluentes | m3 | 16,558,284 | 15,485,835 | 16,178,556 | 16,554,814 |
| Agua captada inyectada para recobro | m3 | 233,654 | 40,927 | 80 | 36,925 |
| Agua potable suministrada a terceros (comunidades) | m3 | 95,119 | 4,448 | 0 | 0 |
| Agua de producción reinyectada para recobro | m3 | 12,690,776 | 12,462,441 | 12,979,613 | 13,786,741 |
| Agua de producción reinyectada para disposición final | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Reúso de agua de producción para riego agrícola | m3 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Vertimientos | m3 | 3,538,736 | 2,978,018 | 3,198,863 | 2,731,148 |
| Balance (consumo) | m3 | 8,643,367 | 7,969,687 | 8,468,562 | 7,945,781 |
Hoja de ruta
Biodiversidad y servicios ecosistémicos
Elemento
material excepcional
(GRI 3-3, 11-6-1) (WEF 7, 11E, 13E)
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Proveedores | VHSE | Upstream |
| Asociados y socios | Midstream | |
| Clientes | Downstream | |
| Empleados | ||
| Inversionistas | ||
| Estado | ||
| Sociedad y comunidad |
¿Por qué el elemento es material?
Los principales impactos negativos a la biodiversidad por presencia de operaciones y proyectos de hidrocarburos pueden generarse en el uso del suelo (transformación), el aprovechamiento forestal, la contaminación y la afectación a especies que se encuentran en libros rojos. A su vez, se generan impactos positivos sobre la biodiversidad y las comunidades locales, en la medida en que hay una mejor integración entre la operación de la empresa y el entorno, tales como conservación y restauración de suelos, generación de corredores biológicos, implementación de sistemas sostenibles (agroforestales, silvopastoriles, de meliponicultura, etc.), programas de monitoreo participativo y registro de información biológica en el SIB, entre otros.
Dichos impactos pueden a su vez afectar o promover el bienestar y sustento de las comunidades aledañas, en derechos como el medio ambiente sano y el acceso al agua.
Ecopetrol reconoce la necesidad de identificar y gestionar las dependencias e impactos sobre la biodiversidad y los servicios ecosistémicos, así como la de aplicar la jerarquía de la mitigación y de generar acciones que contribuyan positivamente a la naturaleza, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible.
En este sentido, la Compañía definió la biodiversidad y los servicios ecosistémicos como elemento destacado, considerando los riesgos y oportunidades que puede representar operar en un país megadiverso, en donde debe gestionarse adecuadamente la biodiversidad, atendiendo las expectativas de los GI, manteniendo la licencia para operar.
La inadecuada gestión de la biodiversidad y los servicios ecosistémicos puede acarrear fuertes impactos sobre las operaciones de Ecopetrol, debido a las posibles dependencias que se puedan presentar a lo largo de su ejecución.
Políticas y compromisos
La estrategia ambiental incluye el pilar estratégico de biodiversidad y servicios ecosistémicos, en articulación con el propulsor “Generar valor con SosTECnibilidad®” de la Estrategia 2040 de la Compañía.
El objetivo de este pilar es desarrollar operaciones armónicas y equilibradas con el ambiente, reduciendo progresivamente los potenciales impactos y riesgos para los ecosistemas y las comunidades locales.
Ecopetrol no tiene, ni planea realizar actividades de exploración, producción o refinación en áreas de gran valor para la biodiversidad (categorías I a IV según la UICN), ni en áreas declaradas Patrimonio de la Humanidad por la Unesco.
Ecopetrol apoya activamente la meta 15 recientemente contenida en la Convención de Diversidad Biológica (CDB) como miembro activo del grupo de trabajo sobre divulgaciones financieras relacionadas con la naturaleza (TNFD por sus siglas en inglés).
Como miembro activo de TNFD está comprometido con adoptar este marco de gestión y reporte de riesgos y oportunidades asociados al capital natural, con miras a contribuir activamente a una ambición en desarrollo de naturaleza positiva, la cual propende a detener e invertir la pérdida de la naturaleza desde su estado actual, reduciendo los futuros impactos negativos junto con la restauración y renovación de la naturaleza. Asimismo, está comprometida con lograr la deforestación neta cero en la cadena de suministro.
En 2022, la Compañía firmó el COP15 Business Statement for Mandatory Assessment and Disclosure promovido por Business for Nature, una coalición global que busca unir a empresas y organizaciones de conservación.
De igual forma, se mantiene el compromiso asumido en 2021 con la iniciativa 1.t.org del Foro Económico Mundial para proteger 30,000 hectáreas de ecosistemas estratégicos, apoyar la siembra de 12 millones de árboles, y lograr la captura de al menos dos (2) millones de tonCO2e a 2030.
En 2022 se envió el primer reporte de avance.
En 2022, la Compañía firmó el COP15 Business Statement for Mandatory Assessment and Disclosure, promovido por Business for Nature, coalición global que busca unir a empresas y organizaciones de conservación.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
En la estrategia ambiental, este pilar se estructura a partir de cuatro (4) ejes de acción:
Adicionalmente, se rige por principios orientadores como prevención, precaución y no pérdida neta.
Respecto a la jerarquía de la mitigación, esta tiene como propósito prevenir, evitar, mitigar y compensar los potenciales impactos residuales.
Soluciones basadas en la naturaleza como las ecorreservas proyectos de soluciones naturales del clima y acciones de restauración y conservación, buscan generar impactos positivos de la mano de las comunidades locales y responder a desafíos sociales y ambientales como cambio climático, seguridad hídrica, riesgos de desastres y pérdida de biodiversidad.
En la hoja de ruta establecida para este elemento material se definen metas, indicadores e hitos para alcanzar en el corto, mediano y largo plazo. Según su relevancia, algunos hitos se incluyen en el TBG.
Respecto de las inversiones obligatorias, se definen indicadores específicos como parte de planes de compensación e inversión del 1%, aprobados por la autoridad ambiental para medir el impacto en la conectividad y en las especies presentes en las áreas de trabajo. De igual manera, para las iniciativas voluntarias (TNC, WCS, Fondo Acción, Fundación Natura y Cataruben) se mide la captura de carbono y los co-beneficios sociales de los proyectos.
Sobre los impactos, se monitorean indicadores como hectáreas intervenidas, volumen de aprovechamiento forestal, afectación de especies en la lista roja de la UICN y derrames con afectación a flora y fauna, principalmente.
En 2022 se realizaron 1,309 monitoreos de biodiversidad y se cuenta en el SIB-GIF con 199,987,209,642 registros biológicos.
Metas y proyectos
de corto, mediano y largo plazo
| Metas | |||
|---|---|---|---|
| Hito | Meta 2023 | Meta 2025 | Meta 2030 |
| Árboles apoyados, sembrados y/o entregados acumulados | 6 millones | 8 millones | 12 millones |
| Ecorreservas acumuladas | 20 ecorreservas | 25 ecorreservas | 50 ecorreservas |
| Hectáreas conservadas y/o en proceso de restauración | 20,000 ha | 25,000 ha | 30,000 ha |
| Habilitación MtCO2 acumuladas con proyectos de soluciones naturales del clima | 0.019 MtCO2 | – | 2-4 MtCO2 |
Mantener 15 especies silvestres conservadas en 3 paisajes
Principales logros de la gestión de la hoja
de ruta de biodiversidad y servicios ecosistémicos
Seis (6) proyectos de SNC con TNC, WCS, Fondo Acción, F. Natura, Cataruben y Conexión Jaguar (ISA), con el potencial de habilitar 0.9 MtCO2e en 2025.
Distinción del Pacto Global Red Colombiana como una de las empresas con mayor aporte a los ODS.
6,509,818 árboles 2018-2022 sembrados/entregados.
239 familias beneficiadas de los proyectos voluntarios.
Segunda empresa con mayor cantidad de registros biológicos publicados en el SIB.
500 inscripciones al diplomado en bioeconomía.
10 SBN priorizadas y 50 casos de éxito en la plataforma de SBN.
Una guía de uso sostenible avalada por el MADS.
Catálogo de microorganismos (genómica) con filiación a hidrocarburos y potencial de biorremediación.
Una aplicación digital para el monitoreo comunitario de manglares.
Un laboratorio móvil con alta tecnología para estudios de ecosistemas a escala país.
Una de las redes más avanzadas en eddy covariance y tecnologías ambientales.
Ecorreservas
El Grupo Ecopetrol creó la red de ecorreservas que son “áreas delimitadas geográficamente, propiedad de las empresas del Grupo Ecopetrol, que voluntariamente se destina en parte o completamente a la conservación de la biodiversidad y la oferta de servicios ecosistémicos, sin limitar su vocación productiva y exploratoria”. La red cuenta actualmente con 15 ecorreservas, con un área total de aproximadamente 15,085 hectáreas.
De las primeras 15 ecorreservas designadas hasta 2021, en seis (6), que totalizan 11,935 hectáreas, se cuenta con planes de biodiversidad y fortalecimiento elaborados por medio del convenio FIBRAS con el Instituto Humboldt y se prevé lanzar la implementación de las actividades planteadas, priorizando la protección de los valores objeto de conservación (VOC) identificados.
Las ecorreservas son iniciativas voluntarias, de origen privado y que se espera estimulen a otros sectores de la economía a participar en este tipo de mecanismos de conservación basados en áreas, como parte de la estrategia ambiental que mejore la conectividad, la biodiversidad y los servicios ecosistémicos en general.
Resiliencia socioecológica
Se desarrolló una novedosa herramienta (modelo conceptual y aplicación web) en equipo con el Instituto Humboldt (convenio FIBRAS), que ayudará a entender mejor la resiliencia socioecológica en las áreas en donde tiene presencia Ecopetrol, a través de un modelo dinámico que simula el funcionamiento del sistema frente a diferentes impactos generados por actividades productivas que se desarrollan en el territorio y sobre las cuales se puede establecer una tendencia en el tiempo. La herramienta permitirá obtener indicadores y entender los límites de intervención en los territorios, sin alterar su equilibrio.
La herramienta integra ocho (8) módulos que reúnen los componentes socioambientales presentes en el entorno: coberturas, agua, variables abióticas, disponibilidad de hábitat, diversidad y redundancia, conflictos socioambientales, diversidad de actividades productivas y salud. Los módulos son conceptualizaciones representadas en ecuaciones diferenciales (modelo matemático), que permiten simular el funcionamiento del sistema y modelar la tendencia de las propiedades que generan resiliencia, sobre los potenciales impactos que se puedan presentar en el tiempo.
La información de entrada del modelo proviene de los estudios de impacto ambiental (EIA), los informes de cumplimento ambiental (ICA), informes de monitoreo, entre otros.
La herramienta consta de dos componentes:
- 1) un conjunto de servicios web que recibe los datos de entrada y emite los datos de salida.
- 2) un simulador que contiene un modelo matemático organizado en módulos, y que genera, a partir de unos datos de entrada, series de tiempo para las variables asociadas a la resiliencia.
Actualmente se adelanta la implementación de un caso de estudio articulado con el piloto de TNFD y su proceso de evaluación de riesgos y oportunidades asociados con la naturaleza, metodología LEAP (Localizar, Evaluar, Asesorar, Preparar).
Durante 2022 se realizaron acciones relacionadas a la genómica, biomonitores y biomodelos en los cuales se podrá encontrar más información en la página web de Ecopetrol/Sección Ambiental/Biodiversidad.
Con TNC, se publicó la Guía de uso sostenible para compensaciones bióticas e inversión del 1%, que contó con el aval del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible.
Entrenamiento, desarrollo de capacidades y talleres del conocimiento
Se inició el diplomado “Conservación, manejo de la biodiversidad y bioeconomía sostenible”, resultado de un esfuerzo conjunto entre Ecopetrol, la Pontificia Universidad Javeriana y el Instituto Humboldt, con 500 participantes. El objetivo del diplomado es brindar herramientas conceptuales y prácticas que permitan fortalecer habilidades para optimizar procesos dentro de las organizaciones e impulsar la transición hacia la sostenibilidad en el país, así como el posicionamiento de la biodiversidad y sus servicios ecosistémicos como una alternativa económica.
Espacios de formación: diplomado, denominado “Soluciones basadas en la naturaleza”, como una herramienta para la gestión integral del territorio y una serie de webinars llamados “Un café por el territorio”, con el tema “Hablemos de conservación y herramientas para la gestión territorial”.
El Pacto Orinoquía Sostenible, del cual hace parte Ecopetrol, logra consolidar una visión y esfuerzo conjunto entre el sector ambiental y los principales sectores productivos de la región, alrededor de intereses comunes que favorecen el equilibrio entre el uso productivo y la conservación de los servicios ecosistémicos.
Con TNC, se publicó la Guía de uso sostenible para compensaciones bióticas e inversión del 1%, que contó con el aval del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. También se diseñó y publicó la plataforma de soluciones basadas en naturaleza que tiene el paso a paso para la gestión de 10 SBN priorizadas.
(GRI 304-2, 11-4-3) (WEF 9)
Naturaleza de los impactos significativos
directos e indirectos en la biodiversidad
La actividad de hidrocarburos en Colombia se realiza bajo un proceso de zonificación ambiental que aplica la jerarquía de la mitigación, evitando, minimizando y corrigendo los impactos en la biodiversidad, y compensando los residuales, de conformidad con el marco normativo vigente.
Los principales impactos son:
La construcción o el uso de plantas de fabricación, minas e infraestructuras de transporte.
Aprovechamiento forestal de 479.16 m3 de madera, actividades que cuentan con permisos de aprovechamiento por parte de la autoridad ambiental.
La contaminación generada por incidentes operacionales mayores a un barril, que llevaron a la afectación de especies de fauna y flora, para lo cual se activaron los debidos protocolos de respuesta, atención y limpieza.
La extensión de las zonas impactadas es de 7.55 ha.
(GRI 304-2, 11-4-3) (WEF 9)
Impactos positivos y negativos significativos
directos e indirectos en la biodiversidad
La actividad de hidrocarburos en Colombia se realiza bajo un proceso de zonificación ambiental que aplica la jerarquía de la mitigación, evitando, minimizando y corrigendo los impactos en la biodiversidad, y compensando los residuales, de conformidad con el marco normativo vigente.
Los principales impactos son:
Positivos
En el cumplimiento de las obligaciones de compensación ambiental e inversión de no menos del 1% por el uso de agua de fuentes naturales, se busca la conservación de la biodiversidad y sus servicios ecosistémicos en núcleos de biodiversidad con la suscripción de acuerdos voluntarios de conservación, la adquisición de predios para conservación y acciones de restauración de ecosistemas.
Se intervinieron un total de 7.55 ha y el aprovechamiento forestal de 479.16 m3 de madera (equivalente al 14.19% del volumen de una piscina olímpica), en su mayoría de árboles aislados.
Se gestionaron 469 acuerdos voluntarios de conservación para el cumplimiento de obligaciones ambientales en 5,094.7 ha. La sostenibilidad de estas acciones permitirá generar impactos positivos en la biodiversidad local y regional y mejorar las prácticas productivas de las comunidades involucradas.
Se realizaron 198 diagnósticos de viabilidad en la planeación de proyectos y operaciones; 21 estudios ambientales para proyectos exploratorios y de producción, que incluyeron la caracterización biótica de las áreas de influencia; 109 fichas de manejo ambiental asociadas preservación de la cobertura vegetal y protección de la biodiversidad y se monitorearon 71 parcelas de flora arbórea.
Se tomaron 129 registros de muestras de flora epifita, 239 muestreos de fauna y 577 puntos de muestreo hidrobiológicos.
Negativos
El plan de recuperación del incidente de Lisama 158 ocurrido en 2018, presenta un avance del 93.7%, quedando pendientes acciones para el inicio de la rehabilitación de 103 ha de cobertura vegetal. Se estima finalizar actividades de mantenimiento, seguimiento y monitoreo de la rehabilitación en diciembre de 2025, para cierre y verificación por la ANLA.
El cambio de uso de suelo es uno de los impactos de los proyectos y operaciones de la Compañía.
Se presentaron tres (3) incidentes operacionales mayores a un barril que suman 64 barriles derramados con afectación en cuerpos hídricos y/o vegetación. En todos los casos, se atendieron de acuerdo con lo establecido en los planes de emergencia y contingencia, realizando la debida limpieza de los cuerpos de agua y la remediación a la flora y la fauna. Las especies afectadas fueron peces: dos (2) especies vulnerables (VU) y 23 en preocupación menor (LC) de acuerdo con la clasificación vigente de la lista roja de IUCN.
(SASB EM-EP-140a.1) (SFC XVI) (TCFD M-1.1)
| Reservas probadas y probables respecto a sitios protegidos para preservar la biodiversidad | Unidad de medida | 2022 |
|---|---|---|
| Cantidad de reservas probadas ubicadas en áreas ya sea con estado de conservación protegido o en áreas de hábitat de especies en peligro | # | 4,857 |
| Cantidad total de reservas probadas | # | 1,680,555 |
| Porcentaje de reservas probadas netas ubicadas en sitios con estado de conservación protegido o en áreas de hábitat de especies en peligro de extinción | % | 0.289 |
| Cantidad de reservas probables ubicadas en áreas ya sea con estado de conservación protegido o en áreas de hábitat de especies en peligro | # | 3,132 |
| Cantidad total de reservas probables | # | 425,682 |
| Porcentaje de reservas probadas netas ubicadas en sitios con estado de conservación protegido o en áreas de hábitat de especies en peligro de extinción | % | 0.736 |
Medidas adoptadas
para la gestión de los impactos
En la planeación de los proyectos y operaciones en territorio, Ecopetrol implementa la jerarquía de la mitigación para evitar, minimizar, recuperar, restaurar o compensar los impactos residuales en la biodiversidad, de conformidad con la legislación colombiana. En la licencia ambiental para la actividad de hidrocarburos, se identifican áreas de importancia biológica, se realiza un proceso de zonificación ambiental para excluir de la operación las que tengan importantes atributos medioambientales.
Para evitar los impactos en la biodiversidad, la mayoría de las acciones de Ecopetrol se realizan en áreas transformadas. Los impactos se minimizan y recuperan a través de las acciones previstas en las fichas de manejo. Finalmente, los impactos residuales se compensan con la implementación del manual de compensaciones bióticas vigente. Todo lo anterior acompañado por los programas de monitoreo, planteados y validados por las autoridades ambientales competentes.
Las principales líneas de acción para las compensaciones ambientales obligatorias incluyen: suscripción de acuerdos de conservación, la compra de predios en áreas estratégicas para la conservación, reforestación protectora y restauración según el Plan Nacional de Restauración.
Jerarquía de la mitigación
Las medidas adoptadas a través de las fichas de manejo de fauna y flora de los instrumentos ambientales incluyen entre otras: manejo de suelos y de coberturas vegetales, flora y descapote, protección y conservación de hábitats, ecosistemas estratégicos y áreas protegidas, revegetalización y/o reforestación, manejo del recurso hídrico e hidrobiológico, conservación de flora y compensación.
En 2022, se actualizó el lineamiento de diagnóstico de viabilidad ambiental, con el fin de incorporar la evaluación de los impactos asociados a pilares estratégicos en la etapa temprana de los proyectos con base en la jerarquía de la mitigación, incorporando medidas tempranas de prevención y minimización de potenciales impactos y riesgos ambientales.
Soluciones basadas
en la naturaleza (SbN)
Proyectos e iniciativas en curso:
- Proyecto Vida Silvestre (PVS) – Magdalena Medio, Orinoquía y Putumayo: iniciativa con Wildlife Conservation Society – WCS y Fondo para la Acción Ambiental y la Niñez. PVS busca afrontar el reto de conservación de 15 especies silvestres amenazadas, con la meta de lograr la preservación de la diversidad y generar beneficios a las comunidades humanas.
- Proyecto CO2 Humedales Magdalena Medio: iniciativa con Fundación Natura que busca conservar y restaurar ecosistemas tropicales de bosques y humedales de agua dulce, formulando e implementando acciones para la mitigación de GEI generadas por la degradación de estos ecosistemas.
- Conservación y Conectividad de los Bosques y Humedales del DRMI Ciénagas de Barbacoas: a través de esta iniciativa del Programa Conexión Jaguar de ISA, se busca la conservación y conectividad de los bosques y humedales de esta zona.
- Protocolo de monitoreo de carbono – The Nature Conservancy (TNC): plan de siembra de 250,000 árboles nativos en los departamentos del Meta y Caquetá. Estrategia de monitoreo del material vegetal sembrado para estimar la absorción de carbono asociada al proceso de restauración.
- Convenio CO2 Orinoco – Carbono del Orinoco: iniciativa con Cataruben, el proyecto busca prevenir la transformación, deforestación y degradación de los ecosistemas y la generación de emisiones de GEI en la altillanura de la Orinoquía.
- Convenio Marco Ecopetrol – Fondo Acción: busca fortalecer el proceso de gestión de proyectos en SNC, con enfoque en carbono verde y azul, en el territorio nacional.
- Convenio FIBRAS Esencia y territorio con el Instituto Alexander von Humboldt (IAvH): busca la planificación y gestión de la biodiversidad, bajo criterios de desarrollo sostenible, y sus contribuciones al bienestar. Componentes: Ecorreservas, Resiliencia, Monitoreo, Uso de la biodiversidad y Generación de conocimiento.
- Convenio Ecorreservas con IAvH, Cenit, Oleoducto Bicentenario y Ecopetrol, para atender la elaboración de los instrumentos de gestión de cuatro (4) ecorreservas y hacer el análisis de nuevas oportunidades.
- Estudio de sumideros de carbono con el Instituto Colombiano de Petróleo (ICP): desarrollo de productos y soluciones de tecnología que permitan potenciar la captura de carbono y servicios ecosistémicos atribuibles a soluciones naturales del clima.
Seguimiento de la eficacia
de las medidas adoptadas
Con el propósito de hacer seguimiento a la eficacia de las medidas adoptadas en los diferentes enfoques de la gestión de la biodiversidad, se realizan evaluaciones periódicas de los avances de cada una de las iniciativas en curso. Se cuenta con tableros de gestión internos, en los que se reportan mensualmente los principales hitos y factores de éxito asociados a cada uno de los ejes estratégicos del pilar de biodiversidad.
Para evaluar la eficacia de los planes de compensación ambiental y el cumplimiento de otras obligaciones ambientales, se plantean indicadores de seguimiento, los cuales son presentados a través de los Informes de Cumplimiento Ambiental (ICAs) y evaluados por las autoridades ambientales.
Las alianzas estratégicas son revisadas de manera mensual, identificando los avances técnicos y financieros, además de revisar posibles riesgos en la ejecución. Adicionalmente, al finalizar el año, se solicita un reporte de los principales logros de cada proyecto, dejando la información pública a través de la página web de Ecopetrol.
Lecciones aprendidas e incorporación a las políticas
y los procedimientos operativos de la Compañía
Ecopetrol ha identificado un riesgo operacional asociado a la inadecuada gestión frente al cambio climático y el agua. Por lo tanto, se determinó como medida de mitigación la implementación de proyectos y soluciones basadas en la naturaleza (SbN), para apoyar el cumplimiento de la meta de reducción de emisiones de GEI a mediano y largo plazo y la disponibilidad de recursos.
Durante 2022, se trabajó en la incorporación a las políticas y procedimientos operativos, la estandarización de las hojas de vida de los indicadores, tanto para acciones voluntarias como obligatorias.
Por otra parte, se realizaron dos (2) jornadas de trabajo con aliados para socialización de lecciones aprendidas en el marco de las actividades propias de cada proyecto. Igualmente, se ha tenido una participación en la construcción del marco metodológico de identificación de riesgos y oportunidades del TNFD. En este sentido, se avanzó en la construcción de una herramienta de resiliencia y se inició un proceso de consultoría para la gestión del capital natural. Se trabajó también en conjunto con 1t.org para la definición del primer reporte de avance.
Finalmente, se trabajó en la gestión del conocimiento y cultura de la biodiversidad, a través de las diferentes alianzas estratégicas. Se elaboraron nueve (9) cuadernillos de monitoreo de la biodiversidad, expediciones de genómica entre otros, más de 209,642 registros en GBIF y SIB los cuales han sido usados en 168 artículos científicos. 500 personas están haciendo un diplomado virtual y gratuito sobre bioeconomía y fueron publicados dos (2) nuevos libros sobre biodiversidad.
¿Cómo participan los grupos de interés en la adopción de medidas
para gestionar la biodiversidad?
Desde 2019 se promueve un acuerdo programático con el MADS, con el fin de fortalecer el desarrollo sostenible del país en temas como cambio climático, recurso hídrico, economía circular y biodiversidad. Este acuerdo se encuentra en proceso de refrendarse. Adicionalmente, con institutos y sistemas nacionales ambientales se tienen convenios de colaboración, para apalancar su gestión alrededor de este elemento material.
Miembros de las comunidades aledañas son usualmente vinculados a los proyectos que se desarrollan en materia de biodiversidad, generándoles beneficios sociales y económicos, sin que directamente estén relacionados con las actividades tradicionales de la industria petrolera.
Con el GI empleados se ha buscado fortalecer la cultura en biodiversidad, a través de herramientas de formación útiles para sensibilizarlos y generar mayor conocimiento sobre la relevancia del tema en las actividades de la Compañía.
En cuanto a la cadena de abastecimiento, en 2022 se trabajó en la construcción de una primera propuesta de clausulado verde sobre el uso de madera legal, la cual se encuentra alineada con el “Pacto intersectorial por la madera legal en Colombia”, y está en evaluación para su incorporación efectiva en los contratos.
Para conocer más sobre el elemento material Biodiversidad y servicios ecosistémicos, visite la página web de Ecopetrol, dando clic aquí.
(GRI 304-1,11-4-2) (WEF 9)
Centros de operaciones ubicados dentro
de o junto a áreas protegidas o zonas de gran
valor para la biodiversidad fuera de áreas protegidas
Para 2022, Ecopetrol no reporta operaciones en zonas protegidas (categorías I a IV de la IUCN).
| Indicar la siguiente información relacionada con las áreas protegidas o restauradas de los hábitats (voluntario) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Criterio | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
| Árboles sembrados o aportados a comunidades, autoridades ambientales o gobiernos locales | # | 138,620 | 462,449 | 367,276 | 367,215 |
| Viveros establecidos | # | 8 | 22 | 22 | 29 |
| Plántulas producidas en viveros | # | 9,000 | 90,724 | 92,868 | 116,039 |
| Áreas sembradas o en procesos de restauración | ha | 3,976 | 3,201 | 2,772 | 35 |
| Cantidad de nacimientos de agua protegidos | # | NA | NA | NA | 26 |
| Acuerdos de conservación suscritos | # | 60 | 23 | 21 | 156 |
| Hectáreas en acuerdos de conservación gestionados | ha | 14,127 | 14,048 | 314 | 17,879 |
| Área en sistemas silvopastoriles | ha | NA | NA | NA | NA |
| Área en sistemas agroforestales | ha | NA | NA | NA | NA |
| Estufas ecoeficientes establecidas | # | NA | NA | NA | NA |
| Áreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | # | 15 | 15 | 15 | 16 |
| Hectáreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | ha | 17,675 | 17,675 | 17,675 | 17,720 |
| Hogares ecológicos | # | NA | NA | NA | NA |
| Sistemas fotovoltaicos | # | NA | NA | NA | 5 |
| Apiarios – Meliponarios | # | NA | NA | NA | NA |
| Subzonas hidrográficas intervenidas | # | NA | NA | NA | 16 |
| Kms de cuerpos de aguas protegidos | km | NA | NA | NA | 65 |
| Estaciones hidrometeorológicas nuevas o fortalecidas | # | NA | NA | NA | NA |
| Especies silvestres amenazadas en procesos de conservación | # | 15 | 15 | 15 | 15 |
| Cantidad de ecorreservas | # | 2 | 6 | 15 | 15 |
| Hectáreas de la red de ecorreservas | ha | 414 | 11,906 | 15,085 | 15,085 |
| Árboles sembrados o aportados a comunidades, autoridades ambientales o gobiernos locales | # | 442,350 | 220,605 | 67,470 | 248,377 |
| Viveros establecidos | # | NA | NA | 2 | 3 |
| Plántulas producidas en viveros | # | NA | NA | 21,122 | 39,442 |
| Áreas sembradas o en procesos de restauración | ha | NA | 5,438 | 5,549 | 230,2 |
| Cantidad de nacimientos de agua protegidos | # | 2 | 92 | NA | 89 |
| Acuerdos de conservación suscritos | # | NA | 29 | 161 | 469 |
| Hectáreas en acuerdos de conservación gestionados | ha | NA | 2,045 | 2,297 | 5,094.7 |
| Área en sistemas silvopastoriles | ha | 100 | NA | 34 | 37.8 |
| Área en sistemas agroforestales | ha | 181 | 204 | 22 | 71.73 |
| Estufas ecoeficientes establecidas | # | 72 | NA | 5 | 55 |
| Áreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | # | NA | NA | NA | NA |
| Hectáreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | ha | NA | NA | NA | NA |
| Hogares ecológicos | # | NA | NA | NA | NA |
| Sistemas fotovoltaicos | # | 20 | NA | NA | 5 |
| Apiarios – Meliponarios | # | NA | NA | NA | NA |
| Subzonas hidrográficas intervenidas | # | 5 | 2 | 7 | 16 |
| Kms de cuerpos de aguas protegidos | km | 10 | 22 | 31 | 26 |
| Estaciones hidrometeorológicas nuevas o fortalecidas | # | NA | NA | NA | 0 |
| Especies silvestres amenazadas en procesos de conservación | # | NA | NA | NA | NA |
| Cantidad de ecorreservas | # | NA | NA | NA | NA |
| Hectáreas de la red de ecorreservas | ha | NA | NA | NA | NA |
| Árboles sembrados o aportados a comunidades, autoridades ambientales o gobiernos locales | # | 580,970 | 682,054 | 434,746 | 615,592 |
| Viveros establecidos | # | 8 | 22 | 24 | 32 |
| Plántulas producidas en viveros | # | 9,000 | 90,724 | 113,990 | 155,481 |
| Áreas sembradas o en procesos de restauración | ha | 3,976 | 8,640 | 8,321 | 265.2 |
| Cantidad de nacimientos de agua protegidos | # | 2 | 92 | 0 | 115 |
| Acuerdos de conservación suscritos | # | 60 | 52 | 182 | 625 |
| Hectáreas en acuerdos de conservación gestionados | ha | 14,128 | 16,093 | 2,611 | 22,973.7 |
| Área en sistemas silvopastoriles | ha | 100 | NA | 34 | 37,8 |
| Área en sistemas agroforestales | ha | 181 | 204 | 22 | 71,73 |
| Estufas ecoeficientes establecidas | # | 72 | NA | 5 | 55 |
| Áreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | # | 15 | 15 | 15 | 16 |
| Hectáreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | ha | 17,675 | 17,675 | 17,675 | 17,720 |
| Hogares ecológicos | # | NA | NA | 0 | 0 |
| Sistemas fotovoltaicos | # | 20 | NA | 0 | 10 |
| Apiarios – Meliponarios | # | NA | NA | 0 | 0 |
| Subzonas hidrográficas intervenidas | # | 5 | 2 | 7 | 32 |
| Kilómetros de cuerpos de aguas protegidos | km | 10 | 22 | 31 | 91 |
| Estaciones hidrometeorológicas nuevas o fortalecidas | # | NA | NA | 0 | 1 |
| Especies silvestres amenazadas en procesos de conservación | # | 15 | 15 | 15 | 15 |
| Cantidad de ecorreservas | # | 2 | 6 | 15 | 15 |
| Hectáreas de la red de ecorreservas | ha | 414 | 11,906 | 15,085 | 15,085 |
Nota: Los datos reportados en la tabla n.º 65 corresponden a cifras de ejecución cerradas al año, las áreas con acciones de conservación, restauración y protección continúan en proceso. Para el indicador GRI 304-3, solamente se toman en consideración los criterios cuya unidad de medida es en áreas (ha).
La siembra de árboles del Grupo Ecopetrol se enmarca en la designación de la década de la restauración (2021-2030) declarada por las Naciones Unidas, las cuales se realizan a través de: siembra de especies nativas en el cumplimiento de obligaciones ambientales y con recursos voluntarios de los negocios, generación de alianzas con corporaciones, alcaldías, gobernaciones y comunidades, para la siembra de árboles nativos en áreas estratégicas y/o entregando árboles que vienen de viveros que tiene Ecopetrol GE de manera directa o en alianzas con ONG, corporaciones, alcaldías, gobernaciones y comunidades.
Las metodologías implementadas para las acciones de conservación y restauración dependen del tipo de acción y se basan en las previstas en documentos oficiales como el Plan Nacional de Restauración, Guías técnicas del Ministerio de Ambiente, TNC, WCS, Instituto Alexander von Humboldt, UICN, especificaciones técnicas de ANLA y de autoridades ambientales regionales y locales, entre otras.
Las áreas protegidas o restauradas por parte de Ecopetrol se encuentran ubicadas en el territorio nacional ubicadas en las áreas de influencia operativas y de proyectos.
En el cumplimiento de obligaciones ambientales de compensación e inversión de 1% durante 2022 se conservaron 687 ha, se implementaron modelos de restauración en 317 ha y de reforestación en 185 ha.
| Especies | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Peligro crítico | # | 1 | 0 |
| Peligro | # | 1 | 0 |
| Vulnerables | # | 2 | 2 |
| Casi amenazadas | # | 2 | 0 |
| Preocupación menor | # | 1 | 23 |
De las especies reportadas, en total son 25:
Dos (2) especies vulnerables (VU), cinco (5) individuos de fauna de las especies oso palmero (Myrmecophaga tridactyla) y mono zocay (Plecturocebus ornatus).
23 preocupación menor (LC).
60 individuos de fauna.
32 individuos de flora.
Hoja de ruta
Economía circular
Elemento
material excepcional
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Proveedores | Toda la Compañía | Upstream |
| Asociados y socios | Midstream | |
| Clientes | Downstream | |
| Empleados | Comercial | |
| Inversionistas | ||
| Estado | ||
| Sociedad y comunidad |
¿Por qué el elemento es material?
La emisión de GEI, incluido el metano, y su efecto en el aumento de la temperatura global, es considerado un impacto negativo, debido a los cambios que producen en las condiciones climáticas a largo plazo, reflejadas en la ocurrencia de eventos climáticos extremos (inundaciones y sequías), que afectan principalmente a las poblaciones más vulnerables. Por otra parte, los impactos sobre el uso y aprovechamiento de los recursos hídricos pueden estar relacionados con la afectación a la oferta hídrica de la cuenca y los vertimientos podrían generar un cambio en la calidad de los cuerpos de agua superficiales y subterráneos. Todo ello puede generar impactos en derechos tales como el medio ambiente sano, el acceso al agua y la seguridad personal y el desarrollo.
Las operaciones que realiza la Compañía en las actividades de producción, transporte, refinación y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, tienen un impacto sobre cambio climático o en el consumo y calidad del agua.
La economía circular es un habilitador transversal que contribuye al cumplimiento de metas asociadas a la transición energética, a la de cero emisiones netas de carbono, a la disminución de la huella del agua, cierre del ciclo de materiales y residuos y la gestión del capital natural. Este elemento permite generar oportunidades de crecimiento, innovación, generación de empleo y conservación de la biodiversidad y los servicios ecosistémicos.
Teniendo en cuenta esto y su importancia para los GI, Economía circular es un elemento destacado para Grupo Ecopetrol.
La implementación del modelo de economía circular le permite a la Compañía:
1
Promover la eficacia en el uso de materiales, agua, energía y la capacidad de recuperación de los ecosistemas.
2
Fomentar la identificación de iniciativas para el desarrollo de nuevos modelos de negocio con beneficios económicos, ambientales y sociales.
3
Impulsar la innovación, tecnología e investigación en nuevos productos y servicios.
La economía circular como habilitador transversal tiene impactos reales y potenciales, así como negativos y positivos:
Impactos reales positivos:
- Generación de conocimiento para la creación de nuevos modelos de negocios en los productos que se ofrecen, por ejemplo, la aplicación de mezcla asfáltica con plástico reciclado para la pavimentación en vías.
- Avances en investigación: por ejemplo, para darle uso a los residuos de lodos aceitosos como ligantes asfalticos para vías de bajo tránsito.
- Menor uso de agua fresca natural, gracias a las iniciativas de reúso y reutilización de agua.
- Cumplimiento de las metas anuales de reducción de emisiones.
- Generación de competencias en profesionales del Grupo Ecopetrol para la implementación de iniciativas circulares, a través del programa de competencias de la Universidad Corporativa.
- Fortalecimiento de sistemas productivos (cacao, café, lácteos, avícola, etc.) mediante estrategias circulares que permiten el uso de los subproductos.
Impactos potenciales positivos:
- Creación de nuevos modelos de negocios que aporte a la transición energética y a la simbiosis industrial, permitiendo calcular beneficios de triple impacto (sociales, ambientales y económicos) de las iniciativas implementadas.
- Para alcanzar la meta de agua neutralidad a 2045, Ecopetrol reducirá el 66% de la captación de agua fresca para uso industrial (frente a 2019), tendrá cero vertimientos de aguas residuales industriales a cuerpos de agua fresca, y compensará el 34% del consumo de agua remanente.
- Cero emisiones netas a 2050 y reducción del 25% a 2030 (Alcances 1 y 2).
- Niveles de transparencia superior al certificarse en buenas prácticas en economía circular.
Impactos potenciales negativos:
- Materiales listados internacionalmente con futuras indisponibilidades, afectando las metas en SosTECnibilidad® y operatividad, definidas por la Compañía.
- Disrupciones logísticas (demora en tránsito de materiales por cierre de vías, puertos y aeropuertos, así como incremento en fletes, congestiones en puertos, precio de combustibles, trámites aduaneros).
Políticas y compromisos
Economía circular ha sido considerado en la Estrategia 2040, en el propulsor Generar valor con SosTECnibilidad® y la estrategia ambiental, como un pilar estratégico, que busca fomentar las mejores prácticas de la industria en esta materia para asegurar la competitividad, así como un habilitador transversal de las metas.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
La hoja de ruta definida para este elemento contempla cinco (5) líneas de acción:
01
Fortalecimiento de competencias y generación de conocimiento: busca crear las competencias necesarias y fortalecer la cultura para impulsar modelos de economía circular para el Grupo Ecopetrol.
02
Banco de iniciativas circulares: consiste en la identificación y seguimiento de las iniciativas circulares del Grupo Ecopetrol.
03
Incorporación de criterios de circularidad en procedimientos operativos, financieros, comerciales y de abastecimiento.
04
Circularidad en la cadena de abastecimiento: tiene como propósito impulsar iniciativas circulares en la compra de bienes y servicios y en el relacionamiento con proveedores.
05
Métricas de circularidad: en este campo se desarrollan los parámetros cuantitativos y cualitativos para medir el avance respecto a la circularidad del Grupo Ecopetrol.
¿Cómo se evalúa el elemento material?
Como parte de la hoja de ruta se establecen metas, indicadores de gestión e hitos para en el corto, mediano y largo plazo. Según su relevancia, algunos se incluyen en las diferentes instancias que define el sistema de gestión HSE, tales como: seguimiento a la actualización del banco de iniciativas circulares, el cual permite monitorear su estado de avance e implementación en las diferentes áreas de la Compañía.
1
Cálculo de beneficios sociales, ambientales y económicos de iniciativas circulares implementadas.
2
Medición de participación de profesionales en cursos que aportan al fortalecimiento de competencias.
3
Medición de métricas de circularidad cualitativas y cuantitativas, para establecer el nivel de madurez de la Compañía en relación con esta temática. El seguimiento se hace mensualmente en los Comités de HSE y las vicepresidencias de los diferentes segmentos de negocio del Grupo Ecopetrol.
Metas y proyectos
de corto, mediano y largo plazo
Corto plazo
Cálculo de beneficios ambientales, sociales y económicos para el 100% de las iniciativas implementadas.
Implementación de 100% de casos de negocios circulares y de simbiosis industrial priorizados.
Establecimiento de medición cualitativa y cuantitativa de economía circular.
Incorporación de criterios circulares en procedimientos operativos, comerciales, financieros y de abastecimiento.
Mediano plazo
Implementación de 100% de casos de negocios circulares y de simbiosis industrial priorizados.
Fortalecimiento de competencias a nivel básico al 100% en población seleccionada.
Largo plazo
Implementación del 100% de casos de negocios circulares y de simbiosis industrial priorizados.
Sustitución de materias primas nuevas por secundarias
o renovables.
Fortalecimiento de competencias
a nivel avanzado en población seleccionada.
(GRI 3-3-e) (WEF 12E,13E)
Principales logros de la gestión de la hoja
de ruta de economía circular
En el curso de economía circular se capacitaron 4,194 funcionarios de Ecopetrol a nivel básico, 153 hicieron el nivel intermedio y 33 finalizaron el nivel avanzado.
A la fecha se cuenta con 342 iniciativas circulares, el 45% de ellas relacionadas con descarbonización, el 32% en residuos, 15% en agua, 6% en materiales y 2% biodiversidad y eficiencia energética. El avance en su implementación indica que 24% de ellas están en ejecución, 18% en planeación, 7% en investigación, 21% implementadas y 23% continúan en ideación.
Se identificaron tres (3) oportunidades de negocios de simbiosis industrial con el sector de la construcción en conjunto con la ACP para el aprovechamiento de residuos.
Iniciaron siete (7) análisis de ciclo de vida entre residuos y productos que permitirán identificar sus impactos y, a largo plazo, contar con declaraciones ambientales de producto.
Se inauguró el Centro de Excelencia para el Relacionamiento entre filiales, segmentos de negocios y socios.
A la fecha se cuenta con 342 iniciativas circulares, el 45% de ellas relacionadas con descarbonización, el 32% en residuos, 15% en agua, 6% en materiales y 2% biodiversidad y eficiencia energética.
Durante 2022 se trabajó activamente en la implementación del modelo de economía circular entre los diferentes segmentos del negocio de hidrocarburos y filiales.
Para mayor información y métricas lo invitamos a consultar la página web, sección Economía circular.
Vicepresidencia
de Desarrollo y Proyectos
Logros
- El 75% de los proyectos en maduración definen prácticas de incremento de valor (PIV) enfocadas en la selección de tecnología y economía circular (a. Gestión de recurso hídrico; b. Alternativas de sustitución, reducción y optimización de materiales, herramientas y equipos en los proyectos; c. Alternativas de recirculación, reúso y disposición final residuos sólidos).
- Se dio aplicación de la guía “Construcción sostenible” para la viabilidad ambiental de uso de materiales sostenibles o prácticas de aprovechamiento de residuos en los proyectos en curso.
- Se calcularon los indicadores de circularidad o beneficios relacionados a la recirculación de agua y reutilización de agua lluvia, así como el uso de residuos de construcción y demolición (RCD), el aprovechamiento de cortes base agua, reciclaje o reutilización de aceite, optimización de tuberías marcos H, entre otros.
- Se calculó el indicador de circularidad para el año 2022 “% material crítico” con la barita, materia prima usada en la perforación de tres (3) pozos en la zona de Piedemonte; el resultado (60.3%), indica que es un material usado en cantidades importantes como material pesante en fluidos pesados. Se inicia la definición de la estrategia al interior de los proyectos para el mapeo de posibles riesgos con el fin de mitigarlos, teniendo en cuenta que la barita se encuentra en listas internacionales de materiales críticos.
Vicepresidencia
de Abastecimiento
Logros
- En el área se valorizaron 34,176,254 kg de residuos que representan ingresos por 47,6 mMCOP, de los cuales el 94% corresponde a residuos ferrosos, que a su vez fueron aprovechados en su totalidad, aumentando en un 9% respecto a 2021. Se transformaron 173,462 kg de residuos ferrosos en 348 racks y 8 cantiléver, con un indicador de circularidad a un 100% y generando costos evitados de 401 MCOP. Se lograron 3,5 mMCOP en costos evitados por ventas de residuos puestos en pie. Mediante el proceso de recompra de equipo de turbo maquinaria con fabricantes, se vendió una (1) unidad para remanufactura, obteniendo ingresos por 3 mMCOP y alargando la vida útil del mismo.
- Se logró el 72% en el indicador de circularidad en materiales en el servicio de alimentación, aumentando en un 3% vs 2021, incrementando las compras de insumos con sello verde y la generación de compostaje con los residuos generados en el servicio de alimentación
- Se redujeron 76,829 tCO2e en la cadena de abastecimiento y servicios, de las cuales el 56% correspondieron a palancas de mitigación gestionadas con aliados como eficiencia energética, incorporación de vehículos de bajas emisiones en la operación e iniciativas circulares. El 44% restante correspondió a compensación de emisiones a través de la adquisición de créditos de carbono por parte de aliados, principalmente en proyectos asociados a soluciones naturales del clima que aportan beneficios sociales para el país
Vicepresidencia
de Producción
Logros
- Se priorizaron 13 iniciativas circulares relacionadas con el aprovechamiento de materiales, reducción de emisiones, generación de energía y reusó de agua.
- Se destaca la puesta en marcha de la planta de tratamiento de agua potable en el río La Colorada en Magdalena Medio, donde los lodos que se generen en dicha planta pueden ser aprovechados en el sector de la construcción o vial y el pronunciamiento positivo de la ANLA para el uso de aceite vegetal en nueve (9) tramos de vías en los campos de la Vicepresidencia de Piedemonte.
Vicepresidencia de Refinación
(incluye Reficar)
Logros
Aprobación por parte del MADS para adelantar las siguientes pruebas tecnológicas:
- Aprovechar lodos aceitosos de la refinería de Barrancabermeja como subproducto en la unidad de fondos de la refinería de Cartagena (para promover el desarrollo de proyectos de simbiosis industrial entre las dos refinerías en los que los RESPEL resultantes de un proceso de producción puedan considerarse subproductos y utilizarse para sustituir una materia prima en otro proceso de producción, si se cumplen ciertas condiciones y criterios ambientales).
- Recuperación de metales de catalizadores gastados que son de interés de otrascadenas productivas.
- Regeneración de catalizadores gastados para recuperar su capacidad catalítica y volver a ser usado en el proceso de origen.
Visión y principales resultados sobre Economía Circular
para Grupo Ecopetrol (Cenit/ISA/Esenttia/Hocol)
| FILIAL | Visión | Materiales y Residuos | Agua | Energía/Descarbonización |
|---|---|---|---|---|
| CENIT | Diseño y desarrollo del Programa Estaciones SosTECnibles |
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| ISA | Promover la implementación de sistemas que contribuyan al mejoramiento continuo, impulsen la ecoeficiencia y el uso sostenible de los servicios ecosistémicos y recursos naturales, potencien los efectos positivos y aseguren el cumplimiento de objetivos y metas de desempeño ambiental. |
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|
| ESENTTIA | Referentes y movilizadores en la formulación e implementación de un modelo de economía circular en la industria del plástico en Latinoamérica. |
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| HOCOL | Economía circular como habilitador que apalanca la ambición de cero emisiones netas de carbono; la transición energética; la gestión eficiente y sostenible de materiales, agua y energía; el retorno responsable y las sinergias que contribuyan al cierre del ciclo de materiales y residuos. |
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Asfalto modificado con plástico reciclado
Objetivo:
- Masificar su uso en las vías del país.
- Productos cada vez más sostenibles.
- Incorporación de procesos de economía circular que aseguren un uso eficiente y responsable de los recursos.
Beneficios:
- Menos plástico que llega a las fuentes hídricas y rellenos sanitarios.
- Fortalecimiento de la cadena de recolección y la labor de los recicladores, al impulsarse el plástico de desecho como un bien que genera valor.
- Sustituye parte de los polímeros importados usados para la modificación del asfalto.
Primera aplicación en El Dorado - Bogotá
Se pavimentó un tramo de 0.5 km con asfalto modificado tipo III, en las inmediaciones de El Dorado, en donde se usaron 125,000 bolsas plásticas.
| Líder de la iniciativa | Ecopetrol |
|---|---|
| Concesionario | OPAIN |
| Constructor | Dromos |
| Proveedor asfalto | Ecopetrol |
| Productor asfalto modificado | MPI – Manufacturas y procesos industriales |
| Proveedor plástico reciclado | Reciclene – Plastilene |
| Longitud | Total 500 m, dividido en 5 tramos de 100 m cada uno |
| Periodo ejecución | Del 9 al 12 de oct/22 |
| Estado de la ejecución y calidad del asfalto | Exitosa |
| Seguimiento | Mensual – Opain |
| Largo – ancho – espesor | 500 m – 3.5 m – 0.06 m |
| Volumen de asfalto | 17 toneladas |
| Volumen de plástico reciclado | 0.17 toneladas |
Primera aplicación en Medellín
Se pavimentó un tramo de 0.5 km con asfalto modificado tipo III, en las inmediaciones de El Dorado, en donde se usaron 125,000 bolsas plásticas.
| Líder de la iniciativa | Ecopetrol |
|---|---|
| Contratante | Alcaldía de Medellín |
| Constructor | Pavimentar |
| Proveedor asfalto | Ecopetrol |
| Productor asfalto modificado | HQ – Humberto Quintero y Cía. |
| Proveedor plástico reciclado | Esenttia |
| Longitud | Largo 220 m, ancho 8 m, espesor 0.6 m |
| Periodo ejecución | 19, 20 y 21 de nov/22 |
| Estado de la ejecución y calidad del asfalto | Exitosa |
| Seguimiento | Mensual – Pavimentar |
| Volumen de asfalto | 34 toneladas |
| Volumen de plástico reciclado | 0.5 toneladas |
Seguimiento de la eficacia de las medidas adoptadas
Teniendo en cuenta que la economía circular es un habilitador para el cumplimiento de las metas asociadas a la transición energética, cero emisiones netas de carbono, a la disminución de la huella del agua, cierre del ciclo de materiales y residuos y la gestión del capital natural, la eficacia de las medidas adoptadas se revisa de acuerdo con lo mencionado en los elementos materiales de cambio climático, gestión integral del agua y biodiversidad, principalmente, teniendo en consideración las metas definidas a corto, mediano y largo plazo, que se describen para este elemento material.
Lecciones aprendidas e incorporación a las políticas
y los procedimientos operativos de la Compañía
Los estándares y normas nacionales e internacionales de organizaciones como WBCDS, Fundación Ellen MacArthur, GRI, Icontec, Sustainalytics, así como las mejores prácticas y las tendencias en circularidad en el sector, han permitido establecer lineamientos y procedimientos internos para que la organización avance en el nivel de madurez en circularidad, entre los cuales se destacan:
Definición de 26 indicadores cuantitativos circulares, con resultados en los indicadores de agua, materiales y materiales criterios en las áreas de proyectos y abastecimiento.
Incorporación y aplicación de criterios circulares en procedimientos operativos como:
- Lineamientos sobre ecodiseños sostenibles en los proyectos de ingeniería.
- Inclusión de circularidad en: diagnósticos de viabilidad ambiental, planes integrados de desarrollo y procedimiento de inversión social.
Desarrollo de visualizadores para el seguimiento a las iniciativas circulares en curso.
Desarrollo de un programa de formación en niveles básicos, medio y avanzando.
Creación del centro de excelencia de esta temática para el trabajo articulado con filiales, segmentos de negocios y socios.
¿Cómo participan los grupos de interés en la adopción
de medidas para gestionar economía circular?
Ecopetrol participa activamente con diferentes organizaciones a nivel nacional e internacional que le permiten conocer y participar de las mejores prácticas disponibles para la implementación de negocios y estrategias circulares. Durante 2022, se trabajó activamente con ACP, IPIECA, Icontec, Invías, y universidades como la Industrial de Santander y los Andes, en la ejecución de convenios, proyectos o procesos normativos.
Sumado a lo anterior, a trabajadores de Ecopetrol y de las filiales se les brindan herramientas de capacitación a través de la Universidad Ecopetrol para fortalecer las competencias en este tema y así implementar con mayor facilidad los principios de la economía circular.
Respecto a comunidades locales, se participó en el programa Protegiendo mi Planeta, capacitando a niñas y niños en prácticas de consumo responsable en la isla de Providencia y en el programa de la Fundación She Is en su proyecto “Ella es astronauta virtual”. En este frente se resalta también el trabajo con los actores de los proyectos de agronegocios sostenibles, el cual busca establecer estrategias y componentes de intervención para implementar soluciones que reduzcan el impacto en los ecosistemas con una vista de circularidad.
Sobre entidades del orden nacional, desde 2019 se cuenta con el MADS y un acuerdo sectorial que tiene priorizada esta temática y que está en proceso de refrendación para alinearlo al Plan Nacional de Desarrollo (2022-2026).
Finalmente, con los proveedores se definen lineamientos y buenas prácticas para la cadena de suministro, que sean reconocidas en productos o servicios innovadores y prácticas destacadas sostenibles.
Nivel de madurez en circularidad
Cualitativo: permite establecer internamente el nivel de madurez de circularidad en una organización, al revisar en qué medida los principios de la economía circular (pensamiento sistémico, innovación, gestión responsable, colaboración, optimización de valor y transparencia), se implementan a través de las decisiones y actividades actuales. Esta medición se realiza utilizando la norma GTC 314:2020, lanzada por Icontec en noviembre de 2020.
Semi cualitativo-cuantitativo: medición externa que reporta información de manera estandarizada y con un puntaje que permite conocer el progreso y saber dónde está la Compañía en la transición hacia una economía circular y compararse con otras empresas. Para hacerlo, se ha seleccionado la herramienta Circulitys desarrollada por la Fundación Ellen MacArthur, pionera en economía circular.
Cuantitativo: marco de indicadores que se basan en una evaluación de los flujos de materiales, con otros indicadores sobre la eficiencia y eficacia de los recursos, inversión económica e incorporación tecnológica en iniciativas circulares. Mezcla de indicadores de acuerdo con diferentes estándares (ej. WBCSD, Ellen MacArthur Foundation, ISO 59020 u otros).
La GTC es una guía reconocida a nivel nacional desde noviembre de 2020, como herramienta de autoevaluación para que las organizaciones establezcan el nivel interno de madurez de circularidad al revisar en qué medida los principios (pensamiento sistémico, innovación, gestión responsable, colaboración, optimización de valor y transparencia), se implementan a través de las decisiones y actividades actuales. Ese nivel de madurez está descrito en cinco (5) niveles, de cero a cuatro: inmaduro, básico, en proceso de mejoras, comprometido y óptimo.
26 Nivel 1: funcionarios que han finalizado el curso virtual básico de economía virtual.
27 Nivel 2: front o delegados de cada vicepresidencia en economía circular, a quienes se les realizará una entrevista.
(GRI 305-1, 305-2, 305-3, 11-1-5, 11-1-6, 11-1-7) (WEF 7,7E) (TCFD M1.2.1)
| Año | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|
| Nivel de madurez | – | – | 3 | 3 |
Durante la segunda medición cualitativa, Ecopetrol mantuvo su calificación en el nivel 3, evidenciando que es una empresa comprometida con la circularidad. Esto quiere decir que avanza hacia un modo de operación más circular y sostenible implementando los principios de economía circular con los siguientes resultados:
02
El pensamiento sistémico es entendido y se mantienen las acciones que impulsan la innovación y la tecnología.
02
Se evidencia conciencia sobre la gestión responsable, más allá del cumplimiento legal y un trabajo colaborativo.
03
Se fortaleció durante el año lo relacionado a optimización de valor y percepción de transparencia.
04
Se ejecutaron acciones focales que impulsan la innovación y tecnología.
05
Se tiene conciencia sobre la gestión responsable, más allá del cumplimiento legal.
A partir de esta medición se estructura el plan de trabajo para cierre de brechas con áreas operativas y de soporte.
Durante 2022, Ecopetrol trabajó para establecer la orientación de las preguntas relacionadas con el nivel de madurez en circularidad, según Circulytics, y su capacidad para atender los requerimientos correspondientes, con el objetivo de llevar a cabo su primera medición en 2024.
Hoja de ruta
Uso de energías
y fuentes alternativas
Elemento
material excepcional
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Inversionistas | VSE | Upstream |
| Asociados y socios | VIJ | Midstream |
| Estado | VDS | Downstream |
| Sociedad y comunidad | VNE | Soluciones bajas en emisiones |
| Proveedores | VTI | |
| VHSE | ||
| VPU | ||
| VCF | ||
| VRP | ||
| VAB |
¿Por qué el elemento es material?
Las operaciones de Ecopetrol, especialmente en el upstream y downstream, tienen el potencial de generar GEI, emisiones de contaminantes criterio y de compuestos orgánicos volátiles los cuales pueden afectar la calidad del aire. Igualmente, pueden impactar la disponibilidad y calidad del agua, debido a captación y vertimientos en fuentes hídricas.
La identificación de soluciones bajas en emisiones y la consolidación de programas de mitigación en la operación directa de la Compañía, permite mitigar los efectos del cambio climático, generar impactos positivos en términos económicos (generación de empleo, construcción de comunidades energéticas), eficiencias en procesos y en reducción de las emisiones de GEI.
La gestión de estos impactos puede afectar o promover el derecho al medio ambiente sano, el desarrollo, el acceso al agua y la seguridad personal, entre otros.
El uso eficiente de la energía y la incorporación de fuentes alternativas hace parte de la estrategia de Ecopetrol y su Grupo en el contexto de transición energética, dentro del cual se encuentran las metas a corto, mediano y largo plazo de eficiencia energética e incorporación de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) e hidrógeno, con el objetivo de alcanzar la meta de carbono neutralidad en 2050.
Políticas y compromisos
En términos de autogeneración de energía renovable no convencional, la aspiración es que al menos entre un 30% y 40% del consumo energético propio provenga de fuentes verdes. Para 2022 Ecopetrol logró alcanzar una capacidad de 208 MW entre energía solar y eólica, lo cual allana camino al propósito de llegar a 900 MW en 2025 (solar, eólica, biomasa y geotérmica), todo para autoconsumo.
Adicionalmente, en 2022 se lanzó la hoja de ruta para la producción de al menos 1 millón de toneladas de hidrógeno (H2) de bajo carbono a 2040. La primera meta a 2030 es producir H2 blanco para consumo propio y exportación.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
El Programa de Eficiencia Energética ha gestionado la optimización del desempeño energético de los activos, con una metodología soportada por la norma ISO 50001, teniendo como foco las siguientes acciones:
- i) control operacional.
- ii) mejora tecnológica.
- iii) integración a los procesos de Ecopetrol.
- Iniciativas operativas: resultan del análisis de los procesos, a partir de la construcción de líneas base, metas e identificación de recomendaciones de control operacional e incorporación de mejores prácticas para mantener un óptimo desempeño energético. Estas iniciativas se ejecutan diariamente en las áreas operativas y requieren inversiones mínimas o ninguna.
- Iniciativas de mejora tecnológica: requieren capex y consisten en la identificación y reemplazo de equipos obsoletos, con baja eficiencia o sobredimensionados.
- Proyectos renovables: se cuenta con un portafolio robusto con varias alternativas, con el fin de asegurar la meta de MW instalados y reducción de emisiones, de modo que se puedan solventar potenciales impactos negativos.
En energías renovables no convencionales, Ecopetrol cuenta con una meta de incorporación de 400 MW de energías renovables en su matriz de suministro a 2023, a partir de las tecnologías solar, eólica y geotermia, y un portafolio en maduración en otras tecnologías como biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas. Así, se pretende apalancar la atención de la demanda de energía eléctrica de sus operaciones y requerimientos para la incorporación del plan estratégico de H2 de bajas emisiones. Con esto, se busca el crecimiento sostenible y la descarbonización de parte del negocio tradicional, así como el desarrollo de nuevas líneas de negocio y nuevos mercados de bajo carbono.
¿Cómo se evalúa el elemento material?
Se cuenta con cinco (5) indicadores clave:
1
Optimización demanda de energía
la energía eléctrica optimizada se calcula con la línea base de demanda de energía de las iniciativas que reportan beneficios año a año y se compara con la demanda de energía anual para obtener la optimización porcentual alcanzada.
2
Reducción emisiones de CO2
toneladas de CO2 dejadas de emitir asociados a la optimización de demanda.
3
Optimización costos
cuantificación de costos asociados a la optimización de la demanda energética, de acuerdo con la tarifa de los energéticos consumidos.
4
Incorporación de energías renovables
se cuantifican los MW de capacidad instalada en operación y en construcción al final de cada año, con el fin de dar cumplimiento a la meta.
5
Integración de capacidad de tecnología en electrolizadores
Se cuantifican los MW de capacidad instalada en electrolizadores para la disociación de la molécula de agua, y con ellos, la producción de hidrógeno verde a través de las FNCER.
Metas y proyectos
de corto, mediano y largo plazo
- 3% en el periodo 2018-2022
- 6% en el periodo 2023-2028
- 10% en el periodo 2026-2040
02
Incorporar 400 MW a 2023 de energía proveniente de fuentes no convencionales de energía renovable y 900 MW a 2025.
03
Producir 1 Mton de H2/año a 2040, de los cuales el 40% será H2 verde, 30% H2 blanco y 30% H2 azul.
Principales logros de la gestión de la
hoja de ruta sobre uso de energías y fuentes alternativas
Para conocer los resultados de esta hoja de ruta remítase al apartado Línea de negocio/Soluciones bajas en emisiones/Desempeño, de este reporte.
Seguimiento de la eficacia
de las medidas adoptadas
El programa de eficiencia energética define metas asociadas a las iniciativas en desarrollo en cada uno de los segmentos del upstream, midstream y downstream, en términos de optimización de demanda de energía y reducción de emisiones, a las que se hace un seguimiento mensual, y al final de cada año se calcula el porcentaje de demanda optimizada respecto de la demanda de energía total promedio del año.
En cuanto a energía renovable, se realiza el seguimiento y acompañamiento sistemático de todas las iniciativas incluidas dentro del portafolio y se evalúan a través de un indicador de incorporación de energías renovables, con el fin de generar alarmas tempranas y estructurar planes de acción que permitan la ejecución de cada uno de los proyectos.
Lecciones aprendidas e incorporación a las políticas y los procedimientos operativos de la Compañía
Dada la importancia cada vez mayor de este elemento en el desarrollo de la Estrategia 2040, en 2022 se estructuró un portafolio de inversiones más robusto y se hace seguimiento mensual a la ejecución de capex.
Adicionalmente, se incorporó el elemento de gestión energética en la política integral de Ecopetrol y se trabaja en la inclusión de los elementos requeridos para su desarrollo alineado a los procesos existentes en Ecopetrol.
¿Cómo participan los GI en la adopción de medidas para gestionar el elemento material de uso de energías y fuentes alternativas?
Para el desarrollo de iniciativas de energías renovables, Ecopetrol, a través de sus procesos de desarrollo de proyectos, abastecimiento y nuevos negocios, interactúa con sus diferentes grupos de interés procurando maximizar el valor de su relación.
Así mismo, para el cumplimiento del plan de eficiencia energética, el principal grupo de interés lo componen los equipos que trabajan en las áreas operativas, como clientes internos, mediante la implementación del control operacional de los procesos y el desarrollo las iniciativas de inversión (mejora tecnológica).
Estas acciones redundan además en beneficio de otros GI como sociedad y comunidad, que se ven impactados positivamente con el uso de otras energías, con efectos distintos a las provenientes de fuentes convencionales.
(GRI 302-1,11-1-2) (TCFD M-1.1)
Consumo e intensidad energética
| Consumo de combustibles que sean procedentes de fuentes renovables o no renovables dentro de la organización | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Consumo total de combustibles procedentes de fuentes renovables en GWh | GWh | 88.2 | 65.4 | 54.6 | 168.7 |
| Consumo total de combustibles procedentes de fuentes no renovables en GWh | GWh | 3,297 | 3,030 | 2,813 | 2,752.08 |
| Total | GWh | 3,385.2 | 3,095.4 | 2,867.6 | 2,920.78 |
(GRI 302-1,11-1-2) (TCFD M-1.1)
| Consumo energético de los diferentes tipos de energía compradas, excluyendo vapor | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Consumo de electricidad | GWh | 2,309.84 | 2,881.13 |
| Consumo de calefacción | GWh | – | – |
| Consumo de refrigeración | GWh | – | – |
| Total | GWh | 2,309.84 | 2,881.13 |
(GRI 302-1,11-1-2) (TCFD M-1.1)
| Consumo energético de los diferentes tipos de energía autogenerada, excluyendo vapor | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Electricidad autogenerada | GWh | 1,515 | 1,517.5 |
| Calefacción autogenerada | GWh | – | – |
| Refrigeración autogenerada | GWh | – | – |
| Total | GWh | 1,515 | 1,517.5 |
(GRI 302-1,11-1-2) (TCFD M-1.1)
| Consumo energético de los diferentes tipos de energía vendida, excluyendo vapor | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Electricidad vendida | GWh | 81.58 | – |
| Calefacción vendida | GWh | – | – |
| Refrigeración vendida | GWh | – | – |
| Total | GWh | 81.58 | 0 |
(GRI 302-1,11-1-2) (TCFD M-1.1, M-1.2.2)
| Vapor autogenerado y vendido | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Vapor autogenerado | klb | 27,026,294 | 23,962,888 | 22,276,124 | 25,618,267 |
| Vapor vendido | klb | 17,520 | 17,520 | 17,520 | 17,520 |
(GRI 302-1,11-1-2) (TCFD M-1.1, M-1.2.2)
| Consumo energético total dentro de la Organización | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Consumo total de energía dentro de la Organización | GWh | 6,610.86 | 7,319.58 |
| Consumo energético total de vapor en klb | klb | 22,258,604 | 25,600,747 |
| Consumo energético total fuera de la Organización | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Consumo energético que es utilizado fuera de la empresa | GWh | NA | NA |
| Consumo energético que es utilizado fuera de la empresa | klb | NA | NA |
Nota: por disposición regulatoria, Ecopetrol no vende energía a terceros. Todo el consumo energético se da dentro de la Compañía.
(GRI 302-3, 11-1-4) (TCFD M-1.1)
| Ratio de intensidad energética | Unidad de medida | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|
| Consumo de energía | KWh | 4,498,319,441 | 4,936,462,840 |
| Barriles producidos | Bbls | 4,230,032,541 | 4,488,565,767 |
| Ratio de intensidad energética | kWh/bbl | 1.063 | 1.100 |
(GRI 302-4, 11-1-2, 302-1, 302-3, 302-4) (TCFD M-1.1, M-1.2.2)
Reducción del consumo energético como resultado
directo de las iniciativas de conservación y eficiencia
El tipo de energía incluido en las iniciativas de conservación y eficiencia es electricidad. Los métodos utilizados para el cálculo fueron los siguientes:
1
Ahorros por control operacional: se calculan los ahorros según estándar ISO50001, estableciendo los indicadores de gestión de energía respecto a líneas base de consumo energético.
2
Ahorros por mejora tecnológica:
- Establecimiento de ahorros teóricos: se asume un valor porcentual fijo de ahorro de un consumo base, resultados experimentales y simulaciones.
- Cálculo de ahorros periódicos: se determina un consumo base (a través de mediciones o simulación) y se mide la energía real consumida en intervalos periódicos, esta diferencia se establece como el ahorro que será actualizado en la frecuencia establecida.
- Ahorros según ISO5001: se calculan los ahorros e indicadores de gestión de energía respecto a líneas base de consumo energético.
3
Ahorros por gestión del IIE: se establecen ahorros de acuerdo con la optimización del índice de intensidad energética obtenido con la metodología Solomon.
Hoja de ruta
Calidad
de los combustibles
Elemento
material excepcional
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Sociedad y comunidad | VCM | Midstream |
| Estado | VDS | Downstream |
| Clientes | VHSE | Comercial |
| Inversionistas | VRP | |
| VTI |
¿Por qué el elemento es material?
Las operaciones de Ecopetrol, especialmente donde se manejan procesos de combustión y almacenamiento de hidrocarburos, procesos de separación de hidrocarburos del agua durante su tratamiento y eventualmente en cualquier sistema donde se puedan presentar emisiones fugitivas, tienen el potencial de generar emisiones de contaminantes criterio (material particulado, monóxido de carbono, óxidos de azufre y de nitrógeno) y de compuestos orgánicos volátiles -VOC, los cuales pueden afectar la calidad del aire y, en consecuencia, el derecho a la salud, el medioambiente sano y el acceso al agua, entre otros derechos de quienes son titulares de ellos.
Garantizar la calidad de combustibles dentro de las especificaciones reguladas, asegura una mejora continua de la calidad de aire, control de las emisiones de CO2 y de otros contaminantes, de tal forma que no impacten la salud, la operación continua, sostenible, rentable y limpia de las refinerías; así como el logro de los márgenes de refinación esperados por los accionistas y la disposición de recursos para las inversiones de crecimiento y actualización tecnológica.
También, garantizar la seguridad y soberanía energética del país con la oferta de combustibles desde las refinerías asegura la estabilidad del mercado colombiano y amplía la oferta de energéticos para la movilidad, dando cabida a nuevas tecnologías que busquen aumentar la eficiencia, reducir las emisiones y diversificar el parque automotor colombiano.
La transición energética y los movimientos asociados al cambio climático representados en la COP 26 y la COP 27, han contribuido a profundizar la tendencia hacia un mayor uso de fuentes de energía renovable y combustibles alternativos.
Este fenómeno está generando cambios en el contexto de la Compañía, incluyendo nuevas exigencias de calidad de combustibles y mayores mandatos en reducción de emisiones y regulaciones ambientales.
El compromiso de Ecopetrol de entregar combustibles cada día más limpios precede este creciente interés por parte de sus distintos GI y hace parte de su visión estratégica. Por eso, en el ejercicio de materialidad 2020, la gestión de mejora y aseguramiento de la calidad de los combustibles fue identificada como un elemento destacado.
Políticas y compromisos
Ecopetrol se ha alineado con la posición de Colombia y su adhesión a los compromisos de calidad del aire en COP 26 y COP 27, adicionalmente, a nivel regional, se ha adherido a los compromisos de los pactos de calidad de aire con las secretarías de ambiente de las principales ciudades del país.
Ecopetrol ha definido una senda de calidad de combustibles como estrategia para ir más allá del cumplimiento de la regulación y promover su compromiso con el medioambiente. Esta iniciativa se refuerza con la de descarbonización de las operaciones del segmento del downstream que va en línea con la estrategia de reducción de emisiones de GEI, asociadas al elemento de cambio climático.
¿Cómo se gestiona el elemento material?
Ecopetrol tiene un programa de mejora de la calidad de los combustibles producidos y un plan de aseguramiento de la calidad para la producción de los combustibles en sus refinerías. Ambos están alineados con la regulación y normatividad vigente de Colombia, país en donde se encuentran dichas operaciones, y a la par con mejores estándares de calidad a nivel internacional, en países de Norteamérica y la Unión Europea.
La hoja de ruta de este elemento material ha determinado que la ambición de la Compañía es, a largo plazo, convertirse en referente internacional para la producción de diésel, gasolina y combustibles renovables. Para lograrlo, Ecopetrol trabaja de manera ágil y eficiente en las siguientes líneas de acción:
01
Calidad de la gasolina.
02
Calidad del diésel.
03
Combustibles renovables como biodiésel (FAME), diésel renovable, jet renovable. Optimización de procesos y excelencia operacional.
Entre las medidas que se adoptan para gestionar el elemento material y sus impactos se destacan:
La estructura de control de gestión en cada refinería, que incluye seguimiento y control a través de los comités de calidad, comités de producción y comités gerenciales de rendición de cuentas, monitoreo del desempeño y aseguramiento de resultados y mejora.
El aseguramiento del proceso de gestión de activos que incorpora los subprocesos de incorporación, operación estructurada, mantenimiento y optimización de los activos, con la aplicación de sus prácticas sistemáticas (análisis operacional, eliminación de defectos, mejora de planes, control de cambios, maduración de iniciativas).
El diseño y aplicación de la senda de calidad de combustibles y su ruta actualizada.
La ejecución de los planes de calidad por proceso y por línea de producto.
La flexibilidad en la configuración de las refinerías y las sinergias entre ellas para que desde la planeación operacional se asegure el cumplimiento de los compromisos de abastecimiento y la calidad con suficiente anticipación.
Las inversiones y mejoras en la configuración de compra de materias primas y optimización del blending de combustibles.
El monitoreo de la calidad del aire a través del desarrollo y seguimiento sistemático de los resultados de la medición de calidad de aire con los equipos medidores de bajo costo en Bogotá y en Barrancabermeja.
La disponibilidad de planes de contingencia robustos, diseñados y establecidos para anticipar, prevenir y reaccionar con los recursos necesarios para atender riesgos de calidad y suministro.
La aplicación de la práctica de gestión dinámica e integral de riesgos para el aseguramiento de los procesos y la continuidad del negocio.
La formación y desarrollo de las personas intervinientes en los procesos para la preparación en la correcta toma de decisiones.
¿Cómo se evalúa el elemento material?
Metas y proyectos de corto, mediano y largo plazo
Gasolina y diésel (contenido de azufre):
Corto plazo
2022
a partir del 1 de julio de 2022 se entregan gasolinas con un contenido de azufre menor a 50 ppm.
2023
las refinerías se prepararon para producir diésel con un contenido de azufre menor a 15 ppm y entregarlo en la fecha exigida por la Resolución 40103.
Mediano plazo:
2025
producir diésel con un contenido de azufre menor a 10 ppm.
Largo plazo:
2030
producir gasolinas con un contenido de azufre menor a 10 ppm y un número de octano mayor a 88.
Biocombustibles:
Corto plazo
2022
se ejecutó el piloto industrial de producción de diésel renovable por coprocesamiento de aceite de palma con participación de Ecodiesel y la refinería de Cartagena.
Se realizó estudio para utilizar una sección de la planta de parafinas en producción de jet renovable.
Mediano plazo:
2023-2025
maduración de los proyectos de diésel y jet renovable.
Largo plazo:
2025
producción continua de biocombustibles por coprocesamiento o con plantas dedicadas.
2026
ampliación de capacidad de producción de biodiésel en la filial Ecodiesel.
Principales logros de la gestión de la hoja
de ruta de calidad de los combustibles
En 2022, Ecopetrol invirtió alrededor de 10 MUSD en diferentes proyectos e iniciativas para mejorar la calidad de combustibles en la refinería de Barrancabermeja: (1) ingeniería conceptual del proyecto que garantizará el cumplimiento de la Resolución 40103 en gasolinas; (2) compras e ingeniería de proyecto HCM para el mejoramiento del número de cetano en el diésel.
Se realizaron acciones operativas, de mantenimiento y logísticas en Ecopetrol y en los agentes de la cadena para la producción y entrega de gasolina regular con < de 50 ppm del contenido de azufre. El contenido promedio anual de azufre en la gasolina motor regular fue de 50.1 ppm (especificación del primer semestre < 100 ppm).
En la refinería de Cartagena: desarrollo de la ingeniería conceptual para el proyecto de mejora de calidad de la Nafta de la U-107 (inversión cerca de 2 MUSD), lo que permitirá adecuar la infraestructura para cumplir con la producción de gasolina con un contenido de azufre inferior a 10 ppm.
Seguimiento de la eficacia
de las medidas adoptadas
Se ha asegurado una alta efectividad de las medidas adoptadas mediante:
- El control y seguimiento de los resultados de calidad de combustibles entregados en las refinerías.
- La verificación de la ejecución de los planes de mejora de estructura, de activos, de estándares y de tecnologías requeridas para que los procesos se mantengan actualizados y cumplan los objetivos de calidad,
- Los escenarios de verificación de incorporación de lecciones aprendidas se desarrollan rigurosamente para asegurar que la calidad de combustibles esté enmarcada en la senda de calidad definida por Ecopetrol.
- El monitoreo y control de la calidad para la producción, alistamiento, liberación del producto, medición, transporte, almacenamiento, entrega y distribución, durante toda la ejecución del proceso.
- La comprobación del valor puntual y promedio de calidad de los combustibles producidos y manejados por el Grupo Ecopetrol, cumpliendo la especificación durante todo el año.
Lecciones aprendidas e incorporación a las políticas
y los procedimientos operativos de la Compañía
Ecopetrol cumple con las certificaciones ISO 9000 y OSHA18000 ISO 14000, por ello realiza su control de lecciones aprendidas a través del ciclo PVHA, en gestión de competencias, riesgos, procesos y mejora continua, para incorporarlo en la estructura de gestión. Este mismo sistema de gestión se aplica para el seguimiento, control, monitoreo y aplicación de las lecciones aprendidas, del elemento material.
Ecopetrol, en sus refinerías, aplica, lidera y participa en auditorías de primera, segunda y tercera parte para el aseguramiento de sus procesos y prácticas.
Adicionalmente, la Compañía hace seguimiento a la calidad de los combustibles que produce y entrega a los clientes desde las refinerías y las diferentes estaciones y puntos de entrega al mayorista, asegurando que se cumpla con la calidad exigida en la regulación colombiana.
Se cuenta con laboratorios de inspección de calidad en las refinerías de Ecopetrol, el ICP y en la filial Cenit (encargada de las operaciones de transporte de dichos combustibles a los clientes mayoristas de Ecopetrol). Estos laboratorios son acreditados bajo la norma ISO 17025 y siguen los estándares y procedimientos definidos en la resolución 40103 de abril de 2021 para los combustibles diésel y gasolinas. Asimismo, para el combustible jet se cuenta con el soporte de estos laboratorios.
¿Cómo participan los GI en la adopción
de medidas para gestionar la calidad de los combustibles?
Con el Estado, a nivel local, se realizaron pactos de calidad del aire (Bogotá y Medellín). Adicionalmente, existe una relación permanente con el ente regulador para monitoreo de la calidad e interacción sobre la operación y estado de la cadena de producción y suministro.
En relación con los clientes hay un contacto continuo con mayoristas, importadores de vehículos y con los gremios asociados, bajo los lineamientos de la Resolución 40103, en la que se gestionan consultas técnicas, necesidades y/o mejoras.
Los empleados participan activamente de las iniciativas de mejoramiento, en la operación, mantenimiento y optimización de los sistemas a través de la estructura de gestión, la mejora de competencias y el desempeño.
Los inversionistas son quienes han aprobado las acciones de mejora e inversiones necesarias para el cumplimiento de la senda de combustibles y los planes y programas asociados.
Con el GI, proveedores y contratistas, se han gestionado mejoras en catalizadores, químicos y otras materias primas usadas en los procesos de refinación, para optimizar la producción, calidad y reducción de emisiones de los combustibles producidos. También participan en la ejecución de los proyectos para lograr entregar una mejor la calidad de combustibles.
Finalmente, la comunidad participa por medio de investigación y desarrollo y a través de las universidades en los programas de mejora de calidad del aire. Así mismo, como actor clave en la verificación de la mejora en la calidad del aire a través de los informes, rendiciones de cuentas e interacción pública con la empresa.
| Métricas calidad de los combustibles | Unidad de medida | 2022 |
|---|---|---|
| Contenido de plomo | g/L | 0 |
| Contenido de benceno-gasolina extra | %vol/Vol | 0.3 |
| Contenido de benceno-gasolina corriente | %vol/Vol | 0.62 |
| Contenido de azufre | ppm peso | 50.6* |
*Valor promedio del año antes y después de entrada en vigencia la nueva regulación de 50ppm en el mes de julio.
Nota: Los valores relacionados en la tabla anterior corresponden a los datos de calidad de la gasolina motor regular (promedio ponderado entre las 2 principales refinerías de Ecopetrol (Barrancabermeja y Cartagena) con corte al 31 de diciembre. Es de anotar que a partir del 1 de julio de 2022 ambas refinerías entregan de forma sostenida una gasolina regular con una calidad en contenido de azufre menor a 50 ppm (en el primer semestre de 2022 la especificación de contenido de azufre de la gasolina regular era < 100 ppm).
Volumen de biocombustibles producidos y comprados
En 2022, la producción y compra de biocombustibles (biodiésel B100 y diésel B2) fue de las siguientes dimensiones:
| Biocombustibles | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Volumen de B2 vendido | mbbls | 33,123 | 28,827 | 32,987 | 39,722 |
| Volumen de biocombustible comprado | mbbls | 762 | 563 | 639 | 835.1 |
Nota: El volumen de B2 vendido para 2022 tiene fecha de cierre a 31 de diciembre, y corresponde a la suma de los volúmenes vendidos en la refinería de Barrancabermeja y la refinería de Cartagena. El volumen de biocombustible comprado biodiésel para 2022 tiene fecha de cierre a 31 de diciembre, y corresponde a la suma de los volúmenes comprados en la refinería de Barrancabermeja y la de Cartagena.
Planta de biodiésel con 120 Kton/año de capacidad, ubicada dentro de las instalaciones de refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol.
Hoja de ruta
Calidad del aire
Elemento
material excepcional
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Línea de negocio o segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Sociedad y comunidad | VTI | Midstream |
| Estado | VDS | Downstream |
| Clientes | VHSE | Comercial |
| Inversionistas | VRP | |
| VPU |
(GRI 3-3-a, 3-3-b) (WEF 7,)
¿Por qué el elemento es material?
Las operaciones de Ecopetrol, especialmente donde se manejan procesos de combustión y almacenamiento de hidrocarburos, procesos de separación de hidrocarburos del agua durante su tratamiento y eventualmente en cualquier sistema donde se puedan presentar emisiones fugitivas, tienen el potencial de generar emisiones de contaminantes criterio (material particulado, monóxido de carbono, óxidos de azufre y de nitrógeno) y de compuestos orgánicos volátiles -VOC, los cuales pueden afectar la calidad del aire y en consecuencia, el derecho a la salud, el medio ambiente sano y el acceso al agua, entre otros derechos de quienes son titulares de ellos.
Ecopetrol, como actor relevante en la industria de petróleo, gas y energía, tiene el compromiso de contribuir a preservar la calidad del aire en el entorno de sus operaciones, en pro del bienestar de los ciudadanos y el cuidado del medioambiente.
En 2021, calidad del aire fue identificado como un elemento destacado en el análisis de materialidad, y se construyó una hoja de ruta denominada “Aire limpio para el entorno”.
Las operaciones de la Compañía deben monitorear y controlar las emisiones de contaminantes criterio (material particulado, monóxido de carbono, óxidos de azufre y de nitrógeno) y de VOC, dentro de unos límites que no impacten la calidad del aire en el entorno de sus operaciones.
Actualmente no se han identificado áreas del entorno de la operación donde se tenga deterioro de la calidad del aire relacionada con las emisiones de contaminantes criterio y VOCs, originados en las operaciones de Ecopetrol.
Políticas
y compromisos
La estrategia ambiental de Ecopetrol, en lo relacionado con el elemento destacado de calidad de aire, tiene establecidos los siguientes objetivos:
Reducir las emisiones de contaminantes criterio a estándares de clase mundial y aportar al mejoramiento de la calidad del aire para proteger la salud de nuestro entorno.
Contar con un inventario de emisiones atmosféricas verificado en los activos operados por Ecopetrol.
Contribuir a que se logre sostener un nivel de la calidad del aire en las áreas de influencia de las operaciones que cumpla los estándares de la OMS.
(GRI 3-3-d) (WEF 7, 7E, 11E, 13E)
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
La hoja de ruta de calidad del aire fundamenta su aspiración en contar con un aire limpio para el entorno, que incluye las siguientes opciones estratégicas:
- Prevención: fundamentada en estándares y mejores prácticas en materia de emisiones de contaminantes, monitoreo permanente en áreas sensibles y priorizadas, implementación de tecnologías y criterios de diseño en fuentes fijas para monitorear, controlar y reducir emisiones.
- Mitigación: contar con un inventario de emisiones atmosféricas actualizado y verificado, programas de monitoreo en puntos relevantes de la operación, tanto de la calidad del aire como medición de las emisiones de fuentes fijas, definición de metas de reducción y un portafolio de iniciativas de reducción priorizadas por las mayores fuentes de emisión.
- Acción colectiva: desarrollo de programas de investigación y desarrollo tecnológico mediante acción intersectorial e interinstitucional para mejora de la calidad del aire.
(GRI 3-3-d) (WEF 7, 7E, 11E, 13E)
¿Cómo se evalúa el elemento material?
Calidad del aire se evalúa a través de lo siguiente:
Seguimiento mediante la medición de las emisiones y el monitoreo y modelamiento de la calidad del aire en el entorno de la operación para establecer el aporte de las emisiones propias.
Objetivos de reducción de emisiones de contaminantes criterio definidas, focalizados en áreas clave.
Seguimiento a la implementación de portafolio de iniciativas de reducción de emisiones, apalancadas en mejores prácticas operativas, tecnología de control, monitoreo y vigilancia de emisiones y reconversión tecnológica de procesos.
Este portafolio incluye:
Proyección anual de reducción de contaminantes criterio con base en las iniciativas de reducción de emisiones de GEI en el marco de la estrategia de descarbonización.
Identificación y priorización de otras iniciativas específicas de reducción de contaminantes criterio con base en ajustes o reconversiones tecnológicas de procesos clave de la operación.
Metas y proyectos de corto, mediano y largo plazo
Corto plazo
2023
objetivo de reducción de 3,100 ton de VOC, 305 ton de NOx y 60 ton de SOx.
2024-2025
proyección de reducción de 4,293 ton de VOC, 711 ton de NOx y 2,044 ton de SOx.
Mediano plazo
Implementación de las iniciativas de reducción de gases efecto invernadero planeadas para 2023-2025.
Ejecución del proyecto de control de emisiones SOx en la refinería de Barrancabermeja que prevé entrar en operación en 2025.
Evaluar las alternativas para mitigación en otras fuentes de emisión de SOx y compuestos orgánicos volátiles.
Actualización sistemática del portafolio de iniciativas y de los objetivos de reducción.
Largo plazo
Implementación de las iniciativas de reducción de gases efecto invernadero planeadas para 2023-2025.
Principales logros de la gestión
de la hoja de ruta de calidad del aire
En 2022 se avanzó en los siguientes elementos de la hoja de ruta de calidad del aire:
Actualización del procedimiento para la consolidación, cargue y gestión de emisiones atmosféricas de Ecopetrol.
Desarrollo de metodología para actualización de factores de emisión de contaminantes criterio, para mejorar la precisión del inventario de emisiones en la herramienta SAP-EC.
Establecimiento de metas de reducción de emisiones de contaminantes criterio, con base en el portafolio de proyectos de reducción de emisiones SOx en la refinería de Barrancabermeja y el portafolio de iniciativas de descarbonización.
Aseguramiento metodológico y normativo de los monitoreos de calidad de aire y de medición de emisiones de fuentes fijas, con el fin de asegurar su confiabilidad.
Definición y priorización de fuentes de emisión de contaminantes criterio y VOCs, con base en su relevancia, para profundizar en el análisis de las alternativas de mitigación.
Seguimiento de la eficacia
de las medidas adoptadas
Para establecer la eficacia de las medidas adoptadas en materia de calidad de aire en el entorno de la operación, se realizan dos (2) tipos de monitoreo:
- Se hacen mediciones a la concentración de emisiones de contaminantes criterio en las principales fuentes, para establecer que no haya incrementos significativos que pongan en riesgo la calidad del aire.
- Se realizan monitoreos a la calidad del aire, que establecen las concentraciones de los contaminantes criterio presentes en el aire del entorno de la operación.
En estos reportes de calidad del aire efectuados por entidades acreditadas, no se ha evidenciado un deterioro en la calidad del aire. En algunas áreas clave, se efectúan monitoreos de manera continua con el fin de gestionar intervenciones de manera ágil y oportuna.
En Ecopetrol se monitorean las emisiones de más de 200 fuentes fijas y la calidad del aire en más de 250 estaciones en el entorno de la operación.
Lecciones aprendidas e incorporación a las políticas
y los procedimientos operativos de la Compañía
A la fecha no se han materializado eventos de deterioro en la calidad del aire que determinen la necesidad de efectuar análisis de causa raíz que deriven en lecciones aprendidas. Sin embargo, los reportes a partes interesadas como DJSI, CDP, Sustainalytics, entre otros, y los estándares de organizaciones como GRI e IPIECA, le han permitido a la Compañía comparar y evaluar su gestión integral en materia de calidad de aire respecto a las mejores prácticas y tendencias globales del sector de oil & gas, y actualizar sus políticas y procedimiento internos.
¿Cómo participan los GI en la adopción de
medidas para gestionar la calidad del aire?
Los resultados de las mediciones de calidad del aire y de las emisiones de los equipos con mayor potencial de generación de emisiones de contaminantes criterio son remitidos a las autoridades ambientales en la frecuencia establecida por la misma. Esta información está disponible públicamente, por lo cual puede ser consultada por cualquier GI.
(GRI 305-7,11-3-2) (TCFD M-1.2.2) (WEF 7E,8E)
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| NOx | Kt | 27.95 | 28.55 | 28.43 | 28.74 |
| SOx | Kt | 16.65 | 13.26 | 14.45 | 15 |
| Contaminantes orgánicos persistentes (COP) | Kt | NA | NA | NA | NA |
| Compuestos orgánicos volátiles (COV) | Kt | 127.85 | 125.97 | 116.94 | 123.2 |
| Contaminantes del aire peligrosos (HAP) | Kt | NA | NA | NA | NA |
| Partículas (PM) | Kt | 1.61 | 1.42 | 1.39 | 1.54 |
| Otras categorías de emisiones al aire identificadas en regulaciones relevantes | Kt | 11.3 | 11.67 | 11.58 | 11.43 |
Nota 1. Los cálculos de emisiones de contaminantes atmosféricos se desarrollan mediante balances de masa para las emisiones de óxidos de azufre (SOx) en sistemas de combustión; y mediante factores de emisión para los contaminantes restantes: material particulado (MP), óxidos de nitrógeno (NOx), compuestos orgánicos volátiles (COV) y monóxido de carbono (CO).
Nota 2. Los factores de emisión utilizados para el cálculo de contaminantes criterio (NOx. SOx. material particulado y monóxido de carbono) y compuestos orgánicos volátiles (COV) se toman del documento AP-42 de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA), principalmente.
Nota 3. En algunos casos particulares se utilizan factores de emisión tomados de las siguientes referencias:
- Compendium of greenhouse gases emissions methodologies for the oil and gas industry del API 2009.
- Metodologías de Inventarios de Emisiones Atmosféricas en la Industria Petrolera. 1999. – Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL):
- (EEA)EMEP/EEA Air pollutant emissions Inventory Guidebook 2019: Technical guidance to prepare national emission inventories – European Environmental Agency.
- EIIP Vol II Ch 14 Uncontrolled emission factor listing for criteria air pollutants – Emission Inventory Improvement Program July 2001.
Nota 4: Dentro de la categoría de otras emisiones al aire relevantes se reportan las emisiones de monóxido de carbono (CO).
Nota 5. Los compuestos orgánicos persistentes (COP) no hacen parte de las materias primas, insumos o portafolio de productos de la Compañía, por lo que no es necesario el registro de potenciales emisiones de esta categoría de compuestos y, por lo tanto, no existe un reporte o estimación de sus emisiones.
Nota 6. Los contaminantes peligrosos al aire (HAP) se gestionan desde el punto de vista ocupacional a través de un sistema de vigilancia epidemiológica que se implementa en áreas específicas, de forma que permita la identificación de las áreas de riesgo y los grupos de exposición, su valoración, evaluación del impacto sobre la salud de los trabajadores y planteamiento de alternativas de prevención, manejo y control. Las sustancias más relevantes corresponden a hidrocarburos aromáticos y solventes, cuyas emisiones se reportan dentro del inventario de emisiones de compuestos orgánicos volátiles (COV) y óxidos de azufre que son reportados como SOx.
(SASB EM-EP-120a.1) (TCFD M-1.2.2) [tfcd src=”XVI”]
| Emisiones atmosféricas | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones de NOx | TonNOx | 22,227 | 23,597 | 23,226 | 23,297 |
| Emisiones de SOx | TonSOx | 3,809 | 3,906 | 3,871 | 3,733 |
| Emisiones de VOC | TonVOC | 101,792 | 105,246 | 90,188 | 97,584 |
| Emisiones de PM10 | TonPM10 | 895 | 812 | 783 | 847 |
Nota 1. Se reportan los datos del segmento de exploración y producción de la línea de negocio de hidrocarburos.
Nota 2. Los cálculos de emisiones de contaminantes atmosféricos se desarrollan mediante balances de masa para las emisiones de óxidos de azufre (SOx) en sistemas de combustión; y mediante factores de emisión para los contaminantes restantes: material particulado (MP), óxidos de nitrógeno (NOx) y compuestos orgánicos volátiles (COV).
Nota 3. Los factores de emisión utilizados para el cálculo de contaminantes criterio (NOx. y MP. óxidos de nitrógeno y material particulado) y compuestos orgánicos volátiles (COV) se toman del documento AP-42 de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA), principalmente.
Nota 4. En algunos casos particulares se utilizan factores de emisión tomados de las siguientes referencias:
- Compendium of greenhouse gases emissions methodologies for the oil and gas industry del API 2009.
- Metodologías de Inventarios de Emisiones Atmosféricas en la Industria Petrolera. 1999. – Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL):
- (EEA)EMEP/EEA Air pollutant emissions Inventory Guidebook 2019: Technical guidance to prepare national emission inventories – European Environmental Agency.
- EIIP Vol II Ch 14 Uncontrolled emission factor listing for criteria air pollutants – Emission Inventory Improvement Program July 2001.
Nota 5. Con relación al reporte de emisiones de material particulado, los factores de emisión utilizados para su cálculo corresponden al material particulado total sin distinción de tamaño.
[gri src=” 305-6″] [fcfd src=”M-1.2.2″]
| Emisiones | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones de sustancias agotadoras de ozono (SAO) | Ton | 1.32 | 1.32 | 0.19 | 0.35 |
(GRI 305-6) (TCFD M-1.2.2)
| Categoría de equipo | Unidad de medida | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Aplicaciones domésticas/comerciales de bajo porte (carga entre 0 y 5 lb o 0 y 2.3 kg) | # | 678 | 678 | 94 | 1,288 |
| Aplicaciones comerciales de mediano y alto porte (carga entre 5 y 15 lb o 2.3 y 6.8 kg) | # | 86 | 86 | 220 | 461 |
| Aplicaciones industriales (carga superior a 15 lb o 6.8 kg) | # | 619 | 619 | 223 | 127 |
| Total | # | 1,383 | 1,383 | 537 | 1,876 |
Nota 1. Se reportan las emisiones de SAO para lo cual se utilizó el método avanzado nivel 2a. del Panel Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC) y los potenciales de agotamiento de la capa de ozono reportados en el manual del Protocolo de Montreal.
Nota 2. Las sustancias usadas para el cálculo son las siguientes SAO: CFC-12. HCFC-22.
Nota 3. Las sustancias sustitutas de SAO utilizadas en los sistemas de refrigeración y de contraincendios no se incluyen en el cálculo, ya que las mismas tienen un potencial de agotamiento de la capa de ozono de cero.
Nota 4. Método avanzando nivel 2a (bottom-up) del IPCC. El enfoque ascendente, tiene en cuenta el intervalo de tiempo entre el consumo y la emisión, explícitamente a través de factores de emisión; se basa en el número de productos y usos finales donde las sustancias químicas son consumidas y emitidas. Con este enfoque las emisiones reales anuales se estiman en función del número de unidades de equipos que utilizan estas sustancias químicas, la carga media de la sustancia, la vida media de servicio, las tasas de emisión, el reciclaje y la eliminación entre otros. Se seleccionó este método porque, aunque Ecopetrol S.A. es un consumidor de sustancias SAO o sus sustitutos, la Empresa no produce ni exporta estas sustancias (ni a granel ni en productos que las contengan), ni las vende, únicamente ha comprado a varios proveedores los equipos que las contienen e.g. acondicionadores de aire y refrigeradores estacionarios y sistemas contraincendios.
Nota 5. Para el cálculo de las emisiones SAO, en el caso de mezclas y otras sustancias SAO, se consideran los factores de emisión recomendados por el Panel Intergubernamental de Expertos sobre el cambio climático IPCC (FE 1% para unidades con carga menor de 5 lb, FE 17% para unidades con carga mayor a 5 lb).