Sobre la Operación de Ecopetrol
Nuevos negocios
del Grupo Ecopetrol
El proceso de Nuevos Negocios establece un marco general para la gestión de las nuevas oportunidades de inversión y desinversión del Grupo Ecopetrol. La Vicepresidencia Corporativa de Estrategia y Nuevos Negocios lidera y trabaja de la mano con las diferentes unidades de negocio en el aseguramiento del proceso de nuevos negocios de una oportunidad, su alineación con el Plan de Negocio de la Compañía, realizando una transferencia de calidad que permita materializar la promesa de valor de cada oportunidad a través de la rotación de portafolio de Ecopetrol, sus filiales y subsidiarias.
Son Nuevos Negocios aquellas operaciones cuyo objetivo es la creación de valor y que estén alineadas con el Plan Estratégico del Grupo Ecopetrol de acuerdo con parámetros para nuevos negocios corporativos y del upstream.
Acuerdo Ecopetrol -
Parex en el área del Convenio
de Producción Arauca
y el contrato E&P Llanos 38
En julio de 2021, se suscribieron acuerdos con Parex Resources para que esta empresa, de origen canadiense, asuma la operación de los bloques Arauca y Llanos 38. Se contempla una participación en la producción y reservas del 50 % para Ecopetrol y 50 % para Parex. El proceso de cesión de intereses que posee Ecopetrol en el bloque Llanos 38 está en su fase final. Por otro lado, las actividades de reactivación en el área avanzan desde julio. La actividad inicial en el bloque Llanos 38, se centrará en el prospecto exploratorio Califa 1, el cual se espera perforar en 2022. También se adquirirá sísmica 3D adicional para evaluar con más profundidad el potencial del área.
Entre tanto, en el bloque Arauca, se adelantarán actividades de perforación de dos (2) pozos de desarrollo adicionales y reactivación de la producción.
Ronda 17 Brasil
Ecopetrol S.A., a través de su filial Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil, accedió a una participación del 30 % en el bloque S-M-1709 de 685 km2 de superficie, localizado en la cuenca Santos de Brasil, junto con el operador Shell que participa con el 70 %. Esta asignación se dio durante la Ronda 17 realizada por la Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) el 7 de octubre de 2021, con una propuesta de bono de BRL 6,560,000 (equivalente a unos USD 1.26 millones) y un Programa de Exploración Mínimo de 107 unidades.
La asignación de este bloque en el offshore brasileño, junto a una empresa de primer nivel mundial como Shell, está alineada con la estrategia de crecimiento del Grupo Ecopetrol con foco en cuencas de alto potencial como es la de Santos en Brasil.
Ronda ANH 2021
Ecopetrol presentó ofertas por cinco (5) bloques durante la Ronda Colombia 2021, organizada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), que incluía bloques propuestos por la entidad y otras áreas nominadas por empresas de la industria. De las cinco (5) ofertas presentadas, cuatro (4) corresponden a Ecopetrol S.A. y una (1) a su filial Hocol, 100 % de su propiedad. Los cinco (5) bloques ofertados fueron:
Bloques ofertados
| Empresa | Bloque | Modalidad contractual ofertada |
|---|---|---|
| Ecopetrol | LLA 141 | E&P |
| VMM 14 – 1 | TEA | |
| VMM 4-1 | TEA | |
| VMM 65 | TEA | |
| Hocol | SSJS 1-1 | E&P |
El 16 de diciembre de 2021, en Acta de Audiencia, se confirmó la asignación a Ecopetrol y su filial Hocol de los cinco (5) bloques ofertados.
Con esta adjudicación, Ecopetrol trabajará para ejecutar con celeridad la actividad exploratoria incluida en las ofertas presentadas a la ANH.
Exploración y
Producción (Upstream)
Exploración
Es el primer eslabón en la cadena de valor de Ecopetrol, y su objetivo es descubrir y delimitar acumulaciones de hidrocarburos comercialmente viables, buscando asegurar el reemplazo de reservas requerido para la sostenibilidad del Grupo.
Para lograrlo, durante 2021 se realizó la actualización tanto de la estrategia como del proceso exploratorio, propendiendo por la competitividad del Grupo Ecopetrol ante los retos del entorno social y macroeconómico.
En línea con la tendencia y expectativa global, el negocio de exploración se ha planteado la tarea de coexistir con los retos de la transición energética. Por esta, razón se están incorporando en la evaluación de los casos de negocio, las mediciones de los impactos por emisiones de CO2 y los planes requeridos para mitigar el impacto de dichas emisiones en las oportunidades exploratorias.
Proceso exploratorio
del Grupo Ecopetrol
Para la gestión de sus oportunidades exploratorias, el Proceso Exploratorio brinda un marco de actuación que permite apalancar la progresión de oportunidades, desde la identificación o confirmación de áreas de interés exploratorio, hasta su materialización en reservas.
El proceso se constituye como el principal soporte para la efectiva y eficiente toma de decisiones sobre los activos exploratorios. Se enfoca en mantener altos estándares de aseguramiento técnico, optimizar la gestión del portafolio de prospectos y descubrimientos, orientar los esfuerzos hacia el cumplimiento de la estrategia exploratoria y agilizar el proceso de maduración de las oportunidades y su conversión a recursos descubiertos, contingentes y reservas.
Este proceso aplica a todos los activos exploratorios en los cuales Ecopetrol S.A. o las subordinadas (en donde se tiene control total) deben tomar alguna decisión, independientemente del interés de participación o del rol que se ejerza (operador o no operador).
Estrategia exploratoria
La nueva taxonomía exploratoria se orienta preferencialmente hacia las áreas y oportunidades de mayor potencial (materialidad, eficiencia y rentabilidad), menor riesgo (ejecutabilidad y actividad compartida con socios), rápida comercialización (ciclo corto) y con hidrocarburos favorables a la transición energética (bajas emisiones).
Para lograrlo, se han establecido cuatro (4) criterios estratégicos con el objetivo de priorizar oportunidades en el Grupo:
(i)
Alta competitividad y resiliencia:
foco en oportunidades materiales con precios de equilibrio competitivos. De forma complementaria, se plantea la renuncia a oportunidades no rentables de difícil optimización.
(ii)
Rápida comercialización:
focalizar esfuerzos en oportunidades de ciclo corto y con óptimo inicio de incorporación de reservas y producción.
(iii)
Hidrocarburos favorables a la transición energética:
la estrategia exploratoria le otorga una mayor relevancia a proyectos de crudo liviano y gas, con el objetivo de asegurar una reducción de emisiones provenientes de las nuevas oportunidades.
(iv)
Bajo riesgo de ejecución:
enfoque en oportunidades con alta probabilidad de ser ejecutadas, así como asegurar acciones de mitigación de riesgo en oportunidades de alto valor estratégico pero con baja ejecutabilidad.
Contratos y
áreas exploratorias
Al cierre del 2021 Ecopetrol cuenta con 98 activos exploratorios, distribuidos así:
Contratos de Exploración y Producción: Ecopetrol S.A., 19; Hocol S.A., 21; Ecopetrol América, 54; Ecopetrol Brasil, 2; y Ecopetrol Hidrocarburos México, 2. Adicionalmente, en 27 activos de áreas de Producción se tienen identificadas oportunidades exploratorias que hacen parte del portafolio de proyectos en maduración (Ecopetrol S.A., 21; Brasil 2, y Hocol 4).
Los tipos de contrato se pueden observar en el Gráfico 03.
Activos exploratorios por tipos de contrato
Nota: *PSC: Production Sharing Contract, **CRC: Contrato de Riesgo Compartido, EAL: Ecopetrol América (Golfo de México)
Los 98 activos exploratorios cuentan con una totalidad de 4,777 millones de hectáreas, distribuidas en las diferentes filiales y zonas de interés exploratorio: Colombia, Brasil, EE.UU. y México.
Distribución de áreas exploratorias de Ecopetrol y filiales (millones de ha)
EAL: Ecopetrol América (Golfo de México).
Actividad exploratoria
Durante 2021, en desarrollo de la estrategia exploratoria, la actividad de exploración se focalizó en áreas con alto potencial de incorporación de recursos y alta generación de valor.
Actividad exploratoria
El descubrimiento en 2021 del nuevo campo Recetor West con el pozo Liria YW12, ratifica el enorme potencial del Piedemonte Llanero como fuente de gas y crudo liviano. Este éxito representa el reinicio de las operaciones exploratorias 100 % Ecopetrol en esta área de Colombia.
Actualmente se realiza el alistamiento para movilizar equipo de perforación al pozo. De igual forma, se radicó ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) el estudio de impacto ambiental (EIA) para la oportunidad Farallones localizada en el antiguo bloque Cóndor.
En los Llanos Orientales se ha avanzado en dos (2) frentes:
(i)
Maduración y consecución de socios operadores para adelantar la perforación de oportunidades exploratorias en la zona norte de Arauca, donde se buscan crudos livianos y gas asociado, en yacimientos de alta productividad.
(ii)
Exploración y delimitación de oportunidades de crudos pesados en cercanía a los trenes productores de Castilla y Chichimene – Akacias, cuyo desarrollo se apalancará en la infraestructura existente y en la experiencia de Ecopetrol en este tipo de yacimientos.
Las operaciones realizadas en 2021 corresponden al completamiento del pozo exploratorio Lorito Este-1 y el pozo Lorito A1, delimitador del descubrimiento Lorito en el bloque CPO-09 (Ecopetrol 55 % operador, Repsol 45 %), al sur de la cuenca Llanos sobre el tren de Chichimene – Akacias. En 2022, se efectuarán pruebas extensas de producción del pozo delimitador Lorito A1, y el pozo exploratorio Lorito Este-1 se abandonará definitivamente.
Valle Medio y Superior del Magdalena
Durante 2021 Ecopetrol se enfocó en la evolución de tres (3) tipos de proyectos en estas áreas:
Migración de descubrimientos a campos comerciales
Se gestionaron tres (3) comercialidades, dos (2) de ellas en la cuenca del Valle Medio del Magdalena y una (1) en la cuenca del Valle Superior del Magdalena. En el Valle Medio, se declararon las comercialidades de Flamencos-1 en la formación La Paz, dentro del contrato Magdalena Medio y la de Boranda en la formación Esmeraldas en el contrato Boranda. En el Valle Superior se declaró la comercialidad de Tobo dentro del contrato Matambo. Todas estas comercialidades hacen parte de la estrategia de exploración cercana a campos, que busca acelerar la incorporación de reservas y producción.
Migración de recursos prospectivos a descubiertos
Donde la campaña exploratoria se ejecutó primordialmente en la cuenca del Valle Medio del Magdalena y donde se han perforado y probado pozos exploratorios y delimitadores asociados a las campañas de Flamencos en el contrato Magdalena Medio, Boranda en el contrato Boranda, Chimuelo en el contrato Tisquirama, Cira 3540 en el contrato La Cira Infantas, y Los Niños en el contrato Boquerón.
Planeación y ejecución de crecimiento
Se llevó a cabo la planeación para la ejecución de varios proyectos sísmicos 3D en el Magdalena Medio. Estos proyectos iniciarán ejecución en 2022 y marcan un hito de nueva adquisición sísmica para Ecopetrol en las cuencas Costa Adentro. Adicionalmente, Ecopetrol S.A. ofertó y ganó tres nuevos contratos ante la ANH en el Magdalena Medio: VMM-14-1, VMM-4-1 y VMM-65.
Finalmente, Ecopetrol S.A presentó la oferta ganadora por el bloque LLA-141, bajo la modalidad contractual de Exploración y Producción.
Hocol
La estrategia exploratoria de Hocol está enfocada en las cuencas de los Llanos Orientales – Sector Central, Valle Superior del Magdalena y en el norte de Colombia en el Valle Inferior del Magdalena, Sinú-San Jacinto y La Guajira.
En el norte de Colombia, se llevó a cabo la perforación del pozo Basari-1 (bloque RC-7), y del pozo Carnaval-1 (bloque Perdices); ambos se encuentran en evaluación. También se llevó a cabo la perforación del pozo estratigráfico Est-1_SN-15 (bloque SN-15) el cual proveerá información técnica para madurar oportunidades adicionales de gas. Se continuó también con la maduración y actividades pre-drilling para los pozos de la campaña 2022: Chinchorro (GUA-2), Pilonera (SSJN-1), Coralino y Arrecife-2 (VIM-8), Sinuano (SN-8) y Yoda A y B (YDSN-1). Por otra parte, Hocol participó activamente en la evaluación de más de 10 bloques en las cuencas del norte de Colombia en el marco de la Ronda PPAA 2021 de la ANH, teniendo la mejor oferta en el bloque SSJS-1-1.
En lo correspondiente a las áreas de Llanos y Valle Superior del Magdalena se perforó el pozo Ibamaca-1 (Convenio Tolima), donde se determinó la presencia de petróleo en la formación Monserrate. También se adelantó el proceso de consulta previa con seis (6) comunidades étnicas en el bloque COR-9, para viabilizar la adquisición de un programa sísmico de 144 Km2 de 3D, garantizando la protección del derecho a la participación de
las comunidades, se espera iniciar durante el último trimestre de 2022. En el área de Llanos Central, se adelantaron con el socio operador Geopark, las actividades de viabilidad para la perforación de cuatro (4) pozos exploratorios en el bloque Llanos-87 (pozos Tororoi-1, Picabuey-1, Koala-1 y Banasta-1). Por otra parte, se radicaron las medidas de manejo ambiental (MMA) a mediados del año 2021, para la adquisición de 68 Km2 de sísmica 3D en el bloque LLA-100, sísmica que se espera adquirir durante el primer trimestre de 2022.
Offshore Colombia
Durante 2021, continuó la maduración de proyectos que apalanquen la estrategia de gas de Ecopetrol y logren incorporar gas al mercado colombiano a partir de 2025-2026. Para alcanzar esta meta, se definió un plan de trabajo que acelere los proyectos, optimizando procesos internos para agilizar la obtención de licencias, permisos y la evaluación del subsuelo.
En el bloque Tayrona, junto con Petrobras (operador), se maduró la oportunidad Uchuva para ser perforada en 2022. Así mismo, se continuó con la evaluación de las diferentes opciones de desarrollo del descubrimiento Orca y el potencial exploratorio remanente del bloque.
El último bloque tiene como valor agregado la cercanía a las facilidades de producción del campo Chuchupa-Ballena, con la posibilidad de reducir los tiempos de incorporación de reservas y producción de potenciales nuevos descubrimientos.
En 2021, Shell tomó la operación de los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5, consolidando así la alianza estratégica entre las dos compañías, para delimitar los descubrimientos de Kronos y Gorgon. En este sentido, se avanzó en la maduración del pozo delimitador Gorgon-2, que se planea perforar el primer semestre de 2022. Este pozo es clave para definir un posible desarrollo de este descubrimiento y habilitar otras oportunidades exploratorias identificadas en el área.
Portafolio internacional
Estados Unidos
Durante 2021, Ecopetrol América LLC (EAL) inició la ejecución de la alianza estratégica firmada en el año 2020 con Chevron U.S.A Inc (CVX). El compromiso de la alianza fue la perforación del pozo Silverback, que fue ejecutado con éxito en 2021. Si bien técnicamente fue un “pozo seco”, hay resultados positivos que se estudiarán a lo largo de 2022. Además, cabe mencionar que Shell, Murphy y Petronas se unieron a Chevron y a Ecopetrol América en Silverback.
En el marco de la alianza estratégica mencionada anteriormente, se avanzó también en la maduración de oportunidades exploratorias en las áreas de interés, en conjunto con el reconocido socio estratégico. En la evolución de estas oportunidades se han incorporado recursos prospectivos al portafolio, además de madurar oportunidades que hoy se encuentran como fuertes candidatos para perforar en 2022. De igual forma, se han aplicado las últimas tecnologías para mitigar riesgos exploratorios como los asociados a la roca fuente y al análisis de integridad del sello.
Adicionalmente, se adquirió una sísmica de última tecnología sobre los prospectos del área del Jurásico, que permitirá continuar con la maduración técnica durante 2022 en el contexto de la alianza estratégica Chevron-Ecopetrol, para una probable primera perforación en esta zona en 2023.
México
En 2021 se finalizó el Estudio Regional de la cuenca Salinas el cual permitió priorizar áreas de interés técnico.
Se completó la perforación del pozo Moyote en el bloque 6, operado por Petronas. Actualmente, se está reevaluando el área integrando los resultados del pozo y se espera completar la evaluación de otros potenciales prospectos en el bloque en el primer trimestre de 2022.
La evaluación del potencial de los prospectos en el bloque 8 mostró que, desde los puntos de vista técnico y económico, las oportunidades no son competitivas dentro del portafolio del Grupo.
Brasil
Para la filial Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda, 2021 representó un año más de consolidación de la estrategia, con foco en los plays Presal y Post sal de las cuencas Santos y Campos. Esta filial cuenta con dos (2) activos exploratorios en el presal de Santos, representados por los bloques Pau-Brasil y Saturno, y un (1) activo en la cuenca Ceará, donde ya se ha tomado la decisión de salida dado que no se comprobó el potencial exploratorio y se adelantará el proceso de devolución a la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil (ANP) en el año 2022.
El descubrimiento Gato do Mato ubicado en los bloques BM-S-54 y Sul de Gato do Mato, que hacía parte del portafolio de exploración, fue transferido a la Gerencia de Desarrollo y Producción de la filial con la expectativa de obtener la primera producción de este proyecto entre el cuarto trimestre de 2025 y el primer trimestre de 2026.
En Pau-Brasil, fueron contabilizados importantes avances en la ejecución del programa exploratorio, con esfuerzos del consorcio conformado por BP (operador, 50%), CNOOC (30%) y Ecopetrol (20%), para definir la locación del pozo obligatorio Pau Brasil-1, el cual se estima perforar hacia el segundo semestre de 2023. En Saturno, los esfuerzos estuvieron concentrados en evaluar la prospectividad remanente del bloque, con el objetivo de redefinir la estrategia exploratoria, tras la perforación del pozo Saturno-1.
Como parte de la Ronda 17 ofrecida por la ANP, en consorcio con la operadora Shell, Ecopetrol accedió a una participación del 30% en el bloque S-M-1709, en la cuenca Santos de Brasil, tal como se mencionó más arriba.
Socios en exploración
Como parte de la implementación de la estrategia exploratoria, el Grupo Ecopetrol viene desarrollando alianzas estratégicas con socios para contribuir conjuntamente a la sostenibilidad del negocio y al adecuado manejo del entorno.
Al cierre de 2021, Ecopetrol S.A. tenía vigentes 11 activos exploratorios en Colombia con socios, de los cuales tres (3) son operados por Ecopetrol y los otros ocho (8) son operados por los socios Parex, Shell, SierraCol, Petrobras y Repsol.
El relacionamiento con los socios está regulado por los acuerdos de Operación Conjunta (Joint Operating Agreements – JOA) y por los contratos de asociación y se enfoca en la ejecución de operaciones rentables y sostenibles para la empresa y sus socios.
Hocol cuenta con ocho (8) bloques exploratorios activos con socio, de los cuales es operador en dos (2), mientras que los otros seis (6) son operados por Geopark y Lewis Energy. Adicionalmente cuenta con Total y Repsol como socios no operadores.
En el ámbito internacional, Ecopetrol Brasil cuenta con dos (2) activos exploratorios con socios en la cuenca Santos, en asocio con las compañías Shell, Chevron, CNOOC y BP.
Por su parte, Ecopetrol América cuenta con participación en 54 bloques en exploración con los siguientes socios: Chevron, Shell, Repsol, Murphy, Hess, Oxy, Talos, Progress Res, Fieldwood, Ridgewood, Venari, Marubeni, W&T y BHP.
Ecopetrol hidrocarburos México tiene vigentes dos (2) bloques exploratorios operados por Petronas y Pemex.
Resultados del negocio Sísmica
Durante 2021, el Grupo Ecopetrol adquirió 128,835.437 Km Equivalentes de sísmica, para evaluar la prospectividad de áreas en Colombia y Brasil.
A nivel nacional, el Grupo Ecopetrol adquirió 83,98 Km equivalentes de sísmica 2D en el bloque SN18 y se adelantó la viabilidad de varios programas sísmicos en las cuencas Valle Magdalena Medio, Colombia Norte y Llanos Central. En el ámbito internacional, la filial Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil Ltda, compró 124,730 Km equivalentes de sísmica, que corresponde a 73,371 Km2 de sísmica 3D (Nébula 870 Km2 + Picanha 53,102 Km2 + Santos 19,399 Km2) para evaluar la prospectividad en las cuencas Campos y Santos. Además, Ecopetrol-America LLC compró 4,020 Km equivalentes de sísmica que corresponden a 2,365 Km2 de datos sísmicos en el Golfo de México para mejorar los esfuerzos de maduración de ocho (8) prospectos en la Alianza Estratégica de Chevron (ver Gráfico 05).
Sísmica Grupo Ecopetrol (Km equivalentes)
Perforación exploratoria
El Grupo Ecopetrol y sus socios finalizaron la perforación de
13 pozos,
de los cuales,
11 fueron en Colombia,
1 pozo en Estados Unidos
1 pozo en México
Adicionalmente, en la actividad operada a sólo riesgo por el socio, se perforaron cuatro (4) pozos más en Colombia.
Al cierre del año,
3 fueron declarados exitosos,
1 pozo de estudio,
5 fueron declarados secos y
4 se encuentran en evaluación.
Cabe resaltar que, al cierre de la vigencia, cuatro (4) pozos se encontraban en perforación (El Niño-2, Estratigráfico SN-15, Boranda Sur-3 y Bololó-1) los cuales llegarán a su objetivo final en 2022.
De los pozos que fueron perforados en 2020 y que se encontraban en evaluación durante 2021, se tienen los siguientes resultados: tres (3) fueron declarados exitosos (Flamencos-2, Lorito A-1 y El Niño-1), dos (2) continúan en evaluación (Chacha-3 y Arrecife-3) y cinco (5) fueron declarados secos (Chacha-2, Aguas Blancas 24, Santa Bárbara-1 ST2, Antillas 1ST1 y Lorito Este-1).
Pozos exploratorios 2021
| Pozo | Clasif Lahee | Operador / socio | Contrato / Bloque | Estado |
|---|---|---|---|---|
| Boranda Sur-2 | A1 | Parex 50% (Operador) ECP 50% | Boranda | Exitoso |
| Liria YW-12 | A2 | ECP 100% | Recetor | Exitoso |
| Flamencos-3 | A1 | ECP 100% | Magdalena medio | Exitoso |
| Est SN-8 | Est | Hocol 100% | SN8 | Estudio |
| Basari-1 | A3 | Hocol 100% | RC7 | En Evaluación |
| Carnaval-1 | A3 | Lewys Energy 50% (Operador) Hocol 50% | Perdices | En Evaluación |
| Prof Cira 3540 | A2b | Sierracol 52% (Operador) ECP 48% | La Cira Infantas | En Evaluación |
| Ibamaca-1 | A3 | Hocol 100% | Tolima | En Evaluación |
| Boranda Sur-1 | A1 | PAREX 50% (Operador) ECP 50% | Boranda | Seco |
| Boranda Centro-1 | A1 | PAREX 50% (Operador) ECP 50% | Boranda | Seco |
| Chimuelo-1 | A2 | ECP 100% | Tisquirama | Seco |
| Moyote-1 | A3 | Petronas 50% (Operador) ECP 50% | Bloque 6 | Seco |
| Silverback-2 | A3 | CVX 90% (Operador) EAI 10% | Silverback | Seco |
| Pozos perforados en actividad a sólo riesgo por el socio | ||||
| Perla Negra-1 | A3 | Parex 95% (Operador) ECP 5% Sólo Riesgo | Fortuna | Seco |
| Perla Negra-1 ML1 | A3 | Parex 95% (Operador) ECP 5% Sólo Riesgo | Fortuna | En Evaluación |
| Cayena 1 ST1 ML1 | A1 | Parex 95% (Operador) ECP 5% Sólo Riesgo | Fortuna | En Evaluación |
| Cayena 1 ST 1 ML2 | A1 | Parex 95% (Operador) ECP 5% Sólo Riesgo | Fortuna | En Evaluación |
Inversiones exploratorias
Las inversiones exploratorias de 2021 se concentraron principalmente en el onshore colombiano, en su mayoría orientadas a actividades de perforación. Una parte significativa estuvo dirigida a la ejecución de actividades exploratorias en Brasil, EE.UU. y México.
Inversiones exploratorias Grupo Ecopetrol (USD millones)
Las inversiones de Grupo Ecopetrol en exploración en 2021 ascendieron a USD 208 millones. El 33 % de las inversiones correspondieron a actividades con socios. Las mayores inversiones se encuentran en los bloques Silverback, Recetor, VMM, RC7 Y Boranda, entre otros.
Las mayores inversiones en perforación 2021 estuvieron asociadas principalmente a la ejecución de los pozos Liria YW-12, Basari, Flamencos-3 y Silverback en Estados Unidos. Adicionalmente se ejecutaron inversiones en sísmica y viabilidad, así como inversiones importantes en las filiales como la sísmica Picanha en Brasil y actividad en el bloque 6 en México.
Desarrollo
y producción
El segundo eslabón de la cadena de valor es la producción de crudo y gas, que se realiza de manera directa o en asocio con otras compañías.
Estrategia de desarrollo
y producción
La estrategia de Desarrollo y Producción es crecer con la transición energética, descarbonizando nuestras operaciones y diversificándonos hacia negocios de bajas emisiones, orientados hacia la creación SosTECnible de valor para los grupos de interés, preservando retornos competitivos para la Compañía.
Para la materialización de la nueva estrategia, que proyecta mantener una producción entre 700 – 800 kbped hasta 2040, con un pico entre 800 – 850 kbped en el 2030, se cuenta con varios frentes de trabajo que incluyen actividades en activos existentes convencionales, no convencionales en Colombia y en otras geografías, exploración en el Caribe costa afuera y en el onshore colombiano y oportunidades internacionales y de nuevos negocios.
El plan 2022 – 2024 es el corto plazo que impulsa la materialización de la nueva estrategia, por eso la Compañía invertirá entre USD 10 y USD 11 billones, perforará más de 1,800 pozos de desarrollo y mantendrá el objetivo de tener una reposición del 100 % de las reservas, aumentando el foco en los siguientes frentes de trabajo:
Desarrollo de los campos Green Field Caño Sur y Akacías.
Maximización de valor del programa de recobro principalmente en crudos pesados y en el Magdalena Medio.
Aumento de la participación del gas en la canasta de productos, teniendo como apalancador la exploración y desarrollo del piedemonte.
Protección de la curva básica mejorando la declinación natural de los campos y continuando con el recobro primario principalmente en Rubiales.
Viabilización de las oportunidades actuales y captura de otras nuevas.
Durante 2021, Ecopetrol logró consolidar
el portafolio aumentando en
12 %
el volumen viable a 50 USD/Bl, aumentando el aceite original en sitio en 3 billones de barriles (bbl), para un HCIIP de 72 bbl como Grupo.
En 2021, la producción del Grupo Ecopetrol fue de equivalente por día (kbped),
679 mil
barriles de petróleo
de los cuales, Ecopetrol S.A. aportó 611.1 kbped, y las filiales, 67.9 kbped.
El aporte del gas natural (gas + productos blancos) fue del 
22.4 % (151.9 kbped), aumentando 6.8 % respecto a 2020.
Durante el último trimestre del año Ecopetrol S.A. recibió la operación de los seis (6) campos del activo Nare, después de la finalización del contrato de asociación con la compañía Mansarovar Energy Colombia Ltda.
Frente a la vigencia 2020, se presentó una reducción, debida principalmente, a la materialización de riesgos en temas de orden público, la fuerte ola invernal en Colombia, la temporada de huracanes en el Golfo de México y las restricciones temporales de producción en el campo Castilla asociadas al manejo de agua.
Producción por compañía del Grupo Ecopetrol 2021 (kbdpe)
Producción equivalente de crudo y gas Grupo Ecopetrol 2021
Producción equivalente de crudo y gas de Ecopetrol S. A. 2021
El Grupo Ecopetrol reafirma su compromiso frente a sus operaciones en el Golfo de México y el desarrollo integral de no convencionales en los Estados Unidos.
Perforación de pozos
Durante 2021 se perforaron y completaron 395 pozos de desarrollo. Del total de los pozos perforados y completados,
193 hacen parte de la operación 100 % Ecopetrol,
95 se ejecutaron en conjunto con Asociados,
22 por Hocol y
85 por Permian.
Pozos de desarrollo perforados y completados
| Empresa | 2020 | 2021 |
|---|---|---|
| Ecopetrol S.A. Operación Directa | 157 | 193 |
| Ecopetrol S.A. Operación con Asociados | 45 | 95 |
| Hocol | 24 | 22 |
| Permian | 18 | 85 |
| Total pozos de desarrollo Grupo | 244 | 395 |
Inversiones de Desarrollo (USD millones)
Socios de producción
Los asociados o socios actuales en producción son personas jurídicas que participan con Ecopetrol en negocios y/o proyectos conjuntos en la fase de explotación (desarrollo y producción), con el propósito de generar valor para el logro de los objetivos comunes. Esta relación está regulada por acuerdos formales y la participación se realiza a través de los aportes de las partes. La Vicepresidencia de Activos con Socios, parte de la Vicepresidencia de Desarrollo y Producción, es el área dedicada a la gestión integral de dichos activos, desde el rol de asociado.
La gestión del manejo de las relaciones de Ecopetrol con sus Asociados/Socios es un elemento clave de la estrategia corporativa, a través del cual se busca asegurar negocios conjuntos sostenibles dentro de un marco de relaciones transparentes, confiables, eficientes y de mutuo beneficio.
Compañías asociadas
| Sierracol Energy | Petróleos Colombianos S.A. (PETROLCO) |
| Frontera Energy | Texican Oil & Gas Ltda. |
| Hocol S.A. | Nexen Petroleum Colombia Ltda. |
| Unión Temporal Ismocol – Joshi – Parko (UT IJP) | Lewis Energy |
| Parex Resources | Lagosur Petroleum Colombia Inc. Sucursal Colombia |
| Repsol | Petrosouth Energy Corporation |
| Perenco Oil & Gas y | Saint Aubin International |
| Perenco Colombia Limited | Nikoil Energy Corp. |
| Emerald Energy PLC Sucursal Colombia | Valle Energy (Las Quinchas Resources Corp.) |
| Petrosantander Colombia Inc. | Colombia Energy Development Co. (CEDCO) |
| Cepsa Colombia S.A. | Cinco Ranch Petroleum Colombia Inc. Sucursal Colombia |
| Gran Tierra Energy Colombia Ltda. |
Contratos de producción vigentes a 31 de diciembre de 2021
| Tipo de Contrato | Total |
|---|---|
| Contrato de Asociación (incluye solo riesgo y ORRI) | 37* |
| Contrato de Producción incremental (Palagua, Suroriente, Neiva y Orito) | 4 |
| JOA (CPO-09, Capachos, Aguas Blancas) | 3 |
| Contrato de Colaboración Empresarial La Cira Infantas y Teca) | 2 |
| Contrato de Riesgo Compartido (CRC 2004) | 1 |
| Bussiness Colaboration Agreement (Arauca) | 1 |
* Incluye cinco (5) contratos de asociación transferidos a Hocol a partir del 1 de julio de 2018, en los cuales Ecopetrol tiene la asignación del área.
Durante 2021, Ecopetrol a través de su Vicepresidencia de Activos con Socios continuó con la estrategia de fortalecimiento de sus principios en materia de ética y cumplimiento, compartiendo reflexiones y piezas éticas con los asociados. Así mismo, se generaron espacios de alineación estratégica y fortalecimiento de competencias entre los equipos, con el fin de implementar iniciativas conjuntas que redunden en el beneficio de las compañías y sus áreas de influencia.
Cada año, durante el último trimestre, se lleva a cabo la consulta anual de percepción y expectativas de los Asociados o Socios, respecto a un conjunto de atributos claves en la gestión integral de la relación de Ecopetrol y sus empleados. Los principales aspectos consultados fueron:
Responsabilidad Corporativa – temas materiales relacionados con los componentes Sociales, Ambientales y/o de Gobernanza.
Ética y Transparencia.
Cumplimiento de la promesa de valor.
Focos de atención y oportunidades de mejora.
Según el resultado de la encuesta y cumpliendo con el ciclo planear, hacer, verificar y actuar (PHVA), estas fortalezas y las oportunidades de mejora son tomadas en consideración por Ecopetrol en el proceso de definición de la estrategia de gestión de relacionamiento con socios para el siguiente año.
En 2021, la inversión ejecutada en los contratos de asociación en Colombia fue de USD 103.2 millones.
Inversiones con socios 2017-2021
Yacimientos
No Convencionales (YNC)
62.5 %
de interés de participación en Kalé, y un
37.5 %
en Platero.
Los proyectos, Kalé y Platero, se encuentran en la etapa de actividades previas. En 2021, se avanzó en la elaboración del EIA, así como en el proceso de licenciamiento, a través del fortalecimiento de los mecanismos de participación y en la construcción de los programas de participación y diálogo. Durante el año, Ecopetrol ha promovido el ejercicio del derecho a la participación a través de espacios de relacionamiento con las comunidades y partes interesadas a través de:
(i)
Lineamientos de participación del EIA y encuentros definidos para tal fin.
(ii)
Mecanismos establecidos en la reglamentación social de los pilotos (Diálogos Territoriales).
(iii)
Apertura y funcionamiento de la Oficina de Participación Ciudadana en Puerto Wilches.
(iv)
Espacios permanentes de diálogo y pedagogía con los habitantes del municipio y su zona de influencia.
Cumpliendo con la normatividad, durante el primer semestre se realizó el primer Diálogo Territorial en conjunto con el Gobierno Nacional y ExxonMobil, para el caso de Platero y, hacia la segunda mitad del año, se radicó el EIA ante la ANLA del PPII Kalé.
6. De acuerdo con la Comisión Interdisciplinaria Independiente, los PPII son un “experimento de naturaleza científica y técnica, sujeto a la más estricta condición de diseño, vigilancia, monitoreo y control, y por lo tanto de naturaleza temporal”, construido a partir de la confianza y legitimación social, que comprende las operaciones de perforación, completamiento, fracturamiento, estimulación y pruebas de producción que se realicen en los YNC con la técnica de fracturamiento hidráulico en perforación horizontal – FH-PH en roca generadora.
El objetivo de los pilotos es estimar los eventuales riesgos operacionales, ambientales y sociales inherentes a la actividad. Adicionalmente, la determinación de las características petrofísicas y los posibles completamientos y tecnologías de estimulación en los pozos de yacimientos no convencionales. Con la información generada y a través de una evaluación costo-beneficio, se estima poder establecer la viabilidad de continuar a una fase de exploración y producción comercial de los YNC.
Balance de reservas
Al cierre de 2021, las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de
2,002 mbpe
lo que representa un aumento del
13 %
con respecto a 2020 (1,770 mbpe).
El 89 %
de las reservas probadas corresponden a campos en Colombia.
El 11 % restante, a la operación de Ecopetrol Permian y América, en EE.UU. En los gráficos, se observan la evolución y la vida media de las reservas probadas en los últimos años.
Evolución de reservas probadas Grupo Ecopetrol (mbpe)
Vida media de las reservas (años)
Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los EE. UU., donde el 99.5 % fueron certificadas por cuatro reconocidas firmas especializadas independientes (Ryder Scott Company; DeGolyer and MacNaughton; Gaffney, Cline & Associates, y Sproule International Limited).
El Índice de Reposición de Reservas (IRR) fue del 200 %, lo que significa que, por cada barril producido en el año, se incorporaron dos (2) barriles a las reservas.
La vida media de las reservas se incrementó a 8.7 años, superando la alcanzada en 2014, cuando el Brent promedio se ubicó en USD 102 por barril (frente a USD 69.2 en 2021). Del balance total, el 72 % son líquidos, con una vida media de 8.2 años, mientras que el 28 % restante corresponde a gas, con una vida media de 10.4 años.
La incorporación de reservas probadas fue de 462 mbpe, de los cuales, 282 mbpe se habilitaron debido a:
La destacada gestión en los campos de desarrollo en Colombia.
La operación de Ecopetrol Permian y América en Estados Unidos.
La operación de Ecopetrol Permian y América en Estados Unidos.
La implementación de proyectos de expansión. de recobro mejorado en campos como Chichimene, Castilla y Akacías principalmente. Los volúmenes restantes, corresponden al efecto favorable de la recuperación del precio internacional del petróleo durante 2021.
Por concepto de venta de la empresa, se generó la desincorporación de las reservas de la compañía Savia en Perú por 3.5 mbpe, cuya venta efectiva se llevó a cabo en enero del 2021.
Gas y GLP
La estrategia de Gas y GLP del Grupo Ecopetrol hace parte del Pilar de Crecimiento con la Transición Energética definido en la estrategia 2040. Esta permite asegurar la consolidación de un negocio integral para el Grupo, basado en soluciones energéticas de bajas emisiones y modelos flexibles, que se integran con otras alternativas como hidrógeno, biogás y energías renovables para maximizar el valor, el cual además es autofinanciable y con crecimiento sostenible.
Para esto se han definido las siguientes palancas de valor:
Diversificar la producción del Grupo para que el gas y el GLP alcancen hasta un 30% de la participación en la producción, entre 2030 y 2035.
Lograr un crecimiento del ebitda mediante el fortalecimiento y aceleración del portafolio orgánico (recursos y reservas).
Crecer a través de diversificación de la cadena de valor con oportunidades inorgánicas y la expansión del negocio a nivel internacional.
Desarrollar esquemas comerciales para incentivar nueva demanda, que permita llegar a niveles de ventas adicionales con consumos en industria, térmicas, gas natural vehicular (GNV) y soluciones integrales.
Aportar a las metas de descarbonización del Grupo y del país mediante la eliminación de quemas rutinarias, fugas y venteos en la operación, lo cual impacta las emisiones de gases efecto invernadero (GEI) Alcance 1 y 2, y a través de la venta de productos con más bajas en emisiones, reduciendo las emisiones Alcance 3.
Hidrógeno
En 2021, Ecopetrol diseñó el plan estratégico de hidrógeno de bajo carbono alineado con la hoja de ruta de hidrógeno del Gobierno Nacional de Colombia. Este contribuye a la visión del Grupo impulsando el crecimiento en la transición energética, habilitando la SosTECnibilidad y el plan de descarbonización, con un aporte del
9-11 %
de la meta de reducción de emisiones Alcances 1, 2 y 3 del Grupo para el año 2050.
El plan está enfocado en el desarrollo de cuatro (4) aplicaciones:
1
Crecimiento sostenible y descarbonización de operaciones propias.
2
Movilidad sostenible.
3
Mezcla de hidrógeno con gas para aplicaciones térmicas.
4
Desarrollo de nuevos productos de bajas emisiones.
La ejecución está prevista en tres (3) horizontes de tiempo para la consolidación de un portafolio robusto de hidrógeno a lo largo de los próximos años, con acciones enfocadas en la creación de ecosistemas de desarrollo de la industria del hidrógeno para uso doméstico y exportación. El plan de inversiones del Grupo Ecopetrol para 2022, incluye inversiones por
USD 6
millones
que permitirán poner en marcha proyectos a escala industrial y avanzar en los estudios de hidrógeno verde y azul.
Los proyectos de escala industrial permitirán una mayor producción de productos valiosos en las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja, con una, producción de hidrógeno de bajo carbono de 8,700 kt/año.
Así mismo, se desarrollarán:
Una prueba de concepto de producción de hidrógeno electrolítico con capacidad de 50 kW, la cual será ejecutada en el primer semestre de 2022 en la refinería de Cartagena.
El diseño de la prueba de concepto de producción de hidrógeno a partir de biogás.
La ejecución de pilotos de movilidad terrestre con celda de combustible de hidrógeno, y
7. Hidrógeno de origen geológico.
Gas y GLP
Durante 2021, el negocio de gas y GLP entregó sólidos resultados financieros, con una generación de ebitda cercano a USD 790 millones.
Estos representan un crecimiento aproximado de
18 %
frente al año 2020 y un margen ebitda superior al
50 %
Esto como resultado del incremento en producción de ambos productos y la ejecución de estrategias comerciales de gas enfocadas en proteger la base de clientes y expandir a nuevos mercados en Colombia.
En 2021 se fortaleció el portafolio de gas con el descubrimiento de un nuevo campo en el departamento de Casanare. Esto como resultado de la perforación del pozo LRYW12, el éxito en la delimitación del descubrimiento Arrecife en el departamento de Córdoba, y los volúmenes probados por los trabajos de reacondicionamiento realizados en los campos de Guajira y Gibraltar.
En términos volumétricos, las ventas de gas alcanzaron un aumento cercano al
3 %,
y las ventas de GLP tuvieron un aumento de
~8%
con respecto a 2020. Desde el punto de vista de la oferta de gas al mercado:
Se ha robustecido la oferta al mercado colombiano con un potencial adicional de ~84 Giga BTU por día unidad – Gbtud (9% de la demanda) donde se destacan: el éxito exploratorio del pozo Liria YW12 en el Piedemonte (9 Gbtud), los éxitos de los pozos delimitadores y de desarrollo en el Caribe Norte (22 Gbtud), la ejecución de los trabajos workover de Chuchupa (26 Gbtud) y Gibraltar (19 Gbtud), así como la liberación de gas por optimización del consumo propio en 2021 (6 Gbtud) y la nueva oferta del Campo Floreña (2 Gbtud).
Se logró la aprobación de los convenios operativos con la ANH en Piedemonte. Esto permitió el inicio de la actividad con tres (3) taladros en el área y un cuarto a partir de febrero de 2022, con los cuales se inicia la campaña de perforación de 22 pozos exploratorios y de desarrollo entre 2022-2024.
Liberación al mercado de largo plazo hasta de 61 Gbtud reservado para el campo Teca.
Consolidación de un portafolio de 17 iniciativas que reducen el consumo interno de gas en ~14.2 Gbtud para liberarlos al mercado, alineado con planes de descarbonización en refinación.
Con la actualización de las proyecciones del portafolio de largo plazo, se incrementaron volúmenes en todos los escenarios del Plan Estratégico definido en 2020 (entre 25% y 40%).
Reducción del 50% de las quemas rutinarias en teas con respecto a 2017 y a nivel de emisiones fugitivas se alcanzó el cierre de 760 fugas desde 2019 con una reducción de GEI de 60 Kt CO2 equivalentes.
La entrada del volumen de Guajira por la adquisición que realizó Hocol de la participación de Chevron y la maximización de volúmenes de Piedemonte permitió un incremento aproximado del 15% en ingresos vs. 2019.
Desde el punto de vista de la demanda atendida por Ecopetrol, se logró un incremento de 40 Gbtud (10% de la meta a 2030). Igualmente, se incrementó la participación de mercado pasando del 74% al 79 %. Se ha incentivado el gas natural como combustible de bajas emisiones para el segmento de carga pesada y transporte de pasajeros, hoy con 640,000 vehículos convertidos y aproximadamente 3,500 dedicados a gas natural desde fábrica, y la reducción de un 80 % del material particulado por la renovación de 741 buses de la flota de Transmilenio, sistema de transporte público de la ciudad de Bogotá.
Adicionalmente, amparados en la Resolución CREG 108 2021, Ecopetrol ofreció al mercado una alternativa de mitigación en los incrementos del precio del GLP denominada Opción Tarifaria.
Inversiones totales
en 2021 comparadas
con los últimos cuatro (4) años
En años anteriores, las inversiones reales en gas y GLP se incluían dentro de los datos de inversión de Producción y Exploración. A partir de 2021, se comenzó a hacer seguimiento detallado a estas inversiones, las cuales cierran el año con un valor de USD 250 millones, cifra que corresponde a cerca del 7 % de las inversiones del Grupo Ecopetrol en 2021 y de las cuales un 63 % corresponde a proyectos de crecimiento, con actividad en pozos de desarrollo y exploración en Piedemonte y filiales como Hocol y Permian.
Esta busca financiar una porción del precio regulado y así trasladar este beneficio al usuario final.
Adicionalmente, en diciembre de 2021 el Grupo Ecopetrol aprobó una
reducción del 30%
en el precio del GLP
a partir del 1 de enero de 2022 y por un período de seis (6) meses, con lo cual se espera que el beneficio se traslade a
3.3 millones
de hogares
que usan este combustible en todo Colombia.
Capacidad de licuefacción de GNL
El Grupo Ecopetrol no tiene participación en terminales de licuefacción.
Transporte (Midstream)
Este eslabón, el tercero en la cadena de valor de la actividad, incluye el transporte de crudo, combustibles y otros productos refinados como diésel y biocombustibles. Estas actividades se desarrollan a través de la filial Cenit y sus empresas subsidiarias.
El volumen de crudo transportado
a través de los sistemas de Cenit y sus subsidiarias decreció en un 10%, comparado con el año anterior. Esto se debió a la disminución de la producción, principalmente en la región de los Llanos Orientales. Del total del volumen de crudo transportado por los oleoductos, aproximadamente el 85.3 % era propiedad del Grupo Ecopetrol.
El volumen de productos refinados transportados por Cenit se incrementó en un 19.9 %, comparado con el año anterior, debido, principalmente a la recuperación de la actividad económica. Del total del volumen de productos refinados transportados a través de los poliductos multipropósito, el 29.5 % era propiedad de Ecopetrol.
Total transporte de crudo y refinados
| Evacuación | Total |
|---|---|
| Transporte de crudo (GSV) | 733.42 kbpd |
| Transporte de petróleo refinado (NSV) | 277.19 kbpd |
| Total | 1,010.61 kbpd |
Cifras en kbpd y NSV.
* Los volúmenes de crudo transportado corresponden a los siguientes sistemas (evacuación país): Ocensa Segmento 3, ODC, Vasconia-Galán, Ayacucho-Galán, Ayacucho-Coveñas y el Oleoducto Trasandino.
** Evacuación Cenit de crudos: 268,19 kbpd en GSV y 267,49 kbpd en NSV.
*** Los volúmenes de refinados transportado corresponden a los siguientes sistemas (evacuación refinerías + otros puntos de ingreso): Galán – Salgar 16”, Galán – Salgar 12”, Galán -Bucaramanga, Buenaventura – Yumbo y Cartagena – Baranoa.
Ingresos consolidados del segmento POR más de USD 3,279 millones y una generación de ebitda que supera los USD 2,691 millones.
Reconocimientos y logros
en 2021 para Cenit
Certificación otorgada por Icontec como Carbono Neutro. Primera empresa del sector Oil and Gas con esta certificación.
Sello Equipares Nivel Plata otorgado por el Ministerio de Trabajo y el PNUD.
Inauguración del Parque Solar San Fernando en el departamento del Meta, con el que se espera reducir emisiones por el orden de 508,000 toneladas de CO2e en los próximos 15 años, en conjunto con AES Colombia.
Sello Equipares Nivel Plata otorgado por el Ministerio de Trabajo y el PNUD.
Inauguración de seis plantas solares menores en Baranoa, Miraflores, Mansilla, Yumbo, Tocancipá y Pereira, con las que se espera reducir emisiones por el orden de 7,695 toneladas de CO2e equivalente en los próximos 15 años.
Ranking PAR (2020 y 2021) como la empresa en el sector minero energético con mayor equidad de género en Colombia y en América Latina:
- Puesto número 10 en el ranking de Empresas Incluyentes 2021 de la Cámara de Comerciantes LGBT y el Centro Nacional de Consultoría.
- Top 10 de Empresas Comprometidas
con las Juventudes de la Organización Internacional de Directivos de Capital Humano. - Cuarto lugar en el ranking de Merco de las empresas con mejor Responsabilidad Social y Gobierno Corporativo en la categoría de petroleras y distribución de hidrocarburos.
Refinación y
Petroquímica (Downstream)
El cuarto eslabón en la cadena de valor es la actividad de refinación y petroquímica, que comprende las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, y a Esenttia. Es allí donde se transforman en productos de valor agregado los crudos que llegan de los campos.
Estrategia de Refinación y Petroquímica
En 2021, dentro de la actualización de la estrategia del Grupo, se actualizó la estrategia del Downstream de Ecopetrol para el período 2022-2040. Como resultado, se generaron nuevas líneas que permiten complementar, reenfocar y priorizar aspectos de la actualización de estrategia del año 2017 (que comprendía 2020-2030), y agregar nuevas y diversas opciones que generan negocios desde los retos de la industria.
Para contribuir a la diversificación de Ecopetrol en negocios de bajas emisiones, se buscará transformar la configuración de los activos para satisfacer la demanda de productos emergentes a mediano y largo plazo. Esto incluye hidrógenos verde y azul, reconvertir parte de las refinerías para producir biocombustibles y aumentar la comercialización de bases lubricantes. Así mismo, el segmento ha iniciado el desarrollo de iniciativas de reciclaje de plásticos mecánico y químico, producción de polietileno biodegradable, valorización de catalizadores gastados, entre otras iniciativas de economía circular y se continúan los esfuerzos en gestión ambiental con metas concretas en gestión integral del agua y un portafolio de iniciativas de descarbonización 2030.
01
Adaptación de las instalaciones a los nuevos retos de calidad de combustibles e incursión en crecimiento en petroquímica y nuevos negocios
(2022-2030)
Puesta en marcha de la unidad de crudo original con la nueva Refinería en Cartagena. Con este proyecto la Refinería de Cartagena llegará a 200 KBD de capacidad de carga de crudo.
Implementación de iniciativas del portafolio de descarbonización con un potencial de reducción a 2030 de hasta 0.57 Mt CO2e.
Implementación de iniciativas de economía circular con beneficios de hasta COP 11,000 millones a 2023.
Desarrollo de infraestructura y competencias de personal para el cargue y procesamiento de crudos provenientes de yacimientos no convencionales.
Maduración del proyecto de revamp en unidad de Coker en Cartagena y de reducción de combustóleo en la Refinería de Barrancabermeja.
Maduración y puesta en servicio de iniciativas de hidrógeno verde y azul.
Ejecución de pilotos para la producción de biocombustibles.
Reducción del 50% del agua dulce comprada para la Refinería de Cartagena y disminución al 50% de la relación agua usada/carga para la Refinería de Barrancabermeja.
Mejora de los combustibles diésel y gasolina y la inclusión de combustibles renovables (diésel y jet renovable).
Refinación
Para el segmento de refinación se identifican nuevas exigencias en calidad de combustibles, mayores restricciones en emisiones y regulaciones ambientales, generando cambios importantes en el balance de la oferta y la demanda de combustibles. A esto se suman los efectos de la pandemia del Covid-19, con una fuerte disminución en la demanda, caída en los márgenes, reducción de cargas a las unidades de proceso, cancelación, ralentización y/o aplazamiento de proyectos.
Así pues, la estrategia en refinación se enfoca y desarrolla en dos (2) etapas diferenciadas:
02
Desarrollo de nuevos negocios y consolidación para responder a la estrategia, incluyendo el crecimiento en la transición y la generación de valor con SosTECnibilidad
(2030-2040).
Producción continua de biocombustibless (biocetano, biojet, entre otros) por coprocesamiento o con plantas dedicadas.
Transformación de las actuales plantas de hidrógeno gris en hidrógeno azul o verde.
Eliminación del combustóleo como producto significativo del segmento.
Diversificación amplia del portafolio de refinados.
Desarrollo de combustibles sintéticos.
Desarrollo del negocio de hidrógeno para transporte.
Diversificación de la carga de las refinerías hacia cargas de menores emisiones.
Producción de B100 con cargas de segunda/tercera generación.
Suspensión de la utilización de fuentes sensibles de agua para las dos (2) refinerías.
8. Consejo Nacional de Política Económica y Social, Política de mejoramiento de la calidad del aíre (2018).
9. Resolución del Ministerio de Minas y Energía y del Ministerio del Medio Ambiente y Desarrollo Sostenible, por la cual se establecen parámetros y requisitos de calidad del combustible diésel, biocombustibles y gasolinas.
Desempeño
En el 2021 se obtuvieron excelentes resultados, alcanzando una carga consolidada de
353.6 kbd
y un margen bruto integrado de
10.24 USD/Bl,
en comparación con una carga de 319.8 kbd y un margen bruto integrado de 8.0 USD/Bl en 2020. Esto, principalmente, como resultado de:
Buen desempeño operativo de la refinería de Barrancabermeja, con disponibilidad operacional por encima de lo planeado.
Fortalecimiento en precio de productos compensando mayores precios de crudos, en línea con el aumento generalizado de la demanda por la reactivación del sector productivo (avance de vacunación a nivel mundial contra COVID-19) y restricción de oferta (ola de frío en EE.UU. en el primer trimestre, ciberataque a Oleoducto Colonial en EE.UU. en segundo trimestre, huracán Ida en el tercer trimestre, inventarios en mínimos de cinco (5) años y altos costos de gas para refinerías en el cuarto trimestre).
Mayores volúmenes de carga vs. 2020, realización de inventarios por un ambiente favorable de precios.
La adopción de estrategias comerciales en Esenttia para mitigar la alta volatilidad del precio de la materia prima, y
La estabilidad en Invercolsa producto de las mayores ventas de gas natural e instalaciones.
Estos resultados se lograron, en un entorno de desafíos operativos relacionados con:
Paradas programadas en las refinerías.
Mantenimientos correctivos en la Refinería de Cartagena.
Un mercado con precios internacionales retadores para la Refinería de Cartagena (RVO).
Restricciones que afectaron al oleoducto de Caño Limón – Coveñas, y
Situaciones de orden público en el país.
Inversiones en 2021
Refinería de
Barrancabermeja
Las inversiones de la refinería de Barrancabermeja en 2021 ascendieron a
USD 220
millones,
relacionadas con: iniciativas y proyectos de confiabilidad (USD 150 millones), cumplimiento legal ambiental (USD 58 millones), HSE (USD 7 millones) y calidad de combustibles (USD 5 millones).
Dentro de la ejecución del año se destacan los siguientes proyectos que garantizan:
Confiabilidad: mantenimientos mayores en Orthoflow, servicios industriales, Etileno II, Topping U200, parafinas, alquilación, tanques, Turboexpander SG2961. Proyectos Sistema FGC y circuito de fondos UOPI, aguas agrias, módulo 2 llenadero de carrotanques, sistema B-2880 y reposiciones internas R2702, cables del anillo 35 kV, convertidor Orthoflow, sistemas de iluminación, equipo estático U200, equipo rotativo etapa I, recipientes a presión Etileno II, parafinas, DAP, Turboexpander.
Cumplimiento legal: nueva Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR), rehabilitación y renovación de sistemas de colectores de refinería, control emisiones SOx plantas azufre y Aguas Residuales Domésticas (ARD).
Salud, seguridad y medio ambiente (HSE): sistema contra incendio, contención ribera del río y nuevo laboratorio de la refinería.
Calidad de combustibles: primeros análisis para asegurar cumplimiento regulatorio en calidad de combustibles, diésel y gasolina motor regular 10 ppm de azufre, ampliación de capacidad de procesamiento de la Unidad de Hidrocraqueo Moderado HCM U2650, compra de equipos de laboratorio, mejora tecnológica de la planta de HCM-Fase I y gasolina motor regular 50 ppm.
Refinería de Cartagena
La refinería de Cartagena invirtió en 2021 alrededor de
USD 164
millones,
relacionados con iniciativas de confiabilidad (USD 87 millones), cumplimiento legal normativo (USD 2 millones), HSE (USD 17 millones) y proyectos de crecimiento y rentabilidad (USD 58 millones).
El proyecto para la Interconexión de las Plantas de Crudo de Cartagena (IPCC) se mantiene como una de las inversiones de mayor relevancia del segmento y se encuentra en ejecución con fecha de entrada en operación programada para el segundo trimestre de 2022.
Dentro de la ejecución del año 2021 se destacan los siguientes proyectos que garantizan:
Confiabilidad: mantenimiento Mayor (MM) Cracking U-002, MM alquilación U-044, MM hidrógeno U-115, MM HDT U-108, MM Coker U-111, facilidades izaje de cargas, MM de compresores, plan de integridad terminales de Cartagena, MM HDT U-109, MM de calderas, MM de obra civil, MM de turbinas y MM de tanques.
Cumplimiento legal: PRTLGV (Plan de reconversión a tecnologías limpias y gestión de vertimientos) Refinería de Cartagena, interconexión amina rica U-108/U-109 y retiro de amina de corrientes a slop.
Salud, seguridad y medio ambiente (HSE): sistema de agua alimentación calderas, manejo integral GLP, SCI terminales de Cartagena, reemplazo torre FL-T-602 y sistema de almacenamiento KOH liquido U-044.
Crecimiento y rentabilidad: interconexión plantas de crudo, integración de U-101 y U-110 y envío de HCO a U-110.
Inversiones refinerías de Barrancabermeja y Cartagena (MUSD Corrientes)
En descarbonización el downstream contribuyó con el
88 % de la reducción de emisiones GEI verificadas10
del Grupo entre 2010-2019.
En 2021, se actualizó el portafolio de descarbonización con 28 iniciativas de alta y media probabilidad de ejecución con un potencial de reducción de 0.57 Mt CO2e con inversiones por USD 389 millones. La reducción de emisiones GEI acumuladas en 2021 fue de 106,163 tCO2e con la ejecución de 10 iniciativas.
Petroquímica
Como parte de la definición de la estrategia corporativa, se revisó y actualizó la estrategia petroquímica del Grupo Ecopetrol. Se incluyeron temas relevantes como la potencial integración entre refinación y petroquímica ante escenarios de transición energética que afectan la demanda de gasolina y oportunidades de crecimiento a escala regional y mundial, entre otros.
Esenttia continúa avanzando en su contribución a la estrategia corporativa con el desarrollo de negocios de economía circular, promoviendo casos de éxito de circularidad en plásticos. La petroquímica actual en el Grupo es un negocio rentable apalancado en el acceso a materia prima a costos competitivos proveniente de las refinerías.
El negocio de Petroquímica contempla desarrollos en temas como:
Petroquímicos a escala para crecer según el crecimiento esperado en el sector a nivel regional y global.
Ampliación del comercio de disolventes, bases lubricantes, parafinas y asfalto.
Valoración de las opciones asociadas al potencial real de los Yacimientos no Convencionales como proveedores de materias primas para petroquímica.
Desarrollo de proyectos de reciclaje mecánico y químico para la producción de petroquímicos.
Entrada a desarrollos de petroquímicos específicos derivados de los actuales.
Incremento de capacidad en Esenttia a 70,000 toneladas año adicionales, prevista para 2022.
Puesta en marcha del proyecto Recircular cuyo objetivo es producir resina a partir de plástico reciclado (Economía Circular).
Biocombustibles
Volumen de los biocombustibles
producidos y comprados
Incluye compra y producción de diésel en sus mezclas con biodiésel (B100 – mezcla 100% biodiésel). Las mezclas se entregan con 2% en volumen (B2 – mezcla al 2% de biodiésel). Así se presentan las compras de biodiésel (B100) y ventas de diésel B2:
Volumen de biocombustibles – Miles de barriles11
11. Esta información fue actualizada con información a 31 de diciembre de 2021, respecto del documento publicado para derecho de inspección.
Abandono técnico de pozos
Durante 2021 se realizaron
402
abandonos técnicos de pozos,
362
desmantelamientos de facilidades asociadas a pozos y
206
recuperaciones ambientales.
La actividad de abandono técnico o taponamiento de pozos corresponde a la fase final de su ciclo de vida y consiste en establecer barreras permanentes, de tal forma que se conserve su integridad. Se realiza por baja productividad o por problemas de integridad mecánica de los pozos de acuerdo con la norma aplicable vigente, bajo la Guía para Manejo de Integridad de Pozos de Ecopetrol, llamada WIMS (Well Integrity Management System), que hace parte del proceso de Intervenciones y Desincorporación de Activos de Producción.
Consiste en asegurar el cierre definitivo del pozo mediante el taponamiento definitivo de las formaciones o zonas productoras, una vez se finalice la etapa productiva, con los siguientes objetivos:
(i)
Prevenir flujo de posibles fluidos a la superficie, flujo cruzado entre formaciones y contaminación de acuíferos superficiales.
(ii)
Aislar materiales radioactivos u otros peligrosos dejados en el pozo en el momento del abandono, y
(iii)
Cumplir con la regulación.
Como actividades complementarias al abandono del pozo se encuentran: desmantelamiento de facilidades y recuperaciones ambientales.
Desmantelamiento
de facilidades
Consiste en el desarme o retiro de las facilidades y equipos que hacen parte del activo, como líneas de flujo, sistemas eléctricos, equipos electromecánicos y obras civiles asociadas a los pozos de producción a abandonar. Esta actividad es la última intervención de un activo en su vida operativa y es realizada de acuerdo con la normatividad aplicable.
Recuperación
ambiental
Consiste en la ejecución de las actividades que garantizan la protección del medio ambiente en concordancia con las directrices establecidas en los instrumentos ambientales de las áreas y con las normas legales establecidas. Dentro de estas actividades se encuentran:
Control de la erosión y manejo de taludes.
Mantenimiento de áreas recuperadas.
Gestión de residuos.
Re-vegetalización o reforestación de terrenos, y
Manejo y control de aguas de escorrentía.
Desincorporación de activos
La Tabla 17 ilustra la variación en la desincorporación de activos de Ecopetrol en 2021, comparado con 2020. El cambio se representa principalmente por la dinámica operativa recibida por las áreas de negocio, venta de activos funcionales y entrega de activos fijos a Cenit.
Desincorporación de activos
| Desincorporación de activos | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Cantidad | # | 7,731 | 5,441 | 2,672 | 4,718 |
| Valor Contable Neto | COP | 71,857,718.587 | 24,978,003.206 | 9,854,979.248 | 45,276,886.507 |
Comercialización
La comercialización es el quinto y último eslabón de la cadena de valor y conecta a Ecopetrol con los mercados en Colombia y el mundo. Maximiza la generación de valor gracias a su excelencia comercial.
Ecopetrol se ha propuesto:
Productos
Dentro de los productos que Ecopetrol comercializa se encuentran:
Crudo
Combustibles
derivados del crudo
ACPM o diésel.
Combustóleo o fuel oil.
Turbocombustible o turbosina.
Gasolina motor corriente y extra.
Queroseno.
Gasolina de aviación o avigás.
Petroquímicos e industriales.
En el caso de la comercialización de energía para mantener la continuidad operativa de algunas de las empresas del Grupo Ecopetrol, esta tuvo lugar hasta el 31 de diciembre de 2021 a través de Ecopetrol Energía S.A.S. ESP. A raíz de la adquisición del
51.4 %
de las acciones de ISA,
Ecopetrol S.A. (accionista directo e indirecto del 100 % de las acciones de Ecopetrol Energía), asumió el compromiso de desinvertir en la dicha compañía en el menor tiempo posible y de forma ágil y diligente. Por esta razón Ecopetrol S.A. lanzó formalmente al mercado el proceso de selección de un nuevo comercializador.
Primeros en América Latina
en compensar carbono en
comercialización de crudo
La compensación cubre las emisiones de Alcances 1 y 2 generadas a lo largo de la cadena de valor del crudo, incluyendo su producción, dilución y transporte hasta el terminal de Coveñas ubicado en la costa atlántica de Colombia.
12. Estándar de certificación internacional Verra.
Clientes nacionales e
internacionales 2021
Crudo
El portafolio de clientes internacionales de crudo de Ecopetrol es de 21 compañías.
65%
SON REFINADORES
que utilizan el crudo como materia prima para cargar sus refinerías y producir refinados para diferentes usos. El 35% restante son comercializadores cuyo rol es la intermediación comercial para acceder a nuevos clientes y mercados.
Combustibles líquidos
28
son nacionales y
7
son internacionales.
Estos compran gasolina, diésel, jet, diésel marino, fuel oil, queroseno y avigás. Estos clientes deben tener autorización del MME y/o de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) para comprar los productos de acuerdo con lo establecido en la normatividad vigente que regula los agentes de la cadena.
Petroquímicos e industriales
transformadores y
comercializadores.
Mercados
Ubicaciones geográficas
Crudos
(kbpd)
Productos
(kbped)
Desempeño
Ingresos por ventas
Los ingresos por ventas en el 2021 ascendieron a COP 74.04 billones (ver Gráfico 15). Esta cifra representa un crecimiento del 86% con respecto a 2020, debido al aumento del indicador para el petróleo Brent (67% respecto al 2020) y a la gestión comercial que mejoró los márgenes de comercialización gracias a su estrategia de diversificación hacia mercados de mayor valor y operaciones respaldadas en los activos del Grupo Ecopetrol.
Ingresos por ventas*
*No se incluyen ingresos por concepto de servicios ni operaciones de cobertura de deuda. No incluye gas natural y GLP a partir de 2020 (-102kbde), volúmenes que son reportados por la Vicepresidencia de Gas.
Volumen de ventas (kbd)
En términos volumétricos, las exportaciones de crudo mostraron una disminución de 10% entre 2020 y 2021 llegando a 474 KBDE (54 kbde).
Volumen de ventas (KBDE)*
*Sólo considera ventas de Ecopetrol (no incluye Refinería de Cartagena). No incluye gas natural y GLP a partir de 2020, volúmenes que son reportados por la Vicepresidencia de Gas.
Combustibles - ventas nacionales
El portafolio de combustibles de Ecopetrol en el mercado nacional está compuesto principalmente por gasolina, diésel, jet y combustibles marinos.
Volumen de
ventas de gasolina
El volumen de venta de gasolina comercializada por Ecopetrol durante 2021 fue de
109,7 kbd
El volumen de venta de gasolina comercializada por Ecopetrol durante 2021 fue de
33%
equivalente a 27.2 kbd, con respecto a 2020. Esto como resultado de la recuperación de la demanda que había disminuido por las medidas de aislamiento preventivo derivadas de la pandemia (ver Gráfico 17).
Volumen de ventas de gasolina
Volumen de
ventas de diésel
Las ventas en 2021 aumentaron en
15%
en
12,7 kbd
siendo de
98,3 kbd
como resultado de la recuperación de la demanda luego de superadas las medidas de aislamiento preventivo producto de la pandemia (ver Gráfico 18),
Volumen de ventas de diésel
