Medio ambiente
Los siguientes son los objetivos de la Estrategia Ambiental:
Identificación y gestión sistemática de los potenciales impactos y riesgos ambientales asociados a las actividades de Ecopetrol S.A., 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 E en empleados, contratistas y el Grupo
Generación de valor ambiental a largo plazo en el entorno de nuestras operaciones
Facilitación del cumplimiento de metas corporativas ambientales en la ruta hacia la estrategia de transición energética
La Estrategia Ambiental, además está cimentada sobre los siguientes ocho (8) pilares:
1
Planeación y Cumplimiento Ambiental
2
Acción por el Clima
3
Agua Neutralidad (Agua Neta Positiva)
4
Biodiversidad y Servicios Ecosistémicos
5
Economía Circular
6
Aire Limpio para el Entorno
7
Gestión Integral de Residuos
8
Prevención y remediación mejorada de afectaciones al medio ambiente por incidentes operacionales y de seguridad de procesos
25. Anteriormente los lineamientos ambientales se encontraban inmersos en la Estrategia de Entorno. En la búsqueda del mejoramiento continuo, se decide la formulación de una Estrategia Ambiental independiente, promoviendo el fortalecimiento de la gestión ambiental en la organización. Esta Estrategia tiene aplicabilidad para todos los proyectos y actividades de Ecopetrol S.A. y podrá ser adoptada a su vez por las empresas del Grupo Ecopetrol.
Como parte de su gestión ambiental, Ecopetrol aplica el principio de precaución. Por lo tanto, en ausencia de conocimiento respecto a un potencial impacto o riesgo, la Compañía toma medidas para estudiar y conocer científicamente el riesgo durante las etapas de planeación de los proyectos, es decir, antes de que ocurran los potenciales impactos, y toma acciones preventivas o de mitigación que han probado ser efectivas en el tiempo, las cuales son observadas y evaluadas permanentemente. De esta manera se previenen riesgos operativos, aun en ausencia de certeza científica de los mismos.
Inversiones y
gastos ambientales
En 2021 Ecopetrol invirtió aproximadamente
COP 1.2 billones
en gestión ambiental
Esta información se presenta en el Gráfico 27 y es reportada anualmente a la Contraloría General de la República de Colombia. Esta cifra representa un
aumento de 25%
respecto a 2020, que se explica principalmente por: gestiones de recuperación y protección del recurso hídrico, gastos relacionados con la atención de eventos ambientales como Lisama 158 en Magdalena Medio, proyectos de descarbonización y gestión en calidad de aire de la refinería de Barrancabermeja, proyectos asociados a conservación y protección de la biodiversidad, e inversiones operativas para la reactivación de contratos con la inclusión de los aspectos y elementos de bioseguridad.
Inversiones y gastos ambientales de Ecopetrol (COP millones)
La inversión en gestión ambiental de 2021 se distribuyó así:
COP 116,089
millones
destinados a actividades ambientales, 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, principalmente.
COP 35,950
millones
para la gestión del recurso natural agua, representados en programas de recuperación y protección del recurso natural, 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.
COP 21,703
millones
para recuperación y protección de bosques
COP 271,473
millones
para recuperación y protección del recurso natural aire, representada en adquisición de equipos y desarrollo de tecnologías productivas para la reducción de emisiones atmosféricas.
COP 223,582
millones
COP 15,159
millones
en biodiversidad, representada en proyectos de preservación y conservación de la biodiversidad.
COP 450,367
millones
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 peligrosos.
COP 111,646
millones
en gestión del riesgo, representada en gestión para la prevención de desastres, apoyo en la atención de desastres.
Planeación y
cumplimiento ambiental
Ecopetrol S.A. cuenta con
402 autorizaciones ambientales vigentes
emitidas por parte de autoridades ambientales de orden nacional y regional, distribuida en la siguiente manera:
Autorizaciones ambientales vigentes
| Segmento del negocio | Licencias Ambientales / Planes de Manejo ambiental / Medidas de manejo ambiental | Permisos de uso y aprovechamiento de recursos naturales |
|---|---|---|
| Exploración | 53 | 3 |
| Producción | 111 | 219 |
| Refinación | 3 | 9 |
| Otros | 0 | 4 |
Durante 2021, le fueron notificados a Ecopetrol 3,680 actos administrativos proferidos por las Autoridades Ambientales, de los cuales 1,548 contenían requerimientos que son objeto de seguimiento sistemático a nivel estratégico, táctico y operativo para asegurar el cumplimiento oportuno de las obligaciones determinadas por dichas autoridades.
Ecopetrol S.A., previo a la gestión y obtención de autorizaciones ambientales, realiza actividades que le permiten apropiar el conocimiento y diagnosticar los aspectos y determinantes ambientales durante la etapa de planeación de los proyectos. Así identifica los potenciales impactos ambientales y las oportunidades esenciales para la concepción y planeación de las medidas de manejo ambiental establecidas con base en la jerarquía de la mitigación.
En 2021 se obtuvieron las siguientes autorizaciones ambientales:
- Mediante la vía jurídica denominada cambio menor, 18 autorizaciones ambientales de ANLA.
- Una (1) licencia ambiental emitida por ANLA para “la construcción y operación de la línea de gas Vasconia – Teca”.
- Una (1) modificación de licencia ambiental de la Resolución 1257 de 2015 para el Área de Perforación Exploratoria VMM32.
- Dos (2) modificaciones de Planes de Manejo Ambiental Integral – PMAI, de los proyectos “Inclusión variante de gas 4”, “Puente Sogamoso Yariguí – Cantagallo” y “Plan piloto para la inyección de agua y disposal aguas residuales campo Palagua”.
- Una (1) sustracción de la Reserva Forestal del Río Magdalena, creada por la Ley 2° de 1959, para el proyecto “Sísmica Yariguí 3D”.
- Un (1) establecimiento de medidas de manejo ambiental para la línea de transferencia Apiay – Chichimene.
- Se obtuvieron 53 autorizaciones ambientales ante las Corporaciones Autónomas Regionales (CAR), para el uso y aprovechamiento de recursos naturales de los campos de Ecopetrol S.A.
Adicionalmente, se realizó la gestión y radicación de 132 trámites ante las CAR, Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible y ante la ANLA.
Compensaciones por uso de recursos naturales
e inversión forzosa de no menos del 1%
en las cuencas hídricas objeto de captación
El cumplimiento de las obligaciones ambientales derivadas del uso y aprovechamiento de recursos naturales y de la captación de agua de las cuencas hídricas, están incorporadas en instrumentos de control y seguimiento (licencias ambientales, planes de manejo ambiental y permisos ambientales).
Ecopetrol S.A. desarrolla planes de inversión y compensación para la conservación de la biodiversidad y sus servicios ecosistémicos, en un trabajo conjunto con las comunidades locales en núcleos de biodiversidad prestablecidos (Grafico 28). Estos planes se implementan suscribiendo acuerdos voluntarios de conservación con incentivo en especie (Gráfico 29), en los cuales se ejecutan acciones de preservación, restauración y/o uso sostenible de la biodiversidad, buscando reducir los conflictos entre la conservación y las actividades humanas.
Núcleos de biodiversidad Regional Andina Oriente
Gráfico 28: Núcleos de biodiversidad para la implementación de obligaciones de compensación ambiental e inversión forzosa de no menos del 1%, caso Departamento Ambiental Regional Andina Oriente. Arriba: núcleo Tillavá; abajo: paisajes del núcleo.
Incentivos en especie de acuerdos de conservación voluntarios
A diciembre 31, Ecopetrol S.A. tenía
1,430 obligaciones reportadas
en su sistema de información, dentro de las cuales, 377 corresponden a obligaciones de la inversión forzosa de no menos del 1% y 369 a obligaciones de compensación requeridas en permisos de aprovechamiento forestal por las autoridades ambientales regionales.
(419-1) (307-1)
Para conocer sobre las multas y sanciones incurridas en el período por incumplimiento de normativa ambiental ir al Índice GRI.
HOJA DE RUTA
Cambio Climático
Elemento
material Excepcional
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de intereses impactados | Áreas que gestionan los impactos | Segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Proveedores | VCU | Upstream |
| Asociados y Socios | VAB | Midstream |
| Clientes | HSE | Downstream |
| Empleados | VDP | Comercial |
| Inversionistas | VRP | |
| Estado | ||
| Sociedad y Comunidad |
¿Por qué el elemento
es material?
La realidad del cambio climático ha llevado a Ecopetrol a reconocer como pilar de la estrategia corporativa Crecer con la Transición Energética y Generar Valor con SosTECnibilidad.
Los efectos del Cambio Climático tienen un impacto directo y significativo sobre las operaciones, la infraestructura y la sostenibilidad de la Compañía y sobre todos los grupos de interés. De acuerdo con lo anterior y como resultado del análisis realizado por Ecopetrol, este elemento fue clasificado como excepcional.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
1
Mitigación
2
Adaptación y vulnerabilidad
3
Investigación, desarrollo e innovación
4
Participación en construcción
de documentos de política pública
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
Se hace seguimiento al desarrollo y cumplimiento de las acciones establecidas en la hoja de ruta de SosTECnibilidad del elemento Cambio Climático y a los indicadores de gestión e hitos correspondientes incluidos en el TBG de la Compañía.
También se analizan y gestionan los riesgos físicos y de transición asociados al clima que puedan afectar la operación, entorno e instalaciones a través del riesgo empresarial “Inadecuada gestión del cambio climático y agua”.
Metas y proyectos
de corto, mediano
y largo plazo
CORTO PLAZO (2022-2023)
- Mantener actualizado y verificado el inventario de GEI para los Alcances 1, 2 y 3.
- Definir meta de reducción de emisiones de metano y de emisiones Alcance 3 a 2030.
- Implementar proyectos de reducción (emisiones fugitivas y venteos, quemas en tea, energía renovable y eficiencia energética) y reducir 262,761 tCO2e en 2022.
- Producir para autoconsumo 400 MW de energía renovables en 2023.
- Incrementar eficiencia energética en 3% en 2023.
- Priorizar y desarrollar proyectos de Soluciones Naturales del Clima – SNC.
MEDIANO PLAZO (2024-2025)
- Verificar el inventario de GEI en 2025.
- Reducir 1,600,000 tCO2e en el período 2020-2024.
- Investigar tecnologías emergentes y pilotos en hidrógeno y CCUS.
- Reducir emisiones Alcance 3.
- Avance portafolio SNC para cumplimiento de la meta de compensación 2030.
LARGO PLAZO (>2025)
- Cero emisiones netas a 2050 y reducción del 25% a 2030 (Alcances 1 y 2).
- Reducción del 50% de las emisiones Alcances 1, 2 y 3 a 2050.
- Zero Routine Flaring a 2030.
- Incrementar eficiencia energética en 6% entre 2023-2028.
- Incorporación gradual proyectos asociados a tecnologías emergentes como hidrógeno y CCUS.
- Capturar dos (2) MtCO2e a través de SNC en 2030.
Gestión 2021
En 2021 se hicieron los siguientes avances en el camino hacia el cumplimiento de las metas trazadas en la Hoja de Ruta:
(305-1) (305-2) (305-3) (WEF 7)
El Inventario de Emisiones para el período 2017-2020 fue verificado por la entidad Ruby Canyon Engineering.
En 2021 se actualizó el año base del inventario de GEI a 2019. El inventario de emisiones de GEI de Ecopetrol se elabora bajo la metodología ISO 14064-1, y de forma específica, siguiendo los lineamientos del GHG Protocol Corporate Standard (Alcance 1), GHG Protocol Scope 2 Guidance (Alcance 2), Corporate Value Chain (Alcance 3) y Accounting and Reporting Standard (Alcance 3).
Las principales metodologías empleadas en la estimación de las emisiones atmosféricas para el Alcance 1 de Ecopetrol son el balance másico y factores de emisión, aunque en algunos casos puntuales se utilizan cálculos ingenieriles o modelos informáticos. Para Alcances 2 y 3 se utilizan factores de emisión.
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
- FECOC
- UPME
- AP-42
- ARPEL
- CORINAIR
- Guideline for fugitive emissions calculations, June 2003
Emisiones GEI directas e indirectas alcance 1, 2 y 3
(305-1) (305-2) (305-3) (WEF 7)
| Emisiones | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Valor bruto de emisiones directas de GEI (Alcance 1) | tCO2e | 11,193,834 | 11,141,393 | 10,238,780 | 10,296,909 |
| Valor bruto de emisiones indirectas de GEI al generar energía (Alcance 2) | tCO2e | 427,546 | 602,040 | 776,125 | 680,399 |
| Valor bruto de otras emisiones indirectas de GEI (Alcance 3) | tCO2e | NA | 120,784,646 | 116,698,200 | 112,629,936 |
Nota 1: i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2018, 2019 y 2020,
ii) Los datos del año 2021, corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del 2021, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos cambiarán una vez se cuente con la información definitiva.
Nota 2: Los gases incluidos en los datos de la tabla son los siguientes CO2, CH4 y N20.
Nota 3: La primera estimación de emisiones Alcance 3 que realizó la Compañía fue para el año 2019.
Con respecto a los datos presentados en la Tabla 38 es importante anotar que el inventario de emisiones atmosféricas de Ecopetrol se estructura bajo el enfoque de control operacional, para las actividades del upstream, midstream y downstream. Para la vigencia 2021 la filial Cenit del midstream, salió del control operacional de Ecopetrol, por lo que para este informe se recalcula la serie histórica correspondiente al periodo 2018 – 2020.
En relación con la operación de las instalaciones de la hoy subsidiaria de Ecopetrol, Oleoducto de Colombia (ODC), el control operacional estuvo a cargo de la Compañía hasta enero de 2021, momento en el que pasa a su filial Cenit.
En consecuencia, en el inventario de Ecopetrol para la vigencia 2021 se incluyen las emisiones de GEI generadas en las instalaciones de esta filial durante este mes.
Adicionalmente, en 2020 Ecopetrol asumió la operación del activo Pauto – Floreña del upstream, razón por la cual, para 2021, se incluyen las emisiones de este activo y se recalcula la serie histórica 2018-2020.
En 2022 se avanzará en incorporar las emisiones de GEI de las filiales que operan en Colombia, lo que implicará revisar el alcance sobre el cual se reporta el inventario actualmente.
Emisiones biogénicas
(305-1) (305-2) (305-3) (WEF 7)
| Emisiones | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones biogénicas de CO2 Alcance 1 | tCO2e | 981.59 | 265.68 | 331.28 | 478.09 |
| Emisiones biogénicas de CO2 Alcance 2 | tCO2e | ||||
| Emisiones biogénicas de CO2 Alcance 3 | tCO2e | 379,590 | 331,731 | 280,169 |
Nota: i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2018, 2019 y 2020,
ii) Los datos del año 2021, corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del 2021, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos cambiarán una vez se cuente con la información definitiva.
Intensidad de emisiones GEI
La intensidad del upstream se estima utilizando en el numerador las emisiones del upstream y en el denominador la producción de crudo, gas y blancos en BOE, esto bajo el límite organizacional de control operacional.
La intensidad del downstream se estima utilizando en el numerador las emisiones Alcances 1 y 2 de refinación y petroquímica, y en el denominador las cargas anuales a las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena en BOE.
Intensidad de las emisiones de GEI
| Proceso | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Producción | KgCO2e/BOE | 25.7 | 26.7 | 28.8 | 29.6 |
| Refinación y petroquímica | KgCO2e/BOE | 44.2 | 42.8 | 42.4 | 39.9 |
Nota: i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2018, 2019 y 2020,
ii) Los datos del año 2021, 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.
La disminución en la intensidad de carbono del segmento refinación entre 2020 y 2021, se debe principalmente a la implementación de acciones de eficiencia energética en las refinerías y a la disminución de las emisiones de venteo en la Refinería de Cartagena.
El aumento de la intensidad de carbono en el segmento de producción se debe principalmente a la reversión de activos con un mayor nivel de intensidad de carbono, operados anteriormente por un tercero (ej. Pauto y Floreña), y a un mayor consumo energético asociado a los tipos de crudos que forman parte del portafolio de la Compañía.
Reducción de
emisiones GEI
En 2021 se logró una reducción de
293,594 tCO2e
a través de la implementación de proyectos nuevos,
superando en 25%
la meta establecida de 235,262 tCO2e.
Los proyectos de reducción de emisiones implementados se cuantifican a través de 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
Proyectos adelantados con el fin de reducir o evitar emisiones
| 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: Incluye proyectos asociados a cambios en la matriz energética por una de menor impacto y optimización de procesos en el periodo 2018 – 2021 se han ejecutado 42 proyectos (1 en 2018, 3 en 2019, 14 en 2020 y 24 en 2021). | CO2 CH4 N2O | Alcance 1 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementada |
| Emisiones fugitivas y venteos: incluyen proyectos asociados a la eliminación de fugas y venteos en procesos. En el periodo 2018 – 2021 se han ejecutado 15 proyectos (1 en 2018, 6 en 2020 y 8 en 2021). | CH4 | Alcance 1 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementada |
| Optimización de quema en teas: incluye proyectos asociados a la optimización de volúmenes de quema en tea, a través de la venta, autogeneración u optimización del proceso. En el periodo 2018 – 2021 se han ejecutado 19 proyectos (2 en 2018, 2 en 2019, 6 en 2020 y 9 en 2021). | CO2 CH4 | Alcance 1 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementada |
| Energías renovables: incluye proyectos asociados a la generación de energía a través de fuentes renovables. Al periodo 2018 – 2021 se han implementado tres proyectos (1 en 2019 y 2 en 2021). | CO2 | Alcance 2 | Reducciones estimadas mediante balance de masa y/o factores de emisión en modelo de cálculo propio de Ecopetrol. | Implementada |
Toneladas reducidas o evitadas de las emisiones de GEI como consecuencia directa de las iniciativas de reducción en cada uno de los proyectos
| Emisiones | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Eficiencia energética | tCO2e | 35,990 | 161,473 | 128,596 | 186,713 |
| Emisiones fugitivas y venteos | tCO2e | 33,894 | 0 | 23,257 | 59,817 |
| Optimización de quema en teas | tCO2e | 35,386 | 210,370 | 47,994 | 45,135 |
| Energías renovables | tCO2e | 0 | 8,760 | 0 | 1,929 |
Nota: i) Datos ajustados con base en actualización del SIGEA 2018, 2019 y 2020,
ii) Los datos del año 2021, corresponden a información inventariada para los 10 primeros meses del 2021, y promediada para los meses de noviembre y diciembre. Estos datos pueden cambiarán una vez se cuente con la información definitiva.
En 2021, se avanzó en la detección y medición de emisiones de metano, que alcanzó el
95%
de las instalaciones de producción de activos operados de Ecopetrol, utilizando un enfoque bottom-up (a partir de muestras representativas utilizando, entre otras, cámaras infrarrojas). Bajo un enfoque top-down (mediciones a escala regional a partir
de imágenes satelitales o de sobrevuelos) se cubrió el 95% de las instalaciones de producción, refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, proyecto piloto de Yacimientos No convencionales – YNC y activos con socios del Magdalena Medio, utilizando una aeronave con sensores específicos de metano,
cubriendo un total
de 1,205 Km2.
Estrategia de gestión
de emisiones fugitivas,
venteos y quemas
Ecopetrol cuenta con una estrategia de gestión de emisiones fugitivas y venteos a través de la cual se busca:
- Lograr el cumplimiento de la meta sectorial de reducción de emisiones de metano de las empresas miembro de la Coalición de Clima y Aire Limpio (Climate and Clean Air Coalition – CCAC por sus siglas en inglés) a 2025 en términos absolutos del
45%
y entre el
60% y el 75%
para 2030 sobre los niveles estimados para 2015. En 2022 Ecopetrol establecerá su propia meta de reducción de emisiones de metano.
- Reportar máximo en 2024
100% de los activos operados
y en 2026 el
100% de los activos no operados,
en el nivel de medición 4/5
de conformidad con los compromisos establecidos para los miembros de OGMP 2.0. (Oil and Gas Methane Partnership).
Para lograrlo, se avanza en el desarrollo y cumplimiento de las siguientes líneas de acción:
(i)
Actualización y ajuste del inventario de emisiones de metano, construcción de factores propios de emisión y definición de metas de reducción.
(ii)
Incorporación de criterios de diseño y buenas prácticas de ingeniería para reducir emisiones fugitivas y venteos.
(iii)
Implementación del programa de identificación, cuantificación y cierre de fugas de emisiones de metano (LDAR – Leak Detection and Repair).
En cuanto a 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 esta se busca poner fin a las quemas rutinarias en campos existentes y no realizar quemas rutinarias en nuevos desarrollos de yacimientos petrolíferos.
En 2021 se adelantó una nueva campaña de detección de emisiones de metano con mayor cobertura a la campaña realizada entre 2019 y 2020, que logró la identificación de
1,085 fugas
que ya tienen plan de acción y de las cuales
184 (17%)
se han cerrado.
Además, en 2021
se cerraron
663 fugas
de las 774 identificadas entre 2019 y 2020, logrando un cumplimiento del
103%
con respecto a lo planeado.
Finalmente, para octubre de 2021 se logró una reducción de quemas rutinarias y no rutinarias del
41.4%
en el período comprendido entre agosto de 2017 y diciembre de 2021.
Esfuerzos en Política Pública
relacionados con cambio climático
Ecopetrol articula su estrategia de cambio climático con la política pública del Gobierno Nacional y contribuye a la construcción de lineamientos técnicos y normativos para fortalecer la capacidad institucional del país en cambio climático.
En 2021, Ecopetrol participó en las mesas de trabajo para la construcción de los siguientes documentos, reglamentaciones y estrategias asociadas a cambio climático:
(i)
Estrategia Climática de Largo Plazo de Colombia E2050
(ii)
Actualización del Plan Integral de Gestión del Cambio Climático del sector Minas y Energía
(iii)
Ley de Acción Climática
(iv)
Conpes “Política pública para reducir las condiciones de riesgo de desastres y adaptarse a los fenómenos de variabilidad climática”
(v)
Ley de Transición Energética y promoción de fuentes no convencionales de energía,
(vi)
Hoja de Ruta del Hidrogeno en Colombia
(vii)
Propuesta de resolución para la reglamentación de emisiones fugitivas y venteos y quema de gas en tea
Adicionalmente, la Compañía se adhirió al Programa de Carbono Neutralidad liderado por el MADS y firmó un Acuerdo Voluntario con el MME para promover el carbono neutralidad y la resiliencia climática en el sector de hidrocarburos.
En relación con las iniciativas globales, la compañía hace parte de la Coalición del Clima y Aire Limpio (CCAC) liderada por Naciones Unidas, International Petroleum Industry Environmental Conservation Association (IPIECA), Zero Routine Flaring by 2030 liderada por el Banco Mundial.
Gestión Integral del Agua
Elemento
material Excepcional
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Sociedad y Comunidad | VDS | Upstream |
| Inversionistas y Accionistas | VSHE | Downstream |
| Estado Local | VDP | |
| Empleados | VRP | |
| Estado Nacional | ||
| Clientes | ||
| Proveedores |
¿Por qué el elemento
es material?
Gestión Integral del Agua es un elemento Excepcional del pilar Generación de Valor con SosTECnibilidad de la Estrategia Corporativa. Esto dado su impacto significativo en la generación de valor al corto, mediano y largo plazo, y por su relevancia para los grupos de interés.
El manejo responsable del recurso hídrico es indispensable para la continuidad operativa de las diferentes áreas del negocio, así como para velar por la protección y conservación del servicio ecosistémico y por su disponibilidad para las comunidades y la sociedad.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
La estrategia de Gestión Integral del Agua y el pilar estratégico de Agua Neutralidad tienen como objetivo incorporar el manejo eficiente del agua en la cadena de valor de Ecopetrol, siendo este un elemento fundamental para la sostenibilidad de la Compañía como habilitador de proyectos y operaciones. A través de acciones de reducción en la huella de agua se reducen potenciales impactos ambientales y conflictos asociados al agua, promoviendo así la seguridad hídrica del entorno.
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
La gestión integral del agua se evalúa con los siguientes tres (3) indicadores, monitoreados mensualmente.
Reducción del volumen de agua fresca extraída para uso industrial.
Porcentaje de reutilización de aguas captadas y de aguas de producción para apalancar de la reducción de captaciones y vertimientos.
Volumen de agua reusada en otros sectores (p.ej. agrícola).
En 2021, se estableció que el indicador de reutilización de agua hiciera parte del TBG de Ecopetrol S.A., por lo cual hace parte de la remuneración variable. Como resultado, esta meta fue superada.
Anualmente estas metas se actualizan bajo el principio de mejoramiento continuo.
El seguimiento de las metas se realiza con base en información cargada por los negocios del Grupo en la herramienta SIGAR – Aguas, y los resultados de los indicadores son presentados mensualmente en los comités HSE y de gestión de la Vicepresidencia de Producción y la Vicepresidencia de Refinación y Petroquímica.
En 2021 se estableció el indicador de reutilización de agua, que hizo parte del TBG del Grupo Ecopetrol, por lo cual hace parte de la remuneración variable.
Las metas a corto plazo se actualizan anualmente.
Metas y proyectos
de corto, mediano
y largo plazo
La hoja de ruta de Gestión Integral del Agua hacia Agua Neutralidad establece metas que buscan optimizar el uso del agua, maximizar la reutilización, escalar el reúso y disminuir las captaciones de agua y los vertimientos.
Todas las metas que se presentan a continuación se establecieron con respecto a 2019 (año base) y se encuentran trazadas para el cumplimiento del objetivo de agua neutralidad:
CORTO PLAZO (2022)
- Reducir el 14% del agua fresca captada.
- Aumentar la reutilización de aguas de producción al 28.8%.
- Mantener la reutilización de aguas industriales en 41.2%.
MEDIANO PLAZO (2030)
- 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 (2045)
- Reducir el 66% de la captación de agua fresca para uso industrial.
- Reducir el 100% de vertimientos industriales a cuerpos de agua superficiales.
Gestión 202126
Los principales logros de la gestión hacia el agua neutralidad con respecto al año base (2019) fueron:
26. Nota: Todos los valores reportados en este reporte incluyen al activo Nare que Ecopetrol recibió en noviembre de 2021.
Interacción con el agua
como recurso compartido
(103-1) (WEF 11E)
En 2021 Ecopetrol captó 40.1 millones de m3 de agua (4% menos que en 2020) de las siguientes fuentes:
Superficiales (61% del total de agua captada): disminución del 29% con respecto a 2020 debido a menores requerimientos de agua captada para recobro en los Campos La Cira Infantas (-1.2 millones de m3) y Yaguará (-31 mil m3). Es importante resaltar que a partir del 2021 no se incluye el volumen de agua potable entregada a la comunidad de El Centro (aproximadamente 8.8 millones de m3).
Subterráneas (21% del total de agua captada): disminución del 6% con respecto a 2020, debido principalmente a menor requerimiento de agua para recobro en Tibú (-941 mil m3, por condiciones de orden público) y Yariguí-Cantagallo (-331 mil m3, por optimizaciones en el proceso de recobro).
Acueductos y proveedores externos (18% del total de agua captada): reducción del 4% frente a 2020 debido a menores captaciones en la Refinería de Cartagena.
Aguas marinas (0,0%): 0.01 millones de m3 de aguas marinas, para pruebas de sistemas contra incendio.
El agua captada se utiliza principalmente para los procesos de refinación (71.0%), seguido por producción (28.8%) y el restante 0.2% en áreas administrativas.
Identificación y gestión
de impactos por captaciones
(103-1) (WEF 11E)
El consumo de agua de los activos de Ecopetrol oscila entre
0 y 2.5%
de la oferta hídrica de las cuencas donde se realiza la captación, por lo cual el potencial impacto de las actividades no es significativo.
Dicho lo anterior, los impactos que Ecopetrol puede generar sobre el agua están relacionados con el consumo de agua, que, bajo circunstancias naturales de escasez por variabilidad climática y estacionalidad de precipitaciones, podría generar un cambio en la disponibilidad de agua para usuarios aguas abajo de los puntos de captación.
Para reducir este potencial impacto, Ecopetrol durante la fase de planeación ambiental de cada proyecto o iniciativa, y de acuerdo con la metodología establecida por la ANLA, identifica la dinámica de disponibilidad del recurso hídrico del área de influencia, y define límites de captación y medidas de manejo y monitoreo que son incorporadas en los planes de manejo ambiental que son sujetos de evaluación y aprobación por parte de la autoridad ambiental.
Ecopetrol surte un proceso de licenciamiento y de trámite de permisos ante las autoridades ambientales antes de hacer uso o aprovechamiento del recurso hídrico. Las licencias y los permisos otorgados definen las condiciones para que las captaciones y vertimientos no generen un impacto significativo sobre la disponibilidad y calidad de los cuerpos de agua. Una vez otorgadas las autorizaciones, se hace seguimiento al cumplimiento legal de dichas condiciones, y monitoreo continuo de las condiciones de oferta y calidad de los cuerpos de agua. Los resultados de los monitoreos se registran en la herramienta SIGAR – Aguas, permitiendo la identificación de potenciales desviaciones para generar los planes de acción correctivos correspondientes.
A niveles operativo y corporativo, se planean e implementan estrategias de eficiencia operativa en el manejo del agua, que buscan reducir los volúmenes de captaciones de agua fresca y vertimientos de la Compañía, acompañado con un componente tecnológico y de protección de capital natural en las cuencas.
Por último, Ecopetrol utiliza la metodología de cálculo de huella de agua (ISO 14046:2014) para evaluar:
La huella de consumo
Agua dulce extraída que se evapora, incorpora al producto o que no se devuelve a la cuenca
La huella de escasez de agua
Impacto del consumo de agua respecto al agua dulce disponible
La huella de degradación
Deterioro de la calidad del agua dulce debido al aporte de sustancias contaminantes
Sostenibilidad y
seguridad hídrica
Para Ecopetrol, es fundamental 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 CEO Water Mandate y Coalición Agua para Colombia. Actualmente las iniciativas en seguridad hídrica que impulsa Ecopetrol hacen parte del Water Action Hub, la plataforma global de colaboración e intercambio de conocimientos para la sostenibilidad del agua y resiliencia climática.
A nivel regional y en el marco de la formulación de un Mecanismo de Gobernanza del Agua para las cuencas abastecedoras de los municipios de Acacías y Villavicencio, en el 2021 junto con The Nature Conservancy (TNC), se impulsó la conformación del Grupo Promotor, con la participación de
16 entidades
públicas y privadas
interesadas en la acción colectiva, con el propósito de dar solución a los retos de la seguridad hídrica de dichas cuencas, que están ubicadas en el departamento del Meta.
Esta iniciativa contribuye al propósito de compensar la huella de consumo remanente para alcanzar el objetivo de agua neutralidad.
En alianza con el IDEAM, Ecopetrol trabaja en la actualización y seguimiento del estado del recurso hídrico superficial y en la generación de alertas hidrometeorológicas en el VMM. Así mismo. para mejorar el conocimiento de las cuencas del área de influencia de las operaciones de Ecopetrol, se realizó el análisis situacional de la seguridad hídrica en las subzonas hidrográficas de los ríos Opón y Sogamoso, y las cuencas media y baja del río Lebrija en el departamento de Santander.
Por último, Ecopetrol 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 y vigilancia del recurso hídrico.
Gestión de los impactos relacionados
con los vertimientos de agua
(103-2) (WEF 11E)
(i)
el cierre de 90.000 barriles de agua al río Magdalena y
(ii)
la interrupción del vertimiento de campo Castilla en el primer semestre del año.
Identificación y gestión
de impactos por vertimientos
(303-1) (WEF 11E)
Los vertimientos podrían generar un cambio de la calidad de los cuerpos de agua. En este caso, 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 trata el
100% de sus
aguas residuales
antes de ser vertidas y asegura el cumplimiento de los valores máximos permisibles establecidos en la normatividad ambiental nacional y local. Adicionalmente, la Compañía realiza monitoreos a los cuerpos receptores para confirmar que no sean afectados por sus descargas.
Los criterios de calidad de vertimientos son establecidos por las autoridades ambientales competentes, que determinan los valores máximos permisibles para realizar vertimientos a cuerpos de agua superficiales y alcantarillados, aguas marinas y suelo para cada sector productivo de la industria. Para el caso específico del sector de hidrocarburos, se definen valores máximos dependiendo de la actividad dentro de la cadena de valor (Exploración, Producción, Refinación y Transporte) y la Compañía hace seguimiento a más de 40 parámetros de calidad.
Para la definición de criterios de calidad, en cumplimiento de la normatividad vigente, Ecopetrol realiza evaluaciones ambientales de los vertimientos en función de la capacidad de asimilación y dilución de los cuerpos receptores para minimizar los impactos sobre el recurso.
Sustancias prioritarias
Ecopetrol utiliza los resultados de la evaluación de la huella de agua (ISO 14046) para definir las sustancias que son prioritarias en la gestión de vertimientos. Con este fin, se incluyen en la evaluación los siguientes indicadores de impacto de degradación del agua:
(i)
Toxicidad humana: basado en el modelo USEtox, evalúa la peligrosidad de los vertimientos de aguas residuales en términos de toxicidad cancerígena y no cancerígena para humanos (CTUh).
(ii)
Ecotoxicidad en agua dulce: basado en el modelo USEtox, evalúa diversos mecanismos toxicológicos provocados por la liberación de sustancias con efecto directo sobre la salud del ecosistema en (CTUe).
(iii)
Ecotoxicidad del agua de mar: basado en el modelo Recipe.
(vi)
Acidificación del agua dulce: basado en el modelo de AE de Excedencia Acumulada, evalúa la afectación del agua dulce por la liberación a la atmósfera de NOx, SOx y NH3 que podrían causar lluvia ácida. Adicionalmente, la normatividad ambiental define los parámetros de mayor relevancia para cada sector productivo y establece sus máximos permisibles.
Extracción de agua por zona
(303-3) (WEF 10)
| Extracción de aguas por zonas | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total extracción todas las zonas | Miles de m3 | 440,089 | 453,769 | 454,658 | 428,243 |
| Total agua superficial | Miles de m3 | 38,569 | 38,369 | 34,465 | 24,326 |
| Superficial: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 38,569 | 38,369 | 34,465 | 24,326 |
| Superficial: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Total agua subterránea | Miles de m3 | 10,800 | 8,459 | 9,347 | 8,771 |
| Subterránea: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 10,800 | 8,459 | 9,347 | 8,771 |
| Subterránea: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Total agua marina | Miles de m3 | – | – | – | 10 |
| Marina: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Marina: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | 10 |
| Total acueductos | Miles de m3 | 8,154 | 7,800 | 7,301 | 6,983 |
| Acueductos: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 8,154 | 7,800 | 7,301 | 6,983 |
| Acueductos: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Total agua de producción | Miles de m3 | 382,567 | 399,141 | 403,544 | 388,152 |
| Agua de producción total: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 84,574 | 91,618 | 100,150 | 302,003 |
| Agua de producción total: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | 297,993 | 307,523 | 303,394 | 86,149 |
Nota: Se presenta una diferencia significativa entre las categorías “agua dulce” y “otras aguas” en el rubro agua de producción, dado que en 2021 los monitores del campo Rubiales (aproximadamente 220 millones de m3) mostraron valores de TDS menores a 1,000 ppm (agua dulce), mientras que en 2020 habían estado por encima de 1,000 ppm (otras aguas).
Extracción de agua por zonas de estrés hídrico
| Extracción de agua por zonas de estrés hídrico | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total extracción zonas con estrés hídrico | Miles de m3 | 25,877 | 25,202 | 23,456 | 24,647 |
| Total agua superficial | Miles de m3 | 4,598 | 4,067 | 3,231 | 4,005 |
| Superficial: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 4,598 | 4,067 | 3,231 | 4,005 |
| Superficial: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Total agua subterránea | Miles de m3 | 313 | 248 | 69 | 84 |
| Subterránea: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 313 | 248 | 69 | 84 |
| Subterránea: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Total agua marina | Miles de m3 | – | – | – | 10 |
| Marina: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Marina: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | 10 |
| Total acueductos | Miles m3 | 8,078 | 7,740 | 7,220 | 6,970 |
| Acueductos: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 8,078 | 7,740 | 7,220 | 6,970 |
| Acueductos: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Total agua de producción | Miles de m3 | 12,887 | 13,146 | 12,935 | 13,578 |
| Agua de producción total: Agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Agua de producción total: Otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | 12,887 | 13,146 | 12,935 | 13,578 |
Notas
- Se evidencia un aumento del 24% con respecto a 2020 en la extracción de agua fresca superficial en zonas con estrés hídrico (índice de uso de agua mayor al 40%) debido principalmente, a una mayor captación de la Refinería de Barrancabermeja en la ciénaga San Silvestre (+822 mil m3).
- Con respecto a agua subterránea, se presentó un aumento del 21% debido a mayores captaciones para uso industrial en los campos Dina Cretáceos, Lisama y San Francisco.
- La extracción total de agua en zonas de estrés hídrico equivale al 6% de la extracción total de Ecopetrol.
Cantidad de agua reutilizada por Ecopetrol en 2021
(OG-5) (WEF 10)
| Reutilización de agua | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total agua reutilización | Miles de m3 | 85,015 | 89,396 | 96,524 | 111,262 |
| Reutilización de agua captada | Miles de m3 | 17,660 | 16,971 | 11,365 | 16,873 |
| Reutilización de agua de producción | Miles de m3 | 67,355 | 72,424 | 85,159 | 94,389 |
Nota: Se presentó un aumento del 15% en el volumen total de agua reutilizada debido a:
- Aumento en la reutilización de aguas captadas en Refinería de Barrancabermeja (+4.9 millones de m3) por la identificación de corrientes de reutilización que no se venían reportando, así como un aumento en la reutilización de la Refinería de Cartagena (+683 mil m3)
- Aumento en la reutilización de aguas de producción por mejor desempeño en la inyección para recobro, Castilla +5.4 millones de m3, Apiay y Suria +343 mil m3, Chichimene +2.7 millones de m3.
• Se reutilizaron un total de 94.4 millones de m3 de aguas de producción, que significa un porcentaje de reutilización del 24% con respecto al total de agua producida, logrando un cumplimiento del 106% de la meta establecida para 2021 (22.4%). - Se reutilizaron / recircularon un total de 16.9 millones de m3 de efluentes provenientes del uso aguas captadas, que representan una reutilización del 42% con respecto al volumen captado, logrando un cumplimiento del 133% de la meta establecida para 2021 (34.2%).
Gestión de efluentes
| Gestión de efluentes | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Reutilización | Miles de m3 | 85,015 | 89,396 | 96,524 | 111,262 |
| Reúso | Miles de m3 | 52 | 1,159 | 3,134 | 2,305 |
| Disposición | Miles de m3 | 243,975 | 249,339 | 245,429 | 246,940 |
| Vertimientos | Miles de m3 | 100,011 | 96,686 | 87,278 | 61,555 |
| Total efluentes | Miles de m3 | 429,053 | 436,580 | 432,365 | 422,061 |
Cantidad de vertido de agua en todas las zonas
| Vertido de agua en todas las zonas | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Agua superficial | Miles de m3 | 97,050 | 93,035 | 83,942 | 58,199 |
| Agua marina | Miles de m3 | 2,061 | 2,671 | 2,360 | 2,508 |
| Agua suelo | Miles de m3 | 816 | 850 | 849 | 751 |
| Agua de alcantarillados | Miles de m3 | 84 | 131 | 128 | 97 |
| Total vertimientos por agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 66,192 | 65,703 | 56,872 | 45,832 |
| Total vertimientos por otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | 33,819 | 30,983 | 30,407 | 15,723 |
Nota: Se presentó una disminución del 29% en el total de vertimientos de la Compañía, principalmente por la suspensión temporal del vertimiento de Castilla. Con respecto a la diferenciación de vertimientos por su contenido de TDS, se presentó una disminución del 19% en la línea “agua dulce <1000 ppm TDS” como resultado de la suspensión del vertimiento de Castilla (-23.5 millones de m3), y la inclusión en 2021 (de acuerdo con los monitoreos de ley) como agua dulce de los vertimientos de Rubiales (+12.8 millones de m3).
Cantidad de vertido de agua por zonas de estrés hídrico
| Vertido de agua en zonas con estrés hídrico | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Agua superficial | Miles de m3 | 564 | 532 | 480 | 584 |
| Agua marina | Miles de m3 | 2,059 | 2,669 | 2,339 | 2,508 |
| Agua suelo | Miles de m3 | 213 | 276 | 140 | 107 |
| Agua de alcantarillados | Miles de m3 | 34 | 61 | 19 | – |
| Total vertimientos por agua dulce (total de sólidos disueltos ≤1000mg/l) | Miles de m3 | 335 | 464 | 257 | 180 |
| Total vertimientos por otras aguas (total de sólidos disueltos >1000mg/l) | Miles de m3 | 2,535 | 3,075 | 2,721 | 3,019 |
Nota: El aumento en el volumen de vertimientos en zonas con estrés hídrico se presenta por mayores vertimientos en Llanito (+104 mil m3) y Refinería de Cartagena (+170 mil m3). El vertimiento de Llanito se eliminó definitivamente a partir de noviembre de 2021.
Cantidad de vertido por nivel de tratamiento
| Vertimiento por nivel de tratamiento | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Sin tratamiento | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Pretratamiento | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Tratamiento primario | Miles de m3 | 17,091 | 9,476 | 3,844 | 4,302 |
| Tratamiento secundario | Miles de m3 | 82,835 | 87,081 | 83,319 | 57,197 |
| Tratamiento terciario | Miles de m3 | 3 | 2 | 0 | – |
| Otros tratamientos | Miles de m3 | 82 | 127 | 115 | 56 |
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 a aguas residuales entregadas a gestores externos, quiénes hacen su tratamiento y disposición final. La disminución de agua vertida con tratamientos terciarios se debe a que estas corrientes fueron reutilizadas al 100%.
En 2021 no se registró ningún evento de excedencia de los parámetros máximos permisibles de vertimiento.
Consumo de agua de Ecopetrol 2021 en zonas con estrés hídrico
| Consumo de agua | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Entradas | Miles de m3 | 25,877 | 25,202 | 23,456 | 24,647 |
| Captaciones de agua fresca | Miles de m3 | 12,989 | 12,055 | 10,520 | 11,069 |
| Agua de producción | Miles de m3 | 12,887 | 13,146 | 12,935 | 13,578 |
| Efluentes | Miles de m3 | 15,490 | 16,558 | 15,486 | 16,179 |
| Agua captada inyectada para recobro | Miles de m3 | 250 | 234 | 41 | 0.08 |
| Agua potable suministrada a terceros (comunidades) | Miles de m3 | 71 | 95 | 4 | – |
| Agua de producción reinyectada para recobro | Miles de m3 | 12,299 | 12,691 | 12,462 | – |
| Agua de producción reinyectada para disposición final | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Reúso de agua de producción para riego agrícola | Miles de m3 | – | – | – | – |
| Vertimentos | Miles de m3 | 2,870 | 3,539 | 2,978 | 3,199 |
| Balance (consumo) | Miles de m3 | 10,387 | 8,643 | 7,970 | 8,469 |
Cantidad de agua producida por método de gestión de aguas de producción en 2021
(G-5) (WEF WEF 10)
| Agua de producción por método de disposición | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total agua producida | Miles de m3 | 383,270 | 399,164 | 405,770 | 389,397 |
| Vertida | Miles de m3 | 71,888 | 76,241 | 72,047 | 45,763 |
| Reinyectada como disposición final | Miles de m3 | 243,975 | 249,339 | 245,429 | 246,940 |
| Reinyectada para recobro | Miles de m3 | 67,146 | 71,685 | 84,845 | 94,259 |
| Reusada | Miles de m3 | 52 | 1,159 | 3,134 | 2,305 |
| Otras reutilizaciones | Miles de m3 | 209 | 739 | 314 | 130 |
HOJA DE RUTA
Biodiversidad
Elemento
material Destacado
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Proveedores, contratistas y sus trabajadores | VHSE | Upstream |
| Clientes | Midstream | |
| Inversionistas y Accionistas | Downstream | |
| Estado Nacional | ||
| Estado Local | ||
| Sociedad y Comunidades | ||
| Asociados y Socios | ||
| Empleados, Pensionados y sus Beneficiarios |
¿Por qué el elemento
es material?
Ecopetrol reconoce la necesidad de identificar y gestionar las dependencias y potenciales impactos sobre la biodiversidad y los servicios ecosistémicos, así como la importancia de generar acciones para su conservación, en línea con los ODS.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
La gestión de este elemento material se enmarca en cuatro (4) ejes que hacen parte del pilar Generación Valor con SosTECnibilidad de la Estrategia 2040, la cual hace un particular énfasis en la generación de valor en la transición energética y la descarbonización de las operaciones.
Los cuatro (4) ejes son:
Jerarquía de mitigación
Tiene como propósito prevenir, evitar, mitigar y compensar potenciales impactos residuales.
Soluciones basadas en la naturaleza
La red de ecoreservas, proyectos de soluciones naturales del clima y la siembra de árboles, buscan, de la mano de las comunidades locales, responder a retos asociados al cambio climático, a la gestión del recurso hídrico y a la biodiversidad y los servicios ecosistémicos.
Generación de conocimiento
Incluye generación de 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 ecosistémicos.
Las aspiraciones y metas de la Compañía en materia de biodiversidad están plasmadas en la Estrategia de Biodiversidad, la cual se basa en los principios orientadores de:
Prevención
Precaución
No pérdida neta
Impacto neto positivo
Para la implementación de la Estrategia de Biodiversidad, Ecopetrol cuenta con alianzas con entidades ambientales nacionales e internacionales como el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia, el Instituto Alexander von Humboldt, Wildlife Conservation Society (WCS), Fondo Acción, TNC, Fundación Natura, South Pole e ISA (Conexión Jaguar).
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
Como todos los elementos materiales de la Compañía, Biodiversidad y Servicios Ecosistémicos cuenta con su hoja de ruta donde se definen metas, indicadores de gestión e hitos a alcanzar en el corto, mediano y largo plazo. Según su relevancia, algunos se incluyen en el TBG.
Respecto a las inversiones obligatorias, se definen indicadores específicos como parte de planes de compensación aprobados por la autoridad ambiental respectiva, tales como:
- Hectáreas en conservación
- Árboles sembrados
- Conectividad
- Deforestación evitada
- Presencia de especies
Para iniciativas voluntarias, se definen también, indicadores como hectáreas en conservación, árboles sembrados, carbono capturado, que se pactan previamente con los diferentes aliados que adelantan dichas iniciativas (ej., TNC, WCS, Fundación Natura).
Respecto a potenciales impactos, se monitorean indicadores como hectáreas intervenidas, volumen de aprovechamiento forestal, afectación de especies en la Lista Roja de la IUCN y derrames con afectación a flora y fauna, principalmente.
Las ecoreservas son áreas delimitadas geográficamente, en predios de Ecopetrol S.A. o del Grupo Ecopetrol que voluntariamente se destinan parcial o completamente a la conservación (preservación, restauración, uso sostenible o conocimiento) de la biodiversidad y la oferta de servicios ecosistémicos, sin limitar su vocación productiva y exploratoria. Asimismo, hacen parte del grupo de Soluciones Basadas en Naturaleza (SBN) y ofrecen de forma general, oportunidades con múltiples beneficios para enfrentar los retos o desafíos en materia de: cambio climático, reducción de riesgos y desastres, mejoras en la seguridad hídrica, seguridad alimentaria, salud humana y desarrollo socioeconómico, entre otros, hacia un impacto neto positivo en la biodiversidad.
Metas y proyectos
de corto, mediano
y largo plazo
27. Estas 30,000 hectáreas corresponden al área efectivamente restaurada/conservada. Si se tiene en cuenta el área total de influencia de los diferentes proyectos en alianza con ISA Conexión Jaguar, WCS, Fondo Acción, Fundación Natura, TNC, Cormacarena y Gobernación del Meta, esta cifra asciende a aproximadamente a 1.84 millones de ha.
Ecopetrol está comprometida con lograr la Deforestación Neta Cero e Impacto Neto Positivo en la operación propia y en la cadena de suministro, por tal razón evalúa los compromisos que definirá en 2022, su alcance e implicaciones.
(304-2) (WEF 9)
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 solo los impactos residuales.
Los principales impactos en la biodiversidad se derivan de las siguientes acciones relacionadas con las operaciones de Ecopetrol:
- Construcción o uso de plantas de fabricación, minas e infraestructuras de transporte
- Contaminación (introducción de sustancias que no se producen de forma natural en un hábitat de fuentes tanto localizadas como no localizadas)
- Transformación del hábitat
Los principales impactos que las operaciones de la Compañía pueden tener en la biodiversidad son:
- Cambio de uso de suelo
- Transformación de hábitats
- Contaminación
Todos los impactos en la biodiversidad son de carácter reversible y la Compañía tiene como lineamiento intervenir áreas transformadas.
En 2021 se intervinieron un total de
52.16 ha
y se realizó el aprovechamiento forestal de
407.08 m3 de madera,
en su mayoría de árboles aislados. Las especies más afectadas fueron especies de flora y todas las intervenciones realizadas son reversibles. Adicionalmente, estas son objeto de compensación ambiental a través de la implementación de proyectos de conservación o restauración mediante las acciones, modos, mecanismos, cantidades y formas habilitadas en cada instrumento de manejo ambiental.
Con el propósito de minimizar estos impactos, desde la empresa se adelantan procesos de gestión de la biodiversidad y de los servicios ecosistémicos orientados a la generación de la menor cantidad y magnitud de impactos residuales, a partir de la implementación de la jerarquía de la mitigación.
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 y el capital natural en áreas priorizadas por la Compañía a través de la suscripción de acuerdos de conservación con las comunidades locales, entre otras acciones.
Gestión 2021
Dada la gestión realizada en 2021, Ecopetrol está en un
61% y 41% de cumplimiento
de su tablero de metas en Biodiversidad y Servicios Ecosistémicos a 2023 y 2030, respectivamente.
Los destacados de la gestión 2021 son28:
Se gestionaron
161
acuerdos voluntarios de conservación
para el cumplimiento de obligaciones ambientales en conjunto con
166 familias
en Colombia. Con otras acciones, estos acuerdos llevaron a la conservación de otras 111 ha en 2021 y a que la Compañía haya conservado o restaurado
5,549 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.
Soluciones Naturales del Clima: alianzas con TNC, WCS, Fundación Natura, South Pole e ISA (Conexión Jaguar), con un potencial de captura de más de
1MtC02/año29.
Lanzamiento de
un (1) Diplomado y 10 Webinars
sobre Soluciones Basadas en la Naturaleza.
Se construyeron tres (3) catálogos de imágenes y sonidos de las tres (3) primeras ecoreservas creadas en el marco de la iniciativa con el Instituto Humboldt. Se publicaron
cuatro (4) libros con más de
3,000 nuevos registros de información genética de especies de bosque seco tropical (metabarcoding – Biomoniores -Humboldt) y otros cuatro (4) libros sobre biodiversidad y petróleo, Monitoreo en la Amazonia Colombiana, Bosque seco tropical y Bitácora del Proyecto Vida Silvestre.
Ecopetrol se adhirió a la iniciativa 1t.org del Foro Económico Mundial para contribuir a la protección de la biodiversidad y la lucha contra los impactos del cambio climático, a través de Soluciones Basadas en Naturaleza.
La Compañía se comprometió a proteger 30,000 ha, compensar dos (2) MtCO2e y plantar 12 millones de árboles
para 2030.
Ecopetrol fue seleccionado como parte de la iniciativa Taskforce on Nature-related Financial Disclosures (TNFD), para apoyar el proceso de elaboración de las recomendaciones para gestionar riesgos y oportunidades asociados al capital natural.
28. Se adiciona texto relacionado con la gestión 2021 en materia de biodiversidad.
29. Este millón de tCO2 equivale a al potencial anual de los proyectos de Soluciones Naturales del Clima en desarrollo a la fecha. El potencial acumulado de estos proyectos, teniendo en cuenta su vida útil es de más de 15 millones de tCO2.
La iniciativa 1T.Org del Fondo Económico Mundial se presentó por primera vez en la reunión anual del Foro Económico Mundial en Davos, Suiza, en enero de 2020, dentro del objetivo asumido por Naciones Unidas sobre la restauración de los ecosistemas entre 2021 y 2030. Hoy el movimiento cuenta con más de 30 empresas de orden global, entre las que están Nestlé, Pepsico, Shell, Mastercard, HP, Eni, Astrazeneca, entre otras.
Las empresas que hacen parte del movimiento One trillion trees son elegibles para adherirse si se han comprometido a reducir sus emisiones GEI en línea con el Acuerdo de París o han determinado un objetivo de “carbono neutralidad” o de “cero emisiones netas” para antes de 2050, como lo hizo el Grupo Ecopetrol en marzo de 2021.
(304-1) (304-3) (WEF 9)
Ecopetrol no reporta operaciones en zonas protegidas categorías I a IV de la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza (UICN).
Áreas protegidas o restauradas de los hábitats
| Criterio | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Áreas protegidas o restauradas de los hábitats (voluntario) | |||||
| Árboles sembrados o aportados a comunidades, autoridades ambientales o gobiernos locales | # | 75,760 | 138,620 | 462,449 | 367,276* |
| Viveros establecidos | # | 6 | 8 | 22 | 22 |
| Plántulas producidas en viveros | # | 28,820 | 9,000 | 90,724 | 92,868 |
| Áreas sembradas o en procesos de restauración | ha | 7,832 | 3,976 | 3,201 | 2,772 |
| Cantidad de nacimientos de agua protegidos | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Acuerdos de conservación suscritos | # | 9 | 60 | 23 | 21 |
| Hectáreas en acuerdos de conservación gestionados | ha | 11,659 | 14,127 | 14,048 | 314 |
| Área en sistemas silvopastoriles | ha | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Área en sistemas agroforestales | ha | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Estufas ecoeficientes establecidas | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Áreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | # | 12 | 15 | 15 | 15 |
| Hectáreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | ha | 16,846 | 17,675 | 17,675 | 17,675 |
| Hogares ecológicos | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Sistemas fotovoltaicos | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Apiarios – meliponarios | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Subzonas hidrográficas intervenidas | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Km de cuerpos de aguas protegidos | km | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Estaciones hidrometeorológicas nuevas o fortalecidas | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Especies silvestre amenazadas en procesos de conservación | # | 10 | 15 | 15 | 15 |
| Cantidad de ecoreservas | # | 1 | 2 | 6 | 15 |
| Hectáreas de la red de ecoreservas | ha | 128 | 414 | 11,906 | 15,085 |
| Áreas protegidas o restauradas de los hábitats (obligatorio) | |||||
| Árboles sembrados o aportados a comunidades, autoridades ambientales o gobiernos locales | # | 9,198 | 442,350 | 220,605 | 67,470** |
| Viveros establecidos | # | N/A | N/A | N/A | 2 |
| Plántulas producidas en viveros | # | N/A | N/A | N/A | 21,122 |
| Áreas sembradas o en procesos de restauración | ha | N/A | N/A | 5,438 | 5,549 |
| Cantidad de nacimientos de agua protegidos | # | N/A | 2 | 92 | N/A |
| Acuerdos de conservación suscritos | # | N/A | N/A | 29 | 161 |
| Hectáreas en acuerdos de conservación gestionados | ha | N/A | N/A | 2,045 | 2,297 |
| Área en sistemas silvopastoriles | ha | N/A | 100 | N/A | 34 |
| Área en sistemas agroforestales | ha | N/A | 181 | 204 | 22 |
| Estufas ecoeficientes establecidas | # | 235 | 72 | N/A | 5 |
| Áreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Hectáreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | ha | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Hogares ecológicos | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Sistemas fotovoltaicos | # | N/A | 20 | N/A | N/A |
| Apiarios – meliponarios | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Subzonas hidrográficas intervenidas | # | N/A | 5 | 2 | 7 |
| Km de cuerpos de aguas protegidos | Km | N/A | 10 | 22 | 31 |
| Estaciones hidrometeorológicas nuevas o fortalecidas | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Especies silvestre amenazadas en procesos de conservación | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Cantidad de ecoreservas | # | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Hectáreas de la red de ecoreservas | ha | N/A | N/A | N/A | N/A |
| Áreas protegidas o restauradas de los hábitats (consolidado) | |||||
| Árboles sembrados o aportados a comunidades, autoridades ambientales o gobiernos locales | # | 84,958 | 580,970 | 682,054 | 434,746 |
| Viveros establecidos | # | 6 | 8 | 22 | 24 |
| Plántulas producidas en viveros | # | 28,820 | 9,000 | 90,724 | 113,990 |
| Áreas sembradas o en procesos de restauración | ha | 7,832 | 3,976 | 8,640 | 8,321 |
| Cantidad de nacimientos de agua protegidos | # | N/A | 2 | 92 | 0 |
| Acuerdos de conservación gestionados | # | 9 | 60 | 52 | 182 |
| Hectáreas en acuerdos de conservación gestionados | ha | 11,659 | 14,128 | 16,093 | 2,611 |
| Área en sistemas silvopastoriles | ha | N/A | 100 | N/A | 34 |
| Área en sistemas agroforestales | ha | N/A | 181 | 204 | 22 |
| Estufas ecoeficientes establecidas | # | 235 | 72 | N/A | 5 |
| Áreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | # | 12 | 15 | 15 | 15 |
| Hectáreas protegidas declaradas en cualquier figura de conservación | ha | 16,846 | 17,675 | 17,675 | 17,675 |
| Hogares ecológicos | # | N/A | N/A | N/A | 0 |
| Sistemas fotovoltaicos | # | N/A | 20 | N/A | 0 |
| Apiarios – meliponarios | # | N/A | N/A | N/A | 0 |
| Subzonas hidrográficas intervenidas | # | N/A | 5 | 2 | 7 |
| Km de cuerpos de aguas protegidos | Km | N/A | 10 | 22 | 31 |
| Estaciones hidrometeorológicas nuevas o fortalecidas | # | N/A | N/A | N/A | 0 |
| Especies silvestre amenazadas en procesos de conservación | # | 10 | 15 | 15 | 15 |
| Cantidad de ecoreservas | # | 1 | 2 | 6 | 15 |
| Hectáreas de la red de ecoreservas | ha | 128 | 414 | 11,906 | 15,085 |
Nota: En la línea plántulas producidas en viveros, la cifra reportada en 2021 está asociada a viveros y siembras, es el primer año que se desglosa para Ecopetrol S.A.
* Si bien se presenta entre 2020 y 2021 una disminución de 95.000 árboles sembrados, durante 2021 se maduraron iniciativas relacionadas con Soluciones Naturales del Clima que habilitarán la siembra de cerca de un millón de árboles (250,000 TNC, 230,000 PVS y 600,000 Natura) a través de tres convenios que se firmaron al finalizar el año. La siembra de estos árboles se verá reflejada en los resultados que se presenten en 2022 y 2023.
**La reducción en el número de árboles sembrados obedeció a que las ejecuciones de estas siembras estuvieron sujetas a los cronogramas de ejecución presentados a la Autoridad Ambiental y aprobados por esta. Estos cronogramas tenían para los años 2019 y 2020, las cifras más altas de ejecución de establecimiento de las reforestaciones o de siembra. En el año 2021, de acuerdo con los cronogramas, se adelantaron actividades de planeación contractual de programas de restauración que se espera ejecutar en 2022.
La meta a 2021 fue de cuatro (4) millones de árboles acumulados como Grupo y la contribución voluntaria de 367,276 árboles permitió superar la meta.
Este último dato solo corresponde a Ecopetrol S.A. y es inferior al valor de 2020. La cifra no necesariamente debe incrementar cada año, aunque la meta del Grupo de seis (6) millones de árboles al 2023 y de 12 millones a 2030 se mantiene.
Número total de especies que aparecen en la Lista Roja de la UICN y en listados nacionales de conservación cuyos hábitats se encuentren en áreas afectadas por las operaciones de la organización
| Especies | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Peligro crítico | # | N/A | N/A | N/A | 1 |
| Peligro | # | N/A | N/A | N/A | 1 |
| Vulnerables | # | N/A | N/A | N/A | 2 |
| Casi amenazadas | # | N/A | N/A | N/A | 2 |
| Preocupación menor | # | N/A | N/A | N/A | 1 |
- Se presentaron siete (7) incidentes operacionales mayores a un barril que suman 157.8 barriles derramados con afectación en cuerpos hídricos y/o vegetación.
- Se presentó afectación en fauna y flora en tres (3) de los siete (7) incidentes.
A continuación, se reportan las especies afectadas en estos casos:
- Una (1) especie en Peligro Crítico (CR) 230 individuos.
- Una (1) especie en Peligro (EN) 30 individuos.
- Dos (2) especies Vulnerables (VU) 11 individuos.
- Una (1) especie Casi Amenazada (NT) 80 individuos.
- Una (1) especie de mamífero Casi Amenazada (NT) 2 individuos.
- Una (1) especie reptil de hábito terrestre en Preocupación Menor (LC) 11 individuos.
En todos los casos, se atendieron las emergencias de acuerdo con lo establecido en los Planes de Emergencia y Contingencia, realizando la debida limpieza de los cuerpos de agua y la remediación de la flora y la fauna. Para el evento denominado Lisama 158 del año 2018, el plan de recuperación ambiental presenta un avance del 87%.
Ecopetrol S.A. está comprometido en mantener, mejorar o conservar la biodiversidad/los ecosistemas para sus propias actividades operativas (producción, extracción, plantación o desarrollo), y este compromiso es aplicable a la cadena de suministro de la Compañía.
El compromiso con la biodiversidad incluye los siguientes elementos:
Compromiso requerido de las operaciones propias y la cadena de suministro para evitar actividades operativas en las proximidades de áreas del Patrimonio Mundial y áreas protegidas de Categoría I-IV de la UICN.
Aplicación de la jerarquía de mitigación (evitar, minimizar, restaurar y compensar) cuando se opera en áreas cercanas a biodiversidad crítica.
Trabajar con socios externos para cumplir el compromiso:
Asociaciones:
- Fundación Natura: conservación y restauración de ecosistemas de bosques tropicales y humedales de agua dulce en la región del Magdalena Medio y acciones de mitigación de emisiones de GEI.
- WCS y Fondo Acción: enfocado en implementar acciones de conservación alrededor de 15 especies y tres (3) paisajes.
- TNC: desarrolla un protocolo de monitoreo de carbono para proyectos de restauración.
- Programa Conexión Jaguar – ISA: mitigación de GEI, conservación de la biodiversidad, participación comunitaria.
- Cormacarena: conservación de bosques en la cuenca alta y media de los ríos Guayuriba y Metica a través de pagos por servicios ecosistémicos
- Instituto Alexander Von Humboldt: conocimiento técnico en planificación socioecológica, líneas base de biodiversidad y planificación y desarrollo de redes de ecoreservas.
- ANDI: conservación de la biodiversidad en la región andino-amazónica.
- South Pole: Soluciones Climáticas Naturales y gestión de cartera de proyectos de carbono para compensación de GEI.
En el reporte 2020, no hubo metas de Soluciones Naturales del Clima relacionadas con hectáreas monitoreadas y se eliminó la meta de cámaras trampa para monitoreo de biodiversidad, ya que se logró un
100% de cumplimiento de esta meta.
Ecopetrol ha establecido criterios ambientales para la selección de contratistas y en materia de biodiversidad cuenta con 12 criterios que buscan minimizar el impacto en la cadena de suministro, entre los que se encuentran:
En 2022, se llevará a cabo una evaluación para definir el alcance, los objetivos potenciales y las posibles implicaciones de compromisos como Deforestación Neta Cero e Impacto Neto Positivo para las actividades operativas y la cadena de suministro..
Exposición y evaluación de la biodiversidad
Ecopetrol evalúa sus operaciones para determina el nivel de exposición de la biodiversidad en sus zonas de influencia.
| Exposición y evaluación de la biodiversidad | Número de sitios | Área (Hectáreas) |
|---|---|---|
| Número total de sitios y el área total utilizada para actividades operativas | 130 | 2,201,972 |
| Evaluaciones de impacto en la biodiversidad para sitios utilizados para actividades operativas en los últimos cinco años | 130 | 2,201,972 |
| Sitios evaluados en los últimos cinco años que están muy cerca de la biodiversidad crítica y área total | 4 | 191,72 |
| Sitios evaluados que están muy cerca de la biodiversidad crítica con planes de manejo de la biodiversidad | 4 | 191,72 |
Economía Circular
Elemento
material Destacado
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de intereses impactados | Áreas que gestionan los impactos | 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 economía circular es un habilitador transversal 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, 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 grupos de interés, Economía Circular es un elemento destacado para Ecopetrol.
La implementación del modelo de economía circular le permite a la Compañía:
(i)
Promover la eficacia en el uso de materiales, agua, energía y la capacidad de recuperación de los ecosistemas.
(ii)
Fomentar la identificación de iniciativas para el desarrollo de nuevos modelos de negocio con beneficios económicos, ambientales y sociales.
(iii)
Impulsar la innovación, tecnología e investigación en nuevos productos y servicios.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
La Hoja de Ruta de este elemento contempla cinco (5) líneas de acción:
Fortalecimiento de competencias
y generación de conocimiento
Generar las competencias necesarias para impulsar modelos de economía circular en la Compañía.
Banco de iniciativas circulares
Identificación y seguimiento a las iniciativas circulares del Grupo Ecopetrol.
Criterios
de Circularidad
Permite la incorporación de criterios de circularidad en procedimientos operativos, financieros, comerciales y de abastecimiento.
Circularidad en la cadena
de abastecimiento
Impulsa iniciativas circulares en la compra de bienes y servicios y en el relacionamiento con proveedores.
Métricas de circularidad
Implementar métricas cuantitativas y cualitativas para medir el avance respecto a la circularidad de la Compañía.
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
Como parte de la Hoja de Ruta se establecen metas, indicadores de gestión e hitos a alcanzar en el corto, mediano y largo plazo. Según su relevancia, algunos de estos se incluyen en las diferentes instancias que define el sistema de gestión HSE de la compañía, 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.
Cálculo de beneficios sociales, ambientales y económicos de iniciativas circulares implementadas.
Medición de participación de profesionales en cursos que aportan al fortalecimiento de competencias.
Medición de métricas de circularidad cualitativas y cuantitativas, para establecer el nivel de madurez de la compañía en relación con esta temática.
Metas y proyectos
de corto, mediano
y largo plazo
CORTO PLAZO: 0 A 2 AÑOS
- 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 (2030)
- Reducir el 58% de la captación de agua fresca para uso industrial.
- Reducir el 66% de vertimientos industriales a cuerpos de agua superficiales.
LARGO PLAZO (2045)
- Implementación de 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.
Gestión 2021
Banco de iniciativas circulares
297 iniciativas asociadas a:
- Descarbonización 49%
- Residuos 29%
- Agua 16%
- Materiales 5%
- Biodiversidad menos del 1%
Estado de las iniciativas: 40% en ejecución, 15% en planeación, 8% en investigación, 10% implementadas, 23% en ideación, 2% en standby y el 2% descartadas.
Fortalecimiento de competencias
Se capacitaron 1,296 trabajadores en el curso básico virtual Introducción sobre Economía Circular y 121 personas en cursos intermedios en las siguientes temáticas:
Conceptos básicos para la formulación de proyectos circulares
Modelo financiero de proyectos circulares
Pensamiento sistémico y su aplicación en los procesos circulares
Criterios de Circularidad
Se incluyeron criterios de circularidad en lineamientos de la Vicepresidencia de Proyectos y Perforación, que permiten incluir ecodiseños sostenibles en los proyectos de ingeniería desde la fase conceptual hasta la detallada. Esto con el fin de mitigar impactos ambientales y aportar al cierre de ciclos en línea con los principios de economía circular y las metas en descarbonización, agua, biodiversidad, residuos, entre otros.
Circularidad en la cadena de abastecimiento
Los resultados de la implementación del modelo de economía circular en la cadena de suministro en 2021 son los siguientes:
- Vitrina y préstamo de materiales: plataforma donde se publican los materiales que ya no requiere Ecopetrol y a los que tienen acceso las filiales.
- Buy Back: incorporación de modelo mediante el cual, en la planeación de la compra, se tiene una oferta para recomprar el bien una vez ha cumplido su vida útil. Esto evita la generación de residuos e implica ingresos por la venta del bien cuando ya no es requerido. Durante el periodo 2018-2021 los ingresos fueron de COP 6,9 millones.
- Chemical Leasing: en septiembre UNIDO (United Nations Industrial Development Organization) reconoció a Ecopetrol como Compañía líder en la implementación del modelo de Chemical Leasing, que consiste en pasar de la compra de productos químicos al pago por servicio de los mismos. La certificación se logró presentando los beneficios financieros y ambientales de las estrategias de contratación de catalizadores para la Refinería de Cartagena y la de tratamientos químicos para Refinería de Cartagena y Gerencia de Operaciones Apiay.
- Reincorporación de residuos en infraestructura: primer modelo contractual para que residuos ferrosos sean utilizados por un tercero como materia prima en materiales para obras de infraestructura de bodegas de Ecopetrol S.A.
- Clausulado Verde: 27 cláusulas actualizadas e incorporación de criterios ambientales para selección de aliados en estrategias de Ingeniería, operación y mantenimiento y tratamientos químicos de refinación.
- Iniciativas circulares en alimentación: aprovechamiento de residuos de prealistamiento de alimento en casinos para compostaje o lombricultura. Analítica en pronóstico de la producción, entre otros, logrando aprovechar 83% de estos residuos en todo el país.
Nivel de madurez en circularidad
Mediante esta línea de acción Ecopetrol busca evaluar periódicamente el nivel de avance en la implementación del Modelo de Economía Circular, a través de métricas cualitativas y cuantitativas.
(i)
Cualitativo: permite establecer a nivel interno el nivel de madurez de circularidad 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 de la Compañía.
(ii)
Semicualitativo – Cuantitativo: medición externa que permite reportar información de manera estandarizada y con un puntaje que permite medir el progreso y saber dónde la Compañía está en la transición hacia una economía circular y compararse con otras empresas
(iii)
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.
En este sentido, se definieron los siguientes estándares como métricas de circularidad para iniciar la medición de manera paulatina y progresiva a partir de 2021.
Métricas de circularidad
| Cualitativo | Semicualitativo – cuantitativo | Cuantitativo |
|---|---|---|
Esta medición se realizará utilizando la norma GTC 314:2020 (corresponde a una adopción idéntica de la norma BS 8001-2017), lanzada por Icontec en noviembre 2020.
| Para realizar esta medición, se ha seleccionado la herramienta Circulitycs desarrollada por la Fundación Ellen MacAthur, pionera en Economía Circular.
| Mezcla de indicadores de acuerdo con diferentes estándares (p.ej: WBCSD, Ellen MacArthur Foundation, ISO 59020 u otros). |
Los resultados en 2021 fueron los siguientes:
1
Elaboración de la primera medición cualitativa de economía circular, cuyo resultado ubica a Ecopetrol en Nivel 3 (Comprometido) según la Guía Técnica Colombiana (GTC) 314:2020. La escala de medición comprende cuatro (4) niveles, donde cero (0) es un nivel básico de cumplimiento legal y el nivel cuatro (4) es el más alto, donde las empresas están innovando en su modelo de negocio y en las formas de crear valor.
2
A partir de esta medición se estructura un plan de trabajo para cierre de brechas con áreas operativas y de soporte.
3
Se calculó el porcentaje de circularidad de materiales en contratos de catering con una circularidad del 70%; y transformación de residuos ferrosos con el 50%. La guía internacional de referencia fue la Circular transition indicators v2.0 Metrics for business by business del World Business Council for Sustainable Development (WBCSD).
4
Material bituminoso (MBL) a partir de lodos o residuos aceitosos como ligante asfaltico para el mejoramiento de vías de bajo tránsito. En el 2021 se obtuvieron los resultados de la Fase I de la investigación que se viene realizando con la UIS, obteniendo resultados promisorios en laboratorio, para producir materiales bituminosos MBL para la construcción de capas de mejoramientos de superficies viales.
Una de las ambiciones de 2022 es realizar la medición semicualitativa–cuantitativa, mediante la metodología de Ellen MacArthur Foundation a través de Circulytics.
HOJA DE RUTA
Uso de energías
y fuentes alternativas
Elemento
material Destacado
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de interés impactados | Áreas que gestionan los impactos | Segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Proveedores, contratistas y sus trabajadores | VCM | Upstream |
| Clientes | VDS | Midstream |
| Inversionistas y Accionistas | VRP | Downstream |
| Estado Nacional | VDP | Comercial |
| Estado Local | ||
| Sociedad y Comunidades |
¿Por qué el elemento
es material?
El uso de energía y fuentes alternativas responde a las expectativas identificadas de grupos de interés y las tendencias globales y hoy hace parte de los pilares de la Estrategia, Crecer en la Transición Energética y Generar Valor con SosTECnibilidad.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
Para atender este elemento se han establecido metas a corto, mediano y largo plazo de incorporación de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) las cuales son medidas en el contexto de descarbonización con la disminución de GEI. Desde el año 2018 el Programa de Eficiencia Energética -PEE- ha dado los lineamientos para la gestión del desempeño energético de la Compañía. Las líneas de acción que se han definido para la gestión de este elemento material son:
(i)
Control operacional
(ii)
Mejora tecnológica
(iii)
Integración a los procesos de Ecopetrol
En materia de Energías Renovables No convencionales -ERNC-, Ecopetrol busca la autosuficiencia energética a partir de la diversificación. La Compañía está enfocada en la diversificación de su matriz energética, con la incursión progresiva en fuentes no convencionales de energía renovable como las tecnologías solares, eólicas y geotérmicas, y tiene un portafolio en maduración en otras tecnologías como biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas. El objetivo es apalancar la demanda de energía eléctrica de las operaciones de la Compañía, es decir, su esquema de autogeneración, así como potenciales requerimientos que surjan en el marco del plan estratégico de hidrógeno de bajo carbono.
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
La hoja de ruta de este elemento define la ambición de la Compañía respecto al uso de energías y fuentes alternativas y define las líneas de acción. Ecopetrol se ha propuesto tener una matriz de autogeneración carbono neutra en 2050 y para lograrlo ha definido las siguientes rutas:
Las iniciativas enmarcadas en las primeras dos (2) líneas se evalúan de acuerdo con los siguientes criterios:
Autogeneración
Eficiencia energética
Quemas rutinarias
Ahorro energético
Consumo energético optimizado frente a las líneas base establecidas en los procesos. La reducción porcentual se entrega respecto a la línea base de demanda de energía de 2017.
Reducción de emisiones de CO2
Toneladas de CO2 dejadas de emitir asociadas a la optimización de consumo.
Optimización de costos
Se cuantifican los costos asociados a la optimización del consumo energético teniendo en cuenta la tarifa de los energéticos consumidos.
Metas y proyectos de corto, mediano
y largo plazo para la gestión del
elemento material Uso de Energía y
Fuentes Alternativas
Incorporación de MW de energías renovables en la matriz energética de la Compañía
- 2023: 400 MW
Inversiones en energías renovables como porcentaje del CAPEX total de la Compañía
- 2025: 10%
Reducción del consumo de energía eléctrica contra línea base de 2017
- 2023 a 2028: 6%
- + 2028: +6%
Quemas rutinarias
- 2030: Cero quemas rutinarias
Gestión 2021
Ahorro y producción de emisiones de CO2
En eficiencia energética, los resultados de ahorro y producción de emisiones de CO2 son los siguientes:
| Segmento | Ahorro (MMCOP) | Ahorro energético (MW) | Ahorro energético (GBTU) | Producción emisiones (tCO2e) |
|---|---|---|---|---|
| Upstream | 8.34 | 4.2 | 920 | 51,849 |
| Downstream | 14.27 | -0.4 | 1,330 | 76,734 |
| Midstream | 2.10 | 0.7 | -15 | 46 |
| Total | 24.71 | 4.5 | 2,235 | 128,629 |
Nota: Datos a corte de noviembre 2021 y proyección diciembre 2021
Hasta 2021 el programa de eficiencia energética se enfocó en la implementación de medidas de control operacional. Actualmente, Ecopetrol está madurando y asegurando los recursos de CAPEX requeridos para la implementación de los proyectos de mejora tecnológica requeridos para alcanzar la meta a 2028, en todos los segmentos de la cadena de valor.
Consumo energético dentro de la organización
| Consumo de combustibles que sean procedentes de fuentes renovables o no renovables dentro de la Compañía | Unidad de medida | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|
| Consumo total de combustibles procedentes de fuentes renovables en GWh | GWh | 65,4 | 54,6 |
| Consumo total de combustibles procedentes de fuentes no renovables en GWh | GWh | 3,030 | 2,813* |
| Total | GWh | 3,095.4 | 2,867.6 |
*La disminución del consumo total de combustibles procedentes de fuentes no renovables obedece a dos (2) factores: (i) disminución en los vertimientos de la VRO, lo cual impactó en alrededor 260 GWh/año y (ii) disminución del consumo en las refinerías, en aproximadamente 90 GWh/año.
Consumo energético de diferentes tipos de energía compradas
| Consumo energético de los diferentes tipos de energía compradas, excluyendo vapor | Unidad de medida | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|
| Consumo de electricidad | GWh | 2,425 | 2,309.84 |
| Consumo de calefacción | GWh | – | – |
| Consumo de refrigeración | GWh | – | – |
| Total | GWh | 2,425 | 2,309.84 |
Consumo energético de diferentes tipos de energía autogenerada
| Consumo energético de los diferentes tipos de energía autogenerada, excluyendo vapor | Unidad de medida | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|
| Electricidad autogenerada | GWh | 1,612 | 1,515 |
| Calefacción autogenerada | GWh | – | – |
| Refrigeración autogenerada | GWh | – | – |
| Total | GWh | 1,612 | 1,515 |
Consumo energético de los diferentes tipos de energía vendida
| Consumo energético de los diferentes tipos de energía vendida, excluyendo vapor | Unidad de medida | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|
| Electricidad vendida | GWh | 94 | 81.58 |
| Calefacción vendida | GWh | – | – |
| Refrigeración vendida | GWh | – | – |
| Total | GWh | 94 | 81.58 |
Vapor autogenerado y vendido
| Vapor autogenerado y vendido | Unidad de medida | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|
| Vapor autogenerado | klb | 23,962,888 | 22,276,124 |
| Vapor vendido | klb | 17,520 | 17,520 |
Consumo energético total dentro de Ecopetrol
| Consumo energético total dentro de la Compañía | Unidad de medida | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|
| Consumo total de energía dentro de la organización | GWh | 7,226.4 | 6,551 |
| Consumo energético total de vapor en klb | klb | 23,945,368 | 22,293,644 |
Consumo de energía y costos de consumo de energía
| Consumo de energía y costos del consumo de energía | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| a) Combustibles no renovables comprados y consumidos | MWh | 4,597,000 | 5,119,000 | 4,665,232 | 4,268,536 |
| b) Electricidad no renovable comprada | MWh | 2,414,000 | 2,300,000 | 2,049,000 | 2,309,840 |
| c) Vapor/calefacción/enfriamiento y otras energías no renovables compradas | MWh | – | – | – | – |
| d) Total energías renovables compradas o generadas | MWh | 91,959 | 88,200 | 65,889 | 54,551 |
| e) Total energías no renovables vendidas | MWh | 70,200 | 73,431 | 84,470 | 81,582 |
| Total de consumo de energías no renovables (A+B+C-E) | MWh | 6,940,800 | 7,345,569 | 6,629,762 | 6,496,794 |
Nota 1: La cobertura de los datos es de un 81% de las operaciones. Este porcentaje no cubre asociadas.
Nota 2: Los costos totales de consumo energético se calculan al restarle a los costos totales de compra de energía, los ingresos generados (energía vendida) se usó una TRM de $3,693 USD/COP.
La meta de consumo total de energías no renovables para 2021 fue de
7,377,800 MWh.
La gestión efectiva de Ecopetrol logró que las operaciones cumplieran la meta, de acuerdo con el rango definido y se mantuvieran por debajo de la misma.
Intensidad energética
| Ratio de intensidad energética | Unidad de medida | 2021 |
|---|---|---|
| Consumo de energía | KWh | 4,498,319,441 |
| Barriles producidos | bbls | 4,230,032,541 |
| Ratio de intensidad energética | kWh/bbl | 1.063 |
Nota: El tipo de energía utilizado para calcular la ratio de intensidad energética es electricidad.
Reducción del
Consumo Energético
En 2021 la reducción de consumo energético fue de
2.49886E+15 J.
Este dato incluye reducción de consumo energético de combustibles y electricidad. Los métodos utilizados para el cálculo son los siguientes:
(i)
Ahorros por control operacional: se calculan los ahorros según el estándar ISO 50001 estableciendo los indicadores de gestión de energía respecto a líneas base de consumo energético.
(ii)
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.
(iii)
Ahorros por gestión del IIE: se establecen ahorros de acuerdo con la optimización del índice de intensidad energética obtenido con la metodología Solomon.
Energías Renovables
No-Convencionales
En 2021, se inauguró el Ecoparque Solar San Fernando en el departamento del Meta (Colombia), con una capacidad instalada de 61 MWp, a cargo de Cenit. Está conformado por más de 113,000 paneles con tecnología bifacial para captar energía por ambas caras, y seguidores que les permitirán moverse de acuerdo con la orientación del sol. Para esta iniciativa se contrataron más de 150 mujeres en el pico de la construcción.
Se adjudicó el Ecoparque Solar Brisas en Huila que tendrá una capacidad de 26 MWp y estará a cargo de AES Colombia. Suministrará parte de la energía requerida para la operación de los campos en la región del Alto Magdalena de Ecopetrol. Su capacidad instalada es suficiente para energizar una población de 35,000 habitantes y evitará la emisión de aproximadamente 216,000 toneladas de CO2e. Se estima que su construcción finalice en el último trimestre de 2022.
Se lanzó el proceso competitivo para seleccionar socio para la construcción en el departamento del Meta del Ecoparque Rubiales, con una capacidad instalada estimada de 87 MWp. La energía producida servirá para abastecer parte de la demanda del campo Rubiales, propiedad de Ecopetrol.
Se aprobó la inversión en ecoparques solares en la refinería de Cartagena y en La Cira, Barrancabermeja, las cuales serán ejecutadas por Ecopetrol bajo un contrato marco con empresas con experiencia internacional. Se espera que la construcción finalice entre el segundo semestre de 2022 y primer trimestre de 2023. Ambas agregarán alrededor de 90 MWp de capacidad instalada renovable a la matriz energética del Grupo.
El portafolio base para alcanzar la meta de los 400 MWp a 2023 es dinámico. En 2021 ingresaron al portafolio base el Ecoparque Solar Quifa (35 MWp), el Parque Solar Cravo Norte (40 MWp), se amplió la capacidad instalada estimada del Ecoparque Solar La Cira pasando de 9 a 56 MWp, y la del Ecoparque Solar Rubiales pasando de 64 a 87 MWp.
Se inauguraron seis (6) pequeñas plantas solares de Cenit con una capacidad instalada de 0.46 MWp que empezaron a suministrar energía a igual número de estaciones de bombeo del sistema de transporte por poliductos de Cenit, las cuales permitirán reducir 462 toneladas de CO2e al año.
Inversión en Energías Renovables
| Inversión en energía renovables | Unidad de medida | 2021 |
|---|---|---|
| Monto invertido en biocombustibles de primera generación | COP | 2,114,433,922.00 |
| Porcentaje invertido en energías renovables | % | 8.70 |
Comercial
A cierre de diciembre, se atendieron
75 fronteras
(+7 respecto de 2020) con una energía promedio mensual de
204.4 GWh
(+11.4% respecto a 2020) a través de Ecopetrol Energía S.A.S. ESP.
Se obtuvieron ingresos por
COP 18,000 millones
por ventas de excedentes de energía del Grupo.
Se inició la venta de energía a Esenttia, adjudicado en proceso competitivo a Ecopetrol Energía con la atención de
12 GWh-mes
aproximadamente en dos fronteras comerciales.
Se inició la venta de energía a las fronteras Nare, Jazmín y Moriche que se incorporaron a la demanda de energía del Grupo por la finalización del contrato de operación de Mansarovar con aproximadamente
6 GWh-mes.
Se suscribieron los contratos de conexión con EPM para el suministro de energía a las fronteras no reguladas del campo Nare, con una vigencia de un año, prorrogable por un año más. Durante el primer año EPM adelantará las acciones necesarias para modernizar la infraestructura que lo requiera, lo cual permitirá firmar un nuevo contrato por mayor plazo.
Compras de energía realizadas a largo plazo con Enel Green Power para la vigencia 2023 a 2036 a través de EES, garantizando el suministro de energía por
569.4 GWh-año (65MW)
al Grupo, siendo el contrato con mejor precio del portafolio.
En 2021 Ecopetrol Energía S.A.S.ESP (EES) llevó a cabo la actividad de Agregador de Demanda para ofrecer respaldo a generadores mediante el mecanismo de Demanda Desconectable Voluntaria (DDV), generando coberturas por
555 MWh
e ingresos totales para Ecopetrol de
COP 553 millones.
Se decidió desinvertir en la filial Ecopetrol Energía S.A.S. ESP., para cumplir con el compromiso adquirido en el contrato interadministrativo con el MHCP por la compra de las acciones de ISA S.A. E.S.P. La Junta Directiva de Ecopetrol S.A. aprobó la presentación de la liquidación voluntaria de EES ante los órganos sociales facultados, previa cesión de los contratos de compra de energía existentes, así como de la representación comercial de las fronteras del Grupo Ecopetrol que hoy se encuentran bajo gestión operativa de EES y la celebración de uno o varios contratos de comercialización de energía nuevos para atender las necesidades de Ecopetrol, buscando la optimización de la tarifa de comercialización que actualmente paga la Compañía y que será pactada con un nuevo agente comercializador.
Se logró la extensión del contrato del servicio de representación de excedentes de autogeneración de RCSA (Proeléctrica S.A.S. ESP), lo cual permitirá mantener ahorros estimadas de aproximadamente
COP 350 millones
en 2022, versus la tarifa del proveedor anterior.
Se extendió el contrato de venta de excedentes de autogeneración de VAO Sur (Orito y la Hormiga) con Enerco S.A. ESP, lo que le permite al negocio asegurar un precio de venta que cubre los costos de generación y los costos regulados del mercado, con una rentabilidad de
COP 19.4 /kWh.
Se estima un VPN por estos ingresos de
COP 1,800 millones
- En 2021, entró en operación la línea de transmisión eléctrica Reforma – San Fernando 230 kV. Esta permitirá incrementar la confiabilidad eléctrica en la Regional Orinoquía.
- Se puso en servicio la iniciativa de almacenamiento con baterías en Tello con una capacidad de 0.8 MW y tiempo de respaldo de tres (3) minutos.
- Se estableció el ejercicio de planificación de corto plazo como soporte a la programación semanal para el Upstream, lo que permitió aprovechar la estrategia comercial de un portafolio integrado con beneficios entre COP 5,100 y COP 7,300 millones durante el período.
- Se redefinió la iniciativa de centralización de la información con un alcance de cuatro fases:
(i)
Alistamiento
(ii)
(iii)
Datamart e integración
(iv)
Implementación en planeación, programación y despacho
En 2021 se cerró la fase 0 y con la firma del ANS con Planeación operativa inició la fase 1.
- Entró en operación la microturbina de generación eléctrica a gas natural en Yaguará (1.6–2.2 MW)
Almacenamiento con baterías
Inició en el campo Tello 57 la implementación de almacenamiento de energía. Su objetivo es disminuir el número de barriles diferidos por fallas eléctricas asociados a causas externas. La solución tecnológica instalada incluye una capacidad y tiempo de respaldo de
0.8 MW y
tres (3) minutos.
Operando desde septiembre de 2021, ha evitado
cerca de ocho (8) eventos por mes,
los cuales representan una disminución de barriles diferidos por esta causa externa. Entre el 2019 y el 2021
se pasó de 0.48% a 0.17%
barriles diferidos
por esta causa externa.
Reducción del
Consumo Energético
La Compañía sigue avanzando en la maduración de los pozos candidatos en el bloque Cubarral en el departamento del Meta, y se está iniciando una evaluación de aprovechamiento de calor en Cravo Norte con el socio operador Sierracol.
Se continúa con las mediciones del potencial eólico en Casablanca, Araguaney, Huila y Ballena, e iniciativas de autogeneración eólica con terceros en la Costa Atlántica.
En cuanto a Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, se están adelantando los procesos de debida diligencia ambiental y los estudios de conexión. En 2021 se radicaron solicitudes de información ante entes locales y regionales.
Principales resultados en I+D
relacionados con el tema material
de uso de energía y fuentes alternativas
Determinación de valores de stocks de carbono en biomasa aérea, necromasa y suelo; evaluación del potencial del morichal como sistema estratégico para la captura de CO2 en la Orinoquía colombiana.
Diseño experimental y pruebas FAT del electrolizador para piloto de producción de hidrógeno electrolítico y/o verde.
Escalamos la producción de óxidos de asfaltenos y coque en reactores de 1.8 y 5 lt.
Primer prototipo de supercapacitor basado en carbón activado de alta área superficial obtenido a partir de asfaltenos activado con KOH.
Recubrimiento para tuberías, basado en un pre-polímero de MDI y óxido de asfaltenos.
Sintetizamos materiales basados en carbón activado para remoción de fenoles en aguas industriales.
Desarrollamos aditivos a partir de precursores de carbono y materiales compuestos para la industria de la construcción.
Producción a escala piloto de espuma de poliuretano hidrofóbica, para remoción de grasas y aceites de aguas de producción (< 1ppm).
HOJA DE RUTA
Calidad de
los Combustibles
Elemento
material Destacado
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de intereses impactados | Áreas que gestionan los impactos | Segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Sociedad y Comunidad | VCM | Midstream |
| Estado | VDS | Downstream |
| Clientes | VHSE | Comercial |
| Inversionistas | VRP |
¿Por qué el elemento
es material?
La calidad del aire se ha convertido en una prioridad para diferentes grupos de interés incluyendo el Estado y la Sociedad y Comunidad y es cada vez más relevante para clientes e inversionistas, cuyas posiciones premian cada vez más la diversificación. El compromiso que Ecopetrol tiene de entregar combustibles cada vez más limpios precede este creciente interés, y hace parte de su visión estratégica. Por eso, en el ejercicio de materialidad la gestión enfocada en mejorar y asegurar la calidad del combustible fue identificada como un elemento material destacado.
La Compañía reconoce la interrelación que tiene este elemento material con otros como Calidad del Aire y Cambio Climático.
Los capítulos de los elementos materiales Cambio Climático y Calidad del Aire se pueden consultar en las págs. 182 y 244 de este reporte.
¿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. Esto permitirá contar con combustibles diésel y gasolina con los mejores estándares de calidad a nivel internacional en países como Estados Unidos, Canadá y los que hacen parte de la Unión Europea.
La hoja de ruta de este elemento material ha determinado que la ambición de la Compañía es, en el largo plazo, convertirse en referente internacional para la producción de diésel, gasolina y combustibles renovables. Para lograrlo Ecopetrol debe trabajar de manera ágil y eficiente en las siguientes líneas de acción:
Calidad de la gasolina
Calidad del diésel
Combustibles renovables
Para conocer ser más sobre la estrategia de refinación, ver Refinación y Petroquímica, en la pág. 86 de este reporte.
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
Ecopetrol 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. Ecopetrol cuenta con laboratorios de calidad en sus refinerías y en la filial Cenit, encargada de las operaciones de transporte de dichos combustibles a los clientes mayoristas de Ecopetrol.
Metas y proyectos
de corto, mediano
y largo plazo
CONTENIDO DE AZUFRE
- 2022: producir gasolinas con un contenido de azufre menor a 50 ppm.
- 2023: producir diésel con un contenido de azufre menor a 15 ppm.
- 2025: producir diésel con un contenido de azufre menor a 10 ppm.
- 2030: producir gasolinas con un contenido de azufre menor a 10 ppm y un número de octano mayor a 88.
BIOCOMBUSTIBLES
- 2022 – 2030: Ejecución de pilotos para la producción de biocombustibles
2030 EN ADELANTE
- Producción continua de bio-fuels por coprocesamiento o con plantas dedicadas.
- Diversificación amplia del portafolio de refinados.
- Posibles desarrollos de combustibles sintéticos.
PROGRAMA DE INVESTIGACIÓN EN CALIDAD DE COMBUSTIBLES – 2022
- Investigaciones ICP – Universidad Pontificia – Politécnico Jaime Isaza Cadavid AMVA – Culminar dos (2) proyectos que permitirán analizar mejor los problemas de calidad de aire por material particulado resuspendido en el área metropolitana del Valle de Aburrá en Medellín, Colombia.
- Determinación de los factores de emisiones de Transmilenio de la ciudad de Bogotá, Colombia – En colaboración con el ICP se medirán las emisiones en gramos por kilómetro de las tecnologías vehiculares en la flota troncal de Transmilenio.
Gestión 2021
En 2021, Ecopetrol invirtió
USD 5 millones
en proyectos encaminados a mejorar la calidad de combustibles en la refinería de Barrancabermeja. Entre estos se destacan la ampliación de la capacidad de procesamiento de la Unidad de Hidrocraqueo Moderado HCM U2650, la compra de equipos de laboratorio y la mejora tecnológica de la planta de HCM-Fase I.
Se realizaron acciones de mantenimiento y actualizaciones tecnológicas en la refinería de Barrancabermeja que mejoraron la calidad de los componentes utilizados para la preparación de la gasolina motor regular. El contenido promedio de azufre en la gasolina motor regular fue de
61 ppm
(promedio a noviembre de 2021).
En 2021, el contenido de azufre en el diésel
En 2021, el contenido de azufre en el diésel se mantuvo
en promedio en 13 ppm
pese a los mantenimientos de las unidades de proceso de las refinerías y al aumento de los consumos a nivel nacional.
En abril de 2021 se expidió la Resolución 40103 por parte del MME y el MADS de Colombia, que define los parámetros de calidad de diésel y la gasolina calidad y las fechas de cumplimiento. Esto permite contar con una regulación clara y precisa en mejoramiento de calidad de los combustibles para orientar los planes y proyectos de Ecopetrol.
Se aprobó el start up de proyecto de mejoramiento de la calidad de la nafta en la U-107 de la Refinería de Cartagena. Esto permitirá adecuar la infraestructura de refinación para cumplir con la producción de gasolina con un contenido de azufre
inferior a 10 ppm
antes del 2030 como se establece en la Resolución 40103.
A finales de 2019, Ecopetrol S.A. a través de sus refinerías, inició la entrega de gasolina extra con un nivel de octano de la misma calidad de las gasolinas premium internacionales. En 2021 Ecopetrol continuó entregando y asegurando la calidad de la gasolina extra con altos estándares de calidad. También se desarrollaron las siguientes acciones:
Espacios de relacionamiento con los fabricantes e importadores de vehículos para avanzar en alianzas que permitan hacer más atractivo el producto del portafolio de las refinerías
Actualización de la estrategia comercial 2022–2024 para incrementar las ventas a doble digito y contribuir con el mejoramiento de la calidad de aire, incluyendo, entre otras cosas:
- Revisar alternativas para reducir el azufre<15ppm
- Asegurar la disponibilidad del producto a lo largo de la cadena
- Otorgar mayor plazo de pago a los clientes para mantener inventarios
- Invertir en un fondo de comunicaciones para la promoción del producto
- Se avanzó en el estudio de prefactibilidad para identificar alternativas que le ayuden a la Compañía hacia una calidad de combustibles comparable con los referentes mundiales y a capturar de manera rentable oportunidades de crecimiento en el mercado objetivo. Se identificaron alternativas viables en la Refinería de Barrancabermeja dentro del alcance del Programa de Desarrollo de Refinación para la mejora de la calidad de la gasolina y el Diésel.
En 2021 la producción y compra de biocombustibles (biodiesel B100 y diésel B2) fue de las siguientes dimensiones:
Volumen de biocombustibles30
Esto ha permitido cumplir con la normatividad de preparar y entregar a los clientes mayoristas un diésel con un contenido del
2% de biocombustible,
de acuerdo con lo establecido en la regulación de calidad vigente.
30. Esta información fue actualizada con datos a diciembre 31 de 2021, con respecto del documento publicado para derecho de inspección.
I+D relacionados con calidad
de los combustibles
Senda de combustibles GRB
- Se definió la configuración de proceso para diésel y gasolina a partir de tecnologías comerciales.
- Se incluyó en el esquema el coprocesamiento de aceites vegetales de hasta 30% para producción de combustibles renovables línea diésel y definimos el diseño para prueba industrial.
Estudio de reformulación de combustibles y su impacto en calidad de aire
Con la Universidad de los Andes de Colombia, Transmilenio y la Alcaldía de Bogotá, se validó la mejora en la calidad de aire en Bogotá, con reducción en 78% de material particulado, debido a la renovación de la flota de buses fases 1 y 2, la incorporación de diésel de <10 ppm de azufre y uso de gas natural vehicular.
HOJA DE RUTA
Calidad del Aire
Elemento
material Destacado
Objetivos de Desarrollo Sostenible
| Grupos de intereses impactados | Áreas que gestionan los impactos | Segmentos de Ecopetrol donde se genera el mayor impacto |
|---|---|---|
| Sociedad y Comunidad | VHSE | Midstream |
| Empleados | Downstream | |
| Comercial | ||
| Upstream |
¿Por qué el elemento
es material?
Ecopetrol, como actor relevante en la industria de petróleo y gas, tiene un compromiso con el país para contribuir a preservar la calidad del aire en el entorno de sus operaciones en pro del bienestar de los ciudadanos y el cuidado del medio ambiente.
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 Ecopetrol deben monitorear y controlar las emisiones de contaminantes criterio (material particulado, monóxido de carbono, óxidos de azufre y de nitrógeno, y compuestos orgánicos volátiles -VOC) que afectan la calidad del aire dentro de límites que no impacten la calidad del aire en el entorno de sus operaciones.
¿Cómo se gestiona
el elemento material?
La hoja de ruta de Calidad del Aire: Aire Limpio para el Entorno, incluye las siguientes líneas 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 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.
¿Cómo se evalúa
el elemento material?
- Se evalúa mediante los siguientes elementos:
Seguimiento a la calidad del aire, 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.
Metas de reducción de emisiones de contaminantes criterio definidas y con seguimiento permanente.
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 del plan de descarbonización.
- Nuevas iniciativas específicas de reducción de contaminantes basadas en ajustes o reconversiones tecnológicas de procesos clave de la operación.
Metas y proyectos
de corto, mediano
y largo plazo
2021 – 2025
- Inventario de emisiones actualizado identificando activos clave de la Compañía.
- Definición de metas de reducción de emisiones de contaminantes criterio para producción y refinación en 2022.
- Definición de estándares operativos y tecnológicos, en materia de emisiones de contaminantes.
2030
- Lograr las metas de reducción de emisiones de contaminantes criterio con base en:
- Lograr las metas de reducción de emisiones de contaminantes criterio con base en:
- Implementación de las iniciativas de reducción de gases efecto invernadero.
- Ejecución del proyecto de control de emisiones SOx en la refinería de Barrancabermeja
- Estructuración y ejecución de iniciativas de mitigación de emisiones fugitivas de VOC y venteos en tanques y sistemas de tratamiento de aguas residuales industriales.
2050
- Implementación de un portafolio de iniciativas tecnológicas para el monitoreo frecuente de las emisiones más relevantes y la calidad del aire, para asegurar una calidad de aire en la operación según las guías de la Organización Mundial de la Salud (OMS), en 2050.
Gestión 2021
Senda de combustibles GRB
Líneas estratégicas de mitigación, prevención y acción colectiva.
Inicio del proceso de depuración del inventario de emisiones de contaminantes criterio en la herramienta SAP-EC que incluye:
Actualización de factores de emisión con base en las tecnologías instaladas y los resultados de las mediciones de fuentes fijas.
Revisión inclusión de nuevas fuentes e inactivación de fuentes asociadas con equipos fuera de servicio.
Aseguramiento del proceso de cargue de información mediante un equipo transversal para seguimiento y análisis periódico al inventario de emisiones.
Estimación de impacto en calidad de aire de iniciativas de descarbonización (reducción de emisiones GEI).
Otras emisiones significativas del aire
(305-7) (WEF 7E)
| Emisiones | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| NOx | kt | 25,76 | 28,09 | 28,78 | 28,30 |
| SOx | kt | 16,93 | 17,52 | 14,79 | 14,81 |
| Contaminantes orgánicos persistentes (COP) | kt | ||||
| Compuestos orgánicos volátiles (COV) | kt | 106,69 | 113,8 | 116,35 | 111,64 |
| Contaminantes del aire peligrosos (HAP) | kt | ||||
| Partículas (PM) | kt | 1,57 | 1,70 | 1,53 | 1,40 |
| Otras categorías de emisiones al aire identificadas en regulaciones relevantes | kt | 11,06 | 11,32 | 11,70 | 11,50 |
Nota: En la tabla de emisiones en la línea correspondiente a “Otras categorías de emisiones al aire identificadas en regulaciones relevantes” se reportan las emisiones de monóxido de carbono (CO).
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.
En algunos casos particulares se utilizan factores de emisión tomados de las siguientes referencias:
- Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y el Caribe (ARPEL): Metodologias de Inventarios de emksiones Atmosféricas en la Industria Petrolera, 1999
- European Enviromental Agency: (EEA)EMEP/EEA Air pollutant emissions Inventory guidebook 2019: technical guidance to prepare national emission inventories
- EIIP Vol II Ch 14 Uncontrolled emission factor listing for Criteria Air Pollutants – Emission Inventory Improvement Program July 2001
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.
Los contaminantes peligrosos del 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 trabajdores 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.
Traslado de la operación del midstream a Cenit desde mayo de 2021, lo que implicó que dichas emisiones no se reportaran como Ecopetrol S.A.
Operación reducida en las unidades de Cracking (FCCs) principalmente en la refinería de Cartagena por mantenimiento programado de tres (3) meses, que impacta emisión principalmente de MP y SOx.
Reducción en autogeneración de energía en la refinería de Barrancabermeja, que se destinaba a la Vicepresidencia Regional Central de Producción la cual se sustituyó con suministro externo.
Reducción en tratamiento de aguas residuales industriales en campo Castilla por el cierre de vertimiento al río Guayuriba en el primer semestre de 2021.
Optimización / reducción de autogeneración de energía con líquidos en Campo Rubiales.
Iniciativas de reducción de GEI en aspectos de optimización energética, electrificación de operaciones, sustitución de combustibles y reducción de quemas en teas, principalmente.
Incremento de emisiones por operación del campo Floreña durante los 12 meses del año vs 10 meses en 2020 (se recibió operación en marzo de 2020).
Cargas Sustancias Agotadoras de Ozono (SAO) de la categoría de equipo
| Emisiones | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Emisiones SAO | t | 0.82 | 1.32 | 1.32 | 0.19 |
Nota: Ecopetrol S.A. 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, tales como, acondicionadores de aire y refrigeradores estacionarios y sistemas contraincendios, entre otros, por lo tanto, no es importador ni exportador de este tipo de sustancias
Producción, importaciones y exportaciones de Sustancias Agotadoras de Ozono (SAO)
| Categoría de equipo | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Aplicaciones domésticas/comerciales de bajo porte (carga entre 0 y 5 lb o 0 y 2,3 Kg) | # | 1,181 | 678 | 678 | 94 |
| Aplicaciones comerciales de mediano y alto porte (carga entre 5 y 15 lb o 2,3 y 6,8 Kg) | # | 110 | 86 | 86 | 220 |
| Aplicaciones industriales (Carga superior a 15 lb o 6,8 Kg) | # | 411 | 619 | 619 | 223 |
| Total | # | 1,702 | 1,383 | 1,383 | 537 |
Nota: 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
Las sustancias usadas para el cálculo son las siguientes SAO: CFC-12, HCFC-22.
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.
Método avanzando nivel 2 (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. Este 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 Compañía 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.
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 IPCC:
FE 1% para unidades con carga menor de cinco (5) lb
FE 17% para unidades con carga mayor a cinco (5) lb.
En el proceso de depuración del inventario de emisiones que culminó en 2021, se incluyó la actualización de los factores de emisión de las unidades de cracking catalítico y de recuperación de azufre de las refinerías, tomando como base las tecnologías de control de emisiones instaladas y los resultados de las mediciones directas (estudios isocinéticos) efectuados por terceras partes acreditadas. Esto implicó que se ajustaran los valores de emisiones previamente reportados para los años 2018 a 2020.
Gestión integral de residuos
El pilar estratégico de Gestión Integral de Residuos fue definido en 2021, en la Estrategia de Gestión Ambiental y se articula con el modelo de Economía Circular para el Grupo Ecopetrol. Este pilar se enfoca en las acciones para dar estricto cumplimiento al marco normativo nacional y en acciones de reducción y aprovechamiento en pro de la mejora continua.
(306-2) (WEF 12E)
En el marco de la gestión integral de residuos se implementan las siguientes acciones de prevención, reducción y aprovechamiento:
Aplicación de criterios ambientales para la selección de proveedores.
Inclusión de cláusulas verdes contractuales que eviten la generación de residuos o permitan su reducción máxima o aprovechamiento.
Aprovechamiento de madera de estibas y guacales en operaciones de bodega.
Aprovechamiento de escombros en el mantenimiento de vías y relleno de cárcavas.
Aprovechamiento de catalizadores no peligrosos de unidades cracking.
Plan de gestión de envases y empaques de un solo uso en el marco de los productos empacados puestos en el mercado.
Adicionalmente, en el marco del aporte de residuos hacia la circularidad se destaca:
Para el servicio de tratamientos químicos se cuenta con chemical leasing, para la devolución al proveedor de sobrantes de productos y de envases.
Acuerdos posconsumo: entrega al proveedor de residuos de aparatos eléctricos, electrónicos, luminarias y baterías de plomo ácido.
Compostaje de residuos orgánicos de servicios de catering y alimentación – índice de circularidad 69%.
Venta del residuo chatarra metálica a siderúrgicas para ser reincorporada a procesos productivos – índice de circularidad 50%.
El 90 % de
los residuos peligrosos
generados en Ecopetrol (especialmente en actividades de producción y refinación) son lodos aceitosos, por lo cual se han establecido en la Guía de Manejo Integral de Residuos de Ecopetrol las siguientes acciones para el tratamiento específico de estos residuos:
Identificación de iniciativas para reducción de la generación de lodos aceitosos.
Tratamiento de centrifugación para la recuperación de aceites de los lodos, y reducción del volumen y peligrosidad de estos.
Tratamiento de lodos bajo la técnica de biorremediación que acelera la degradación total o parcial del contaminante, disminuyendo su concentración hasta un estado inocuo.
Tratamiento térmico coprocesamiento, que permite incluir los lodos como parte del material combustible en hornos cementeros, reduciendo sustancias que no es posible tratar ni confinar.
Como una opción se tiene la disposición en celdas de seguridad, en caso de que el residuo no pueda ser tratado y requiera un confinamiento especial.
Las actividades mencionadas relacionadas con tratamientos y disposición son ejecutadas por terceros que cuentan con licencia ambiental y sobre los cuales se realiza un estricto seguimiento y control.
Adicionalmente a nivel de segmento se adelantan las siguientes acciones con respecto a los lodos aceitosos:
Producción: programa de mantenimiento de tanques y vasijas para evitar el aumento de volúmenes de lodos aceitosos y su dificultad en el retiro, tecnologías para minimizar la cantidad de fluido presente en el lodo, como la deshidratación y procesos de centrifugación para recuperación de aceites.
Refinación: Envío de lodos aceitosos a un tercero que realiza aprovechamiento mediante Coprocesamiento en hornos cementeros (producción de clinker).
Refinación y Producción: investigaciones en uso de rompedores de emulsión eficientes en los tratamientos de aguas residuales de producción que eviten la generación de lodos aceitosos y aprovechamiento de los lodos como ligantes asfálticos.
(306-2) (WEF 12E)
De acuerdo con lo establecido en la Guía de Manejo Integral de Residuos y las Buenas Prácticas de Abastecimiento Sostenible, se asegura el cumplimiento de las obligaciones contractuales y legislativas de terceros, que manejen o gestionen los residuos de Ecopetrol, con base en las siguientes consideraciones:
- Elaboración de especificaciones técnicas que incluyen las obligaciones ambientales normativas, descripción del servicio requerido y obligaciones contractuales.
- Criterios ambientales para la selección de proveedores.
- Aplicación de los procesos establecidos en el manual de contratación para la selección del tercero prestador del servicio. Inteligencias de mercado, showroom, definición de los criterios y requerimientos del servicio, y evaluación técnica y comercial de los oferentes.
- Clausulado verde.
- Verificación de licencias ambientales del tercero que autorizan los tratamientos y/o procesos de aprovechamiento y disposición final, expedidas por la autoridad ambiental competente.
- Verificación de permisos o autorizaciones ambientales del tercero requeridas para el desarrollo de la actividad (por ejemplo, permiso de vertimiento y concesión de agua), si son necesarios para el proceso de tratamiento ofrecido.
- Visitas a las instalaciones del tercero para conocer y asegurar que los procesos e infraestructura para el tratamiento de residuos que ofrecen, está acorde con lo establecido en su licencia ambiental y si cumple con lo requerido para el tratamiento.
- Seguimiento a través de la aplicación del Formato Inspección de Externa de Residuos establecido en la Guía de Manejo Integral de Residuos de Ecopetrol.
La gestión integral de residuos en Ecopetrol se recopila mediante SIGAR – Residuos, herramienta informática que permite el seguimiento a las cantidades generadas por cada corriente de residuos. Esta facilita la evaluación mensual de la gestión de los residuos peligrosos y no peligrosos, permite la identificación puntual de oportunidades de mejora en la gestión, entrega oportuna de reportes de generación de residuos, así como administrar la documentación que soporta la gestión legal. La información apoya la toma de decisiones y provee los datos a reportar.
La herramienta SIGAR – Residuos permite:
Identificación y clasificación de residuos.
Administración de áreas de almacenamiento.
Monitoreo de los tiempos de almacenamiento de los residuos provenientes de las operaciones y áreas de la Compañía.
Monitoreo y control del manejo de residuos generados por la Compañía y por terceros.
Obtención de reportes e indicadores que permiten la toma de decisiones y el seguimiento del proceso de gestión de residuos.
Identificación de potenciales iniciativas y/o alternativas para el mejoramiento continuo del proceso de gestión de residuos.
En 2021, se definieron metas de aprovechamiento y reducción:
Vicepresidencia de Desarrollo y Producción
Reducción del
11.3%
del residuo lodos aceitosos categoría Y9.
Aprovechamiento del
84%
de residuos peligrosos que no incluyen los lodos aceitosos categoría Y9.
Reducción del
6%
de residuos peligrosos diferentes a los lodos aceitosos.
Aprovechamiento del
94%
de residuos no peligrosos.
Reducción del
9%
de residuos no peligrosos.
LARGO PLAZO (2045)
Aprovechamiento del
15%
del residuo lodos aceitosos categoría Y9.
Aprovechamiento del
15%
de residuos peligrosos que no incluyen los lodos aceitosos categoría Y9.
Aprovechamiento del
5%
de residuos no peligrosos.
Adicionalmente se plantea seguir avanzando en el camino hacia la circularidad apalancados en los resultados obtenidos en 2021:
- Compostaje de residuos orgánicos – índice de circularidad 69%.
- Venta del residuo chatarra metálica a siderúrgicas – índice de circularidad 50%.
Residuos generados en función de su composición
| Residuos generados | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos | TM | 111,737.39 | 203,833.42 | 140,434.13 | 137,375.67 |
| Residuos no peligrosos | TM | 178,294.27 | 211,506.16 | 157,700.91 | 199,716.89 |
| Total residuos generados | TM | 290,031.66 | 415,339.58 | 298,135.04 | 337,092.56 |
Nota: El dato de residuos peligrosos reportado para el año 2019 fue ajustado como resultado de revisión de calidad de la información en la que se detectó un error en la unidad de medida empleada durante el cargue. El dato reportado en 2019 fue de 319,442.65 ton, el cual después de la revisión pasó a 203,833.42 ton.
En 2021, la generación de residuos fue de
337,093 toneladas,
de las cuales 137,376 toneladas corresponden a residuos peligrosos y 199,717 toneladas a residuos no peligrosos. Esto representa un aumento de un 13% respecto al año 2020, principalmente por residuos no peligrosos como: escombros, chatarra metálica, cortes de perforación base agua y lodos de clarificación del tratamiento de agua potable. Lo anterior debido al reinicio de actividades posteriores a las restricciones de la pandemia.
La generación de residuos peligrosos de 2021 presenta una
reducción del 2%
vs. 2020, debido a la disminución del suelo contaminado con hidrocarburo por contingencias ambientales. Estos son los residuos generados de acuerdo con sus cantidades: lodos aceitosos, elementos impregnados de HC, suelos impregnados de hidrocarburo, catalizador gastado de cracking, arcillas de tratamiento de soda, residuos de aditivos de polietileno, filtros usados y residuos de asfalto.
Respecto a la cantidad total de residuos no peligrosos generados, los más representativos son: chatarra metálica, escombros, residuos orgánicos, residuos vegetales, madera, cortes de perforación base agua y lodos de clarificación del tratamiento de agua potable.
Cantidad total de los residuos no destinados a eliminación en función de su composición
(306-4) (WEF 17E)
| Residuos no destinados a eliminación | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos | Tm | 134.67 | 92.29 | 3,883.72 | 6,105.84 |
| Residuos no peligrosos | Tm | 135,118.45 | 201,320.21 | 31,863.13 | 47,565.51 |
| Total residuos no destinados a eliminación | Tm | 135,253.12 | 201,412.5 | 35,746.85 | 53,671.35 |
Nota: En los datos de residuos peligrosos no destinados a eliminación de año 2020 se llevó a cabo una revisión de calidad de datos encontrando que en las líneas de residuos peligrosos que van a preparación para la reutilización y residuos peligrosos reciclados se presentaba un intercambio de información, ya que las cantidades que fueron a reutilización se habían reportado en la línea de residuos peligrosos reciclados. La cantidad de residuos peligrosos que fueron a preparación para la reutilización en el 2020 fue de 3,103.01 ton y la cantidad que fueron a reciclaje fue de 780.71 ton.
Cantidad de residuos no destinados a eliminación en función de las operaciones de valorización en las instalaciones de la organización
(306-4) (WEF 17E)
| Residuos no destinados a eliminación | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Total residuos no peligrosos no destinados a eliminación | Tm | 94,440 | 163,861 | 3,158.06 | 13,420 |
Cantidad de residuos no destinados a eliminación en función de las operaciones de valorización fuera de las instalaciones de la organización
(305-6) (WEF 17E)
| Ítems | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos que van a preparación para la reutilización | Tm | 11.55 | 9.63 | 3,103.01 | 6,074.62 |
| Residuos peligrosos reciclados | Tm | 61.05 | 82.67 | 780.71 | 31.22 |
| Residuos peligrosos que van otras operaciones de valorización | Tm | 62.07 | 0 | 0 | 0 |
| Total residuos peligrosos no destinados a eliminación | Tm | 134.67 | 92.29 | 3,883.72 | 6,105.84 |
| Residuos no peligrosos que van a preparación para la reutilización | Tm | 14.41 | 52.13 | 12.95 | 0.094 |
| Residuos no peligrosos reciclados | Tm | 34,683.02 | 29,125.14 | 17,861.58 | 27,922.31 |
| Residuos no peligrosos que van otras operaciones de valorización | Tm | 5,981.01 | 8,281.94 | 10,830.53 | 6,223.11 |
| Total residuos no peligrosos no destinados a eliminación | Tm | 40,678.45 | 37,459.21 | 28,705.06 | 34,145.514 |
Nota: En el año 2021 los residuos no peligrosos que van a otras operaciones de valorización no destinados a eliminación presentaron una disminución comparados con el año 2020, esto se debe a la reducción en la generación principalmente de residuos vegetales y al cambio de manejo dado al residuo de madera.
Cantidad total de residuos no destinados a eliminación en función
de las operaciones de valorización en la organización
(306-4) (WEF 17E)
| Ítems | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos que van a preparación para la reutilización | Tm | 11.55 | 9.63 | 3,103.01 | 6,074.62 |
| Residuos peligrosos reciclados | Tm | 61.05 | 82.67 | 780.71 | 31.22 |
| Residuos peligrosos que van otras operaciones de valorización | Tm | 62.07 | 0 | 0 | 0 |
| Total residuos peligrosos no destinados a eliminación | Tm | 134.67 | 92.29 | 3,884.72 | 6,105.84 |
| Residuos no peligrosos que van a preparación para la reutilización | Tm | 94,454.41 | 163,913.13 | 3,171.02 | 13,420.094 |
| Residuos no peligrosos reciclados | Tm | 34,683.02 | 29,125.14 | 17,861.58 | 27,922.31 |
| Residuos no peligrosos que van otras operaciones de valorización | Tm | 5,981.01 | 8,281.94 | 10,830.53 | 6,223.11 |
| Total residuos no peligrosos no destinados a eliminación | Tm | 135,118.45 | 201,320.21 | 31,863.13 | 47,565.514 |
| Total Residuos no destinados a eliminación | Tm | 135,253.12 | 201,412.5 | 35,746.85 | 53,671.354 |
En 2021 se presenta un
aumento de 50%
del total de residuos no destinados a eliminación con respecto a los datos reportados en el 2020. Esto debido principalmente a la venta de chatarra metálica (Índice de circularidad 50%), almacenada entre marzo y agosto de 2020 por el estado de emergencia y a la mayor reutilización de cortes de perforación base agua en el año 2021, debido al aumento de actividades de perforación.
Además, en 2021 se muestra un notable aumento en la cantidad de residuos peligrosos no destinados a eliminación. Esto se debe principalmente al envío de
más del 57%
de lodos aceitosos generados en la refinería de Barrancabermeja para su reutilización como combustible en hornos cementeros.
Adicionalmente, fueron aprovechadas
3,020 ton
de residuos
en nuevas actividades internas, como el compostaje de residuos orgánicos provenientes de la preparación de alimentos y residuos vegetales a través de la creación de composteras dentro de las instalaciones.
Respecto a residuos como plástico, vidrio, papel y cartón, se asegura su adecuada separación en la fuente para ser entregados a recicladores y fundaciones que realizan su aprovechamiento.
En 2021 se realizó la actualización de Buenas Prácticas de Abastecimiento Sostenible incluyendo criterios ambientales de selección de proveedores y clausulado verde.
En el periodo 2019 a 2021 no se enviaron residuos peligrosos a otras operaciones de valorización (regeneración). Estos se destinaron a líneas de reutilización y reciclado.
Cantidad total de los residuos destinados a eliminación en función de su composición
(306-4) (WEF 17E)
| Ítem | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos | Tm | 111,602.72 | 203,741.13 | 136,550.41 | 131,269.83 |
| Residuos no peligrosos | Tm | 43,175.82 | 10,185.95 | 125,837.78 | 152,153.12 |
| Total residuos destinados a eliminación | Tm | 154,778.54 | 213,927.08 | 262,388.2 | 283,422.95 |
Nota: Se realizó ajuste en el dato de residuos peligrosos reportado para el año 2019, dado que se llevó a cabo una revisión de calidad de la información, en la que se detectó un error en la unidad de medida empleada durante el cargue del dato. El dato de generación de residuos peligrosos reportado en 2019 fue de 319,442.65 ton, el cual después de la revisión pasó a 203,833.42 ton.
Cantidad de residuos destinados a eliminación en función de las operaciones
de eliminación fuera de las instalaciones de la organización
(306-5) (WEF 17E)
| Ítem | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos que van a incineración (con recuperación energética) | Tm | NA | NA | NA | NA |
| Residuos peligrosos que van a incineración (sin recuperación energética) | Tm | 6,074.9 | 5,754.86 | 2,599.72 | 461.45 |
| Residuos peligrosos que son trasladados a un vertedero | Tm | 16,641.99 | 6,012.07 | 30,209.79 | 6,034.52 |
| Residuos peligrosos que van otras operaciones de eliminación | Tm | 88,885.83 | 191,974.2 | 103,740.91 | 124,773.86 |
| Total residuos peligrosos destinados a eliminación | Tm | 111,602.72 | 203,741.13 | 136,550.41 | 131,269.83 |
| Residuos no peligrosos que van a incineración (con recuperación energética) | Tm | NA | NA | NA | NA |
| Residuos no peligrosos que van a incineración (sin recuperación energética) | Tm | 102.21 | 92.47 | 45.56 | 2.37 |
| Residuos no peligrosos que son trasladados a un vertedero | Tm | 43,073.61 | 10,093.49 | 125,792.22 | 94,729.72 |
| Residuos no peligrosos que van otras operaciones de eliminación | Tm | 5,7421.03 | |||
| Total residuos no peligrosos destinados a eliminación | Tm | 43,175.82 | 10,185.95 | 125,837.78 | 152,153.12 |
Nota: Ecopetrol no realiza operaciones de eliminación de residuos dentro de sus instalaciones.
Cantidad total de residuos destinados a eliminación en función de las operaciones de eliminación en la organización
(306-5) (WEF 17E)
| Ítem | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Residuos peligrosos que van a incineración (con recuperación energética) | Tm | NA | NA | NA | NA |
| Residuos peligrosos que van a incineración (sin recuperación energética) | Tm | 6,074.9 | 5,754.86 | 2,599.72 | 461.45 |
| Residuos peligrosos que son trasladados a un vertedero | Tm | 16,641.99 | 6,012.07 | 30,209.79 | 6,034.52 |
| Residuos peligrosos que van otras operaciones de eliminación | Tm | 88,885.83 | 191,974.2 | 103,740.91 | 124,773.86 |
| Total residuos peligrosos destinados a eliminación | Tm | 111,602.72 | 203,741.13 | 136,550.41 | 131,269.83 |
| Residuos no peligrosos que van a incineración (con recuperación energética) | Tm | NA | NA | NA | NA |
| Residuos no peligrosos que van a incineración (sin recuperación energética) | Tm | 102.21 | 92.47 | 45.56 | 2.37 |
| Residuos no peligrosos que son trasladados a un vertedero | Tm | 43,073.61 | 10,093.49 | 125,792.22 | 94,729.72 |
| Residuos no peligrosos que van otras operaciones de eliminación | Tm | 5,7421.03 | |||
| Total residuos no peligrosos destinados a eliminación | Tm | 43,175.82 | 10,185.95 | 125,837.78 | 152,153.12 |
Gestión de residuos por parte de las operaciones
(306-2) (WEF 12E)
| Ítem | Unidad de medida | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| A) Total residuos generados | Tm | 178,294.27 | 211,506.16 | 157,700.91 | 199,716.89 |
| B) Total residuos aprovechados/reciclados/vendidos | Tm | 135,118.45 | 201,320.21 | 31,863.13 | 47,565.51 |
| Total residuos eliminados (A-B) | Tm | 43,175.82 | 10,185.95 | 125,837.78 | 152,151.38 |
(306-5)) (WEF 17E)
De acuerdo con lo establecido en la Guía de Manejo Integral de Residuos, dentro de las etapas de la gestión se verifica inicialmente si el residuo es susceptible de aprovechamiento. Si por su composición fisicoquímica no hay tratamientos disponibles en el mercado para su aprovechamiento, los residuos son enviados a eliminación o disposición final. De acuerdo con lo establecido en la Guía de Manejo Integral de Residuos, dentro de las etapas de la gestión se verifica inicialmente si el residuo es susceptible de aprovechamiento. Si por su composición fisicoquímica no hay tratamientos disponibles en el mercado para su aprovechamiento, los residuos son enviados a eliminación o disposición final.
En 2021 los principales residuos enviados a eliminación fueron:
- Escombros
- Elementos impregnados de HC
- Catalizadores
- Filtros usados
- Lodos aceitosos
En los datos, se incluyen también residuos que fueron llevados a coprocesamiento y tratados mediante biorremediación, como lodos aceitosos y suelos contaminados de hidrocarburo, que constituyeron cerca del 90% de la cantidad de residuos peligrosos de la Compañía en 2021. El proceso de biorremediación actualmente se lleva a cabo en las instalaciones de terceros que cuentan con licencia ambiental que autoriza la ejecución de esta actividad.
En 2021, iniciaron contratos adicionales de coprocesamiento para la eliminación de elementos impregnados lo que representó un aumento en esta alternativa de disposición vs lo reportado en 2020. Los residuos peligrosos destinados a eliminación que son trasladados a un vertedero son dispuestos en celda o relleno de seguridad, como los elementos impregnados de hidrocarburo y los lodos que tienen alto contenido de asfáltenos.
Por último, en 2020, se presentó un aumento en la eliminación de estos residuos dado que, por el estado de emergencia generada por el COVID-19, algunos tratamientos y operaciones de terceros estaban suspendidas, dejando como única opción la eliminación en celda de seguridad. Esta situación se normalizó en 2021 con la activación de los mencionados contratos de coprocesamiento.