El presidente de turno de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Antonio Oburu Ondo, afirmó este miércoles en Viena que &#8220;el mundo no puede vivir sin petróleo&#8221; y que tampoco podrá prescindir de esa fuente fósil en un futuro previsible, dadas las necesidades energéticas del planeta.



El también ministro de Minas e Hidrocarburos de Guinea Ecuatorial, uno de los 13 socios de la OPEP, pronunció el discurso inaugural del 8º Seminario Internacional del grupo, una conferencia de dos días que reúne en Viena a decenas de responsables de la industria.



&#8220;La realidad energética es que el mundo no puede vivir sin petróleo. Fue fundamental para nuestro pasado, es fundamental para nuestro futuro y es fundamental para nuestro presente. Es un producto 24/7. No podemos prescindir de él”, expresó.



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Bajo el lema &#8220;hacia una transición energética sostenible e inclusiva&#8221;, el foro fue abierto este miércoles por el secretario general de la OPEP, el kuwaití Haitham Al Ghais, quien también resaltó la importancia del crudo, al tiempo que abogó por impulsar las tecnologías que reduzcan sus emisiones de efecto invernadero.



&#8220;El petróleo desempeña un papel central y fundamental en la vida, pero la industria (del sector) debe minimizar su impacto medioambiental&#8221;, declaró.



Al Ghais abogó por que la transición energética se base en &#8220;los tres pilares de la sostenibilidad: viabilidad económica, protección del medio ambiente y equidad social&#8221; y consideró que cada país y región debe encontrar su propia forma de rebajar las emisiones. &#8220;No hay una vía única para el reto climático&#8221;, sentenció.



El seminario de la OPEP se celebra en medio de la polémica decisión de esa organización de excluir a medios internacionales de comunicación, como Reuters, Bloomberg y Wall Street Journal (WSJ).



EFE.

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OPEP dice que “el mundo no puede vivir sin petróleo”

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) confirmó que su actual presidente, Francisco José Lloreda Mera, se retirará del cargo a partir del próximo 15 de agosto, tras cumplir nueve años liderando el gremio de hidrocarburos. 



De acuerdo con la ACP, la decisión obedece a motivos personales que coinciden con lo que Lloreda considera un &#8220;ciclo cumplido en la defensa de uno de los sectores económicos más importantes del país; su interés, en este momento de su vida, es seguir trabajando por Colombia desde otros escenarios&#8221;. 



“En nombre del Consejo Directivo de la ACP lamentamos la decisión del doctor Lloreda de no continuar al frente del gremio. En estos nueve años, él fue un firme defensor de la industria y de los intereses nacionales, poniendo en alto el nombre de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas, y de la industria de hidrocarburos; le expresamos nuestro sincero sentimiento de gratitud y admiración, deseándole lo mejor en sus planes futuros&#8221;, aseguró Orlando Cabrales, presidente del Consejo Directivo de ACP.



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Cabrales, presidente de Frontera Energy, aseguró que en los próximos dos meses se realizará el proceso de selección y empalme en la presidencia del gremio, el cual buscará un candidato o candidata idónea, de cara a continuar con la defensa de la industria petrolera y gasífera. 



Es de resaltar que Lloreda ha sido clave en el desarrollo de la industria petrolera en Colombia, impulsando el desarrollo de ideas para la construcción de políticas públicas. De hecho, lideró las discusiones que se dieron en el marco de la firma de contratos petroleros en el Gobierno de Iván Duque e incluso siempre estuvo de acuerdo con los pilotos de fracking, pues en reiteradas ocasiones insistió que se le debía dar un espacio a la ciencia para abrir estas investigaciones en Colombia.

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Francisco Lloreda se despide de la Asociación Colombiana de Petróleo

Los líderes empresariales en la industria de petróleo y gas cada vez son más pesimistas sobre el futuro y, según el Barómetro Petrolero, el 49% de los directivos considera que, bajo las condiciones actuales, sus empresas reducirán sus operaciones en los próximos cinco años, mientras que solo un 17% prevé un crecimiento.&nbsp;



La principal razón para reducir operaciones, según los directivos, está relacionada con las políticas gubernamentales y la falta de apoyo por parte del gobierno, seguida de preocupaciones sobre la seguridad en el territorio.&nbsp;



Además, enfatizan la necesidad urgente de viabilizar y garantizar la exploración y las operaciones en coordinación con el gobierno nacional, así como participar activamente en la transición energética.



La quinta edición del Barómetro fue revelada durante la Cumbre de Petróleo y Gas que se realiza en Cartagena. Este año, el estudio realizado por Jaime Arteaga y Asociados, en colaboración con el Centro Nacional de Consultoría, consultó a más de 2.900 ciudadanos, 240 funcionarios gubernamentales y 140 líderes empresariales del sector de petróleo y gas. 



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El estudio profundizó en las opiniones de los distintos grupos de interés respecto a la transición energética, las expectativas para la industria de petróleo y gas, así como los avances y desafíos en la política pública.



A pesar del pesimismo de los líderes empresariales, el respaldo de los colombianos a la industria de petróleo y gas ha alcanzado niveles históricos, con un 81% de los encuestados considerando que esta industria es positiva para el país. 



Asimismo, un 83% de los colombianos cree que la industria de petróleo y gas es esencial para financiar programas sociales y proyectos de inversión pública del Estado, y la mayoría (59%) está de acuerdo en que las actividades de exploración, producción y transporte de petróleo y gas se realicen en su municipio. 



La licencia social para operar ha alcanzado un alto nivel de confianza, registrando una puntuación de 76 sobre 100.



Jaime Arteaga de Brigard, director de Jaime Arteaga y Asociados, dijo que el creciente respaldo de la ciudadanía al sector es el resultado de un diálogo constante sobre el futuro de las exploraciones y la producción de hidrocarburos en el país. 







“Esto ha permitido que los colombianos comprendan mejor la contribución del petróleo y gas al funcionamiento del Estado y a la inversión social”, dijo Arteaga aunque también señaló que &#8220;todavía queda por demostrar que la industria es amigable con el medio ambiente y está comprometida en garantizar que los recursos de regalías se utilicen de manera eficiente y transparente&#8221;.



El Barómetro Petrolero también reveló un aumento en el conocimiento sobre la transición energética, con un 48% de los colombianos afirmando saber en qué consiste, un porcentaje significativamente mayor que el año anterior, cuando solo el 23% lo conocía. De hecho, el 92% de los colombianos está de acuerdo en que la transición energética requiere tiempo para ser justa. 



Según la encuesta, siete de cada diez colombianos creen que la prioridad en Colombia debe ser la erradicación de la pobreza y la reducción de las desigualdades, incluso si esto implica continuar produciendo petróleo y carbón.

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¿Chao petróleo y gas? Líderes de la industria prevén reducción en las operaciones de sus empresas 

GeoPark y la filial de Ecopetrol confirmaron un nuevo éxito exploratorio en el pozo Toritos 1 del bloque Llanos 123, un bloque en el que cada socio tiene participación del 50% y es operado por la primera, en el Meta.&nbsp;



El pozo Toritos 1, perforado en zona rural del municipio de Cabuyaro, alcanzó profundidad total en septiembre y se evidenció la presencia de hidrocarburos en las formaciones Barco (Guadalupe) y Gachetá.&nbsp;



Actualmente se adelantan pruebas de producción y el pozo está produciendo unos 1.400 barriles de petróleo por día de 14 grados API de la formación Barco (Guadalupe), con un corte de agua de 1%.



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Se trata del segundo éxito exploratorio en el bloque 123. El primero fue anunciado en agosto en el pozo Saltador 1 y su producción diaria es de unos 765 barriles de petróleo por día de 16 grados API de la formación Barco (Guadalupe) con un corte de agua de 3%. En total, este bloque tiene una producción superior a los 2.100 barriles de petróleo por día netos.



Teniendo en cuenta estos resultados positivos, ambas compañías están analizando el nuevo pozo exploratorio Bisbita Centro 1, apuntándole a un prospecto exploratorio localizado al sur del pozo Saltador 1, el cual se perforaría a principios del cuarto trimestre del 2023.



En un comunicado, GeoPark y Hocol señalaron que estos éxitos reafirman su compromiso de con la estrategia de crecimiento en los cinco bloques exploratorios en la cuenca Llanos que les fueron adjudicados de manera conjunta por la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el Proceso Permanente de Asignación de Áreas de 2019.

Geopark y Hocol anuncian segundo éxito exploratorio en el Meta que ya produce 1.400 barriles diarios  

El desplome de las exportaciones del grupo de Combustibles y productos de las industrias extractivas sigue castigando el comercio exterior. Según el Dane, en los primeros ocho meses del año llegaron a US$16.919,3 millones, lo que equivale a una caída del 22,3% frente el mismo período del año pasado.



Así, entre enero y agosto las ventas externas totales del país fueron US$32.669 millones, con una disminución de 15,6%, frente al mismo periodo de 2022. La contracción del grupo de Combustibles y productos de las industrias extractivas obedeció al comportamiento de las ventas externas de Petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos (-25,6%), que contribuyó con -15,8 puntos porcentuales a la variación del grupo.



<figure class="wp-block-image size-large"><img loading="lazy" decoding="async" width="1024" height="339" src="https://cdn.forbes.co/2023/10/Dane-exportaciones-1024x339.png" alt="" class="wp-image-198059" srcset="https://cdn.forbes.co/2023/10/Dane-exportaciones-1024x339.png 1024w, https://cdn.forbes.co/2023/10/Dane-exportaciones-300x99.png 300w, https://cdn.forbes.co/2023/10/Dane-exportaciones-768x254.png 768w, https://cdn.forbes.co/2023/10/Dane-exportaciones.png 1091w" sizes="(max-width: 1024px) 100vw, 1024px" /></figure>



Un comportamiento similar registraron las exportaciones del grupo de productos Agropecuarios, alimentos y bebidas que sumaron US$6.767 millones y presentaron una disminución de 14,8% frente al mismo periodo de 2022, como resultado de la disminución de ventas de Café sin tostar descafeinado o no (-31,3%) que contribuyó con -10,8 puntos porcentuales a la variación del grupo.



Por otra parte, las ventas externas del grupo de Manufacturas fueron US$6.755 millones y registraron una disminución de 4,3% frente a enero-agosto 2022. Este comportamiento se explicó por la disminución de las exportaciones de Productos químicos y productos conexos (-13,6%) que contribuyó con 5,4 puntos porcentuales negativos a la variación del grupo.



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En contraste, el aumento de las exportaciones del grupo Otros sectores (15,5%) se explicó por el aumento en las ventas de Oro no monetario que contribuyó con 15,3 puntos porcentuales a la variación del grupo.



En el mismo reporte, el Dane reveló que en agosto las ventas externas del país fueron US$3.946 millones y presentaron una disminución de 10,1% en relación con agosto de 2022; este resultado se debió principalmente a la caída de 11,5% en las ventas externas del grupo de Combustibles y productos de las industrias extractivas.

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Exportaciones sumaron US$32.669 millones entre enero y agosto con una caída del 15,6%

Según el Dane, la caída del valor de las exportaciones colombianas en los primeros siete meses del año fue explicada por el decrecimiento en las ventas al exterior de productos como el petróleo y sus derivados (-28,6%), el carbón (-19,2%), el café (-27,4%), los plásticos en formas primarias (-41,1%) y aceites y grasas fijos de origen vegetal, en bruto, refinados o fraccionados (-32,8%).



Así, en el citado período las exportaciones del grupo de Combustibles y productos de las industrias extractivas fueron de US$14.861,7 millones y disminuyeron 23,8% frente al mismo periodo de 2022. Este comportamiento obedeció principalmente a la caída en las ventas externas de Petróleo, productos derivados del petróleo y productos conexos (-28,6%), que contribuyó con -17,4 puntos porcentuales a la variación del grupo.



En total, las ventas externas fueron US$28.683,2 millones y registraron una disminución de 16,4%, frente al mismo periodo de 2022.



Una situación similar se presentó en julio cuando&nbsp;las ventas externas ascendieron a US$4.094 millones, lo que representó una disminución de 30,8% en relación con julio del año pasado y que se explica por la caída de 43,3% en las ventas externas del grupo de Combustibles y productos de las industrias extractivas.



De acuerdo con un análisis de Analdex, en julio el peso exportado decreció un 19,2%, ubicándose en 8,6 millones de toneladas métricas, jalonado principalmente por la caída en ventas al exterior de hullas térmicas (5 millones de toneladas).



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<figure class="wp-block-image size-full"><img loading="lazy" decoding="async" width="892" height="411" src="https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex.png" alt="" class="wp-image-194129" srcset="https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex.png 892w, https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex-300x138.png 300w, https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex-768x354.png 768w" sizes="(max-width: 892px) 100vw, 892px" /></figure>



Por grupos de productos, las ventas al exterior de combustibles y productos de las industrias extractivas participaron con un 51,7% (50,3% en junio 2023), manufacturas con 20%, agropecuarios con 8,8%, alimentos y bebidas 11,5% y otros sectores con 7,9% (6,3% en junio).



Entre tanto, los principales destinos del valor de las exportaciones en enero-julio fueron: Estados Unidos, con una participación de 26% y un decrecimiento de 4,3%. Continúa la Unión Europea con 15,4% y una variación de -0,3%, Panamá con 8,9% y una variación de -3,3%. Los demás países tienen una participación 49,7%. Se destaca el crecimiento exportaciones a países como Croacia (66,1%), Puerto Rico (82,9%), Emiratos Árabes Unidos (56,4%) o México (22,9%).



Por su parte, las exportaciones a Venezuela presentaron un crecimiento de 4,9% al pasar de US$ 342 millones en los primeros siete meses del 2022 a US$ 359 millones en el mismo periodo del 2023. No obstante, en el mes de julio, las ventas decrecieron 9%, al pasar de US$ 58 millones a US$ 52,8 millones.



<figure class="wp-block-image size-full"><img loading="lazy" decoding="async" width="847" height="371" src="https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex-2.png" alt="" class="wp-image-194131" srcset="https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex-2.png 847w, https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex-2-300x131.png 300w, https://cdn.forbes.co/2023/09/Analdex-2-768x336.png 768w" sizes="(max-width: 847px) 100vw, 847px" /></figure>



En los primeros siete meses del año, las exportaciones no minero-energéticas (NME) sumaron US$11.690 millones, lo que representa una participación del 40,8% sobre el total de exportaciones, registrando un decrecimiento de 9,1% con respecto al periodo enero-julio de 2022, cuando la cifra se ubicó en USD 12.861 millones.&nbsp;



“Este dato se explica principalmente por la caída en las exportaciones de café (-31%), materias plásticas y manufacturas (-29,6%), grasas y aceites animales o vegetales (-29,7%) y frutos comestibles (-13%)”, según Analdex.

Exportaciones

Entre enero y julio, las exportaciones cayeron 16,4% en dólares y se situaron en US$28.683 millones

En medio de la controversia por la decisión del gobierno de acelerar la transición energética, renunciando al otorgamiento de nuevos contratos de exploración, Ecopetrol reveló que durante el tercer trimestre alcanzó ingresos de $35,1 billones y que sus utilidades netas cayeron un 46.5%, pasando de $9.5 billones a $5.1 billones.



A pesar ello, el presidente de la compañía, Ricardo Roa, es optimista y en entrevista con Forbes habló de la transformación de Ecopetrol, de su rol en la transición y del papel que jugará el hidrógeno verde como apalancador de las energías renovables no convencionales.&nbsp;



¿Satisfecho con los resultados del tercer trimestre?



Sí, pero es difícil verlos y analizarlos frente al mismo período del año pasado. Siempre van a decir que las utilidades se desplomaron, pero estamos hablando de US$21 menos en el barril. Pero en lo que corresponde a nuestro margen de control y de maniobra, estamos satisfechos…



Hablemos de la coyuntura…



Hemos tenido avances importantes en la actividad exploratoria. En ese frente estamos hablando de 20 pozos y de ellos 10 han sido exitosos en el piedemonte, en Tumaco, Glaucus 1… son yacimientos con recursos importantes de crudo y gas. Y en el offshore en gas natural. Estos hallazgos son fundamentales para garantizar la extensión de las reservas en un período mayor al que ya tenemos establecido. 



Estas reservas y estos recursos van a ir teniendo unos desarrollos y pasarán de contingentes a probables, posibles y probadas, en un trabajo conjunto con nuestros aliados, Shell, Oxy y Petrobras, en el offshore para poder desarrollar y materializarlas.



¿Cuál es el balance en materia de producción?



Los resultados son históricos. Al corte del tercer trimestre teníamos expectativas entre 720.000 y 725.000 barriles diarios y alcanzamos 741.000 barriles diarios. Tuvimos un pico importante en octubre en el día 12, una producción de 769.000 barriles gracias a la mayor capacidad que estamos desarrollando en nuestros campos en la senda de la producción.



¿A cuánto asciende la inversión ejecutada este año?



La meta de este año son US$5.500 millones que incluye todo. No solo la búsqueda y la exploración y producción, sino también el recobro mejorado, las inversiones asociadas en refinerías y las asociadas al negocio de soluciones de base inicial….



¿Ya definieron el plan de inversiones para el 2024 sobre el que ha habido controversia?&nbsp;&nbsp;



En una próxima junta, este mismo mes, vamos a poner a su consideración el presupuesto general de gastos, costos y de inversiones de Ecopetrol y sus filiales. Y en esa medida estamos llevando un par de escenarios de tener al menos el mismo nivel de producción con el que estamos cerrando 2023, que va a estar muy cercano a 731.000 barriles día. 



¿Han contemplado una reducción en el nivel de inversiones como lo denunció la USO?



No. Insisto en que estamos prácticamente tratando o manejando un escenario alto y medio, aunque esto va a depender básicamente de a qué le estamos apuntando el año entrante. Pero la premisa es al menos asegurar el mismo nivel de producción con el que cerremos este año.



Sobre la exploración costa afuera, los críticos dicen que es una apuesta riesgosa y más costosa…



Todo el negocio de esta industria es altamente riesgoso y combina una incertidumbre muy alta con las expectativas de existencias de recursos que viabilicen su comercialización y colocación. Pero básicamente estas son las apuestas de todos los jugadores en un mercado como este, no solo Ecopetrol. Estamos hablando de que en el peor de los mundos vamos a estar incorporando reservas entre 2,5 y 4,5 terapies cúbicos y en el mejor de los mundos podemos estar hablando de entre 10 y 12,5 terapies cúbicos de gas en todos estos bloques exploratorios que estamos teniendo de acá al 2027.



Hablemos del impacto del Fpec y de los subsidios a la gasolina en las finanzas en Ecopetrol… ¿cómo va el saneamiento y cómo recibe los anuncios del gobierno para reducir el déficit?



Al cierre del tercer trimestre estamos en $22 billones de recursos del Fpec. Hay que recordar que al cierre del 31 de diciembre veníamos de $33 billones, o sea, ya hay una reducción importantísima. Al cierre del 2023 esperamos que se complete el 100% de los recursos financiados de la vigencia del 2022 y que en 2024 este monto de financiación se acerque a los $20-21 billones.



Es reducción es importante porque la permite a Ecopetrol una mayor liquidez para apalancar su operación y sus planes de inversión. Esperamos que en un año o año y medio se normalice la situación.



¿Están tranquilos con el actual nivel de endeudamiento de Ecopetrol?&nbsp;



Nuestra meta es estar en una relación deuda-Ebitda menor a 2.5 y hoy estamos menos de 2.3… Entonces de todas maneras estamos apalancando nuestras operaciones, pero estamos mirando otras figuras como los project finance y recursos con terceros, con los socios y aliados que nos permitan tener esa flexibilidad en el manejo del apalancamiento financiero.



También tenemos la capacidad de ir al mercado a refinanciar deuda, reperfilar y buscar otros esquemas de apalancamiento para el desarrollo de los proyectos.



¿Qué tanto le ha pegado la reforma tributaria del año pasado a Ecopetrol? 



Al tercer trimestre del año, Ecopetrol está reportando unas transferencias a la Nación de $45,1 billones, cuando en el mejor de los mundos en todo el año pasado fueron de $42,4 billones y uno de los componentes importantes sí son los impuestos… el año pasado en total fueron $10,5 billones. Este año en el tercer trimestre ya vamos en $15,92 billones en impuestos. El año pasado en dividendos la Nación recibió transferencias por $16,3 billones y al cierre de este tercer trimestre está recibiendo $16,4 billones.



¿Cómo el objetivo de convertir a Ecopetrol en una empresa de energía? ¿Eso no la desvía de su foco principal? 



Ecopetrol ya es una empresa de energía, uno de los principales jugadores con 1.300 megavatios de capacidad instalada. El petróleo y el gas son energía, de modo que no hay una pérdida de la razón de ser, sino más bien una orientación hacia una nueva explotación de recursos. Ecopetrol tiene un rol de consumidor, pero a la vez el desafío de convertirse en esa gran empresa de recursos energéticos dentro de los que están el amoniaco, el hidrógeno verde, el azul, las energías renovables a partir de fuentes no convencionales (eólica y solar) en la transición energética.



En nuestro plan estratégico al 2040 se incorporan muchos recursos en la matriz con fuentes de energías no convencionales. De hecho, estamos adelantando esa meta de tener 900 megavatios de energías renovables del 2030 al 2025. Al 2030 esperamos que la meta sea 1,9 gigas y al 2040 estar hablando de 3 a 4 gigas de energías renovables para apalancar la producción costo-eficiente del hidrógeno verde. 



¿Qué papel jugará el hidrógeno?&nbsp;



El hidrógeno verde es la gran aspiración de Ecopetrol en ese gran potencial que tenemos de ser productores de energías limpias con fuentes renovables no convencionales. En buena medida se destinará a atender nuestras demandas propias en las refinerías que hoy son de 130.000 toneladas al año.&nbsp;



Nosotros tenemos capacidad para transformar los 1.300 megavatios de energía proveniente de los combustibles fósiles, el diésel y el gas natural a energías nuevas y renovables como el hidrógeno verde como gran vector. Allí está la gran apuesta de Ecopetrol.



¿Qué papel jugará el gas en la transición energética?



La gran apuesta está en los recursos prospectivos, contingentes, probables, posibles y probadas con nuestros aliados para traer esas reservas. El gas natural es el elemento esencial de la transición energética, ya que nos brinda la firmeza y la confiabilidad que no tienen el sol y el viento.



¿Pero se descarta que haya nuevas áreas de exploración? 



Toda la exploración en el offshore es justamente para buscar. Nosotros hemos estado interactuando con el Ministerio de Minas en mesas técnicas y por ahora hemos puesto el énfasis en reactivar 8 contratos suspendidos por diversas razones, algunas de orden público, relaciones con las comunidades, licencias ambientales, etc. Estamos reactivando esos 8 contratos que fueron declarados en suspensión por la ANH.

Ricardo Roa Barragán presidebte Ecopetrol foto Diana Rey Melo

Hidrógeno verde y energías no convencionales, las grandes apuestas de Ecopetrol

La estatal petrolera confirmó el retiro de los vicepresidentes de Cumplimiento; Finanzas; Soluciones de Bajas Emisiones; y Ciencia, Tecnología e Innovación.



Ecopetrol reveló que en la junta directiva del miércoles&nbsp; 16 de agosto se dispusieron cuatro cambios en su alta gerencia, con el fin de integrar el equipo de trabajo que acompañará al presidente de la compañía, Ricardo Roa, a enfrentar los nuevos retos en materia transición energética.



El primer cambio tiene que ver con la llegada de Ana Milena López Rocha a la Vicepresidencia Corporativa de Finanzas y Valor Sostenible, quien asumirá el cargo en reemplazo de Jaime Caballero Uribe. La nueva funcionaria es la actual Vicepresidente de Finanzas, Estrategia y Nuevos Negocios en Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos, filial de Ecopetrol S.A.



David Alfredo Riaño Alarcón asume como Vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones, a partir de este viernes 18 de agosto, en reemplazo de Yeimy Báez Moreno. Riaño Alarcón cuenta con más de 25 años de experiencia en el sector de energía, es graduado en Ingeniería Eléctrica de la Universidad de la Salle y cuenta con maestría en Economía de la Pontificia Universidad Javeriana, maestría en Ingeniería Industrial de la Universidad de los Andes y MBA de la Universidad de Warwick.



Por otro lado, a partir de este 17 de agosto Ana María Silva Escobar, actual Gerente Corporativa de Asuntos Éticos y Cumplimiento de la Vicepresidencia Corporativa de Cumplimiento, asume el cargo como Vicepresidente Corporativa de Cumplimiento, quien también hará las veces de Oficial de Cumplimiento de Ecopetrol S.A., encargo que se extenderá hasta que se efectúe la designación en propiedad del cargo de Vicepresidente Corporativo de Cumplimiento.



Entre tanto, desde el 1º de septiembre de 2023, Juanita Quintana Valdivieso, actual Gerente de Comercialización de Tecnología de la Vicepresidencia de Ciencia, Tecnología e Innovación asume el cargo de Vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación, encargo que se extenderá hasta que se efectúe la designación en propiedad del cargo de Vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación.



Entre tanto, María Catalina Escobar Hoyos, actual Gerente de Maximización de Valor de la Vicepresidencia Corporativa de Finanzas y Valor Sostenible asume el cargo como Vicepresidente Corporativa de Finanzas y Valor Sostenible, hasta que se vincule Ana Milena López Rocha.



El comunicado de la petrolera estatal revela que María Juliana Albán Durán, Vicepresidente Corporativa de Cumplimiento, se retiró el día 16 de agosto, y que a partir de este jueves 17 también se retiran los siguientes vicepresidentes: Ernesto Gutiérrez de Piñeres, Vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación, quien estará vinculado hasta el 31 de agosto; Jaime Caballero Uribe, Vicepresidente Corporativo de Finanzas y Valor Sostenible, y Yeimy Báez Moreno, Vicepresidente de Soluciones de Bajas Emisiones.



Por su parte, Ernesto Gutiérrez de Piñeres, Vicepresidente de Ciencia, Tecnología e Innovación, estará vinculado hasta el 31 de agosto.

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Remezón en la alta gerencia de Ecopetrol para enfrentar retos de la transición energética

La compañía petrolera Ecopetrol anunció el hallazgo de un nuevo yacimiento de petróleo en el municipio de Orito, en Putumayo. 



El pozo, a través del cual se logró el hallazgo, alcanzó una profundidad total de 9,287 pies (2,8 kilómetros) en la cuenca del Putumayo, donde se encontró gas y aceite en la Arena “N” del Grupo Villeta, con un caudal diario superior a 1.800 barriles de petróleo.



Según detalló la compañía, se trata de un hidrocarburo liviano, de 31 grados API y la tasa de gas asociado que se produce llega hasta 825 mil pies cúbicos diarios (Kscfd), con un corte de agua menor al 1%. El pozo Alqamari-2, en donde se encontró, está ubicado en un área de operación directa de Ecopetrol, titular del 100% de los derechos y obligaciones del Convenio de Explotación Área Occidental suscrito con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).



Este hallazgo representa un hito importante para la exploración en el área. En caso de avanzar hacia la etapa de desarrollo, los recursos descubiertos podrían migrar rápidamente a reservas, contribuyendo con el crecimiento de estas en Colombia.



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Ecopetrol anunció nuevo descubrimiento de petróleo en Putumayo

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