Colombia suspende venta de energía a Venezuela y Ecuador
2009-12-03 13:11:43 El gobierno de Colombia confirmó el jueves la suspensión del suministro diario de energía a Venezuela y Ecuador, debido a pronósticos de una intensa sequía que podría golpear a los embalses del país.
La suspensión de la venta de entre 70 a 80 megawats diarios a Venezuela comenzó hace 10 días, mientras en el caso ecuatoriano han sido paralizaciones de algunos días, dependiendo de la capacidad de los embalses colombianos, dijo el ministro de Minas y Energía, Hernán Martínez.Generalmente, Colombia suministra a Ecuador entre 230 a 250 megawats al día y en algunas ocasiones en las últimas semana o se suspende totalmente o sólo se envía, como en la víspera 2 de diciembre, "un poquito" de unos 70 megawats, agregó el ministro en una entrevista con la radio Caracol."Queremos preservar nuestra agüita porque los meses duros van a ser febrero y marzo del año entrante y obviamente entre más reservas de agua tengamos para enfrentar este verano intenso que se nos avecina, estaremos mejor y alejamos ese fantasma que se ha estado especulando" de racionamientos eléctricos dentro de Colombia, explicó el ministro.Al ser consultado sobre la posibilidad de que Venezuela reciba la suspensión como un gesto inamistoso, el ministro aseguró que desde Bogotá "hemos enviado los suficientes mensajes de la situación nuestra... saben que esto no es una retaliación, ni mucho menos".Martínez agregó que "no haríamos eso bajo ningún motivo como retaliación a las cosas que ellos han estado haciendo" desde Venezuela como suspensión de importaciones colombianas, entre otras, al destacar que Colombia sigue enviando gas natural al vecino país.La energía colombiana alimenta al estado venezolano de Táchira, mientras el gas, unos 300 millones de pies cúbicos por día, va dirigido al también fronterizo estado venezolano de Zulia."Tenemos la situación bastante controlada, diría yo, y yo no le veo posibilidades de racionamiento pero tenemos que tomar esas medidas, no únicamente con Venezuela, sino con Ecuador, pero una vez salgamos de esta problemática pues obviamente restableceremos estos servicios", aseguró Martínez.Las autoridades ambientales estiman que Colombia encarará un intenso verano hasta abril entrante como consecuencia del fenómeno de "El Niño" o corrientes cálidas en el Pacífico y una disminución de las precipitaciones.
lunes 7 de diciembre de 2009
Brasil
Lula creará fondo para el cambio climático con US$579,7 millones del petróleo
Infolatam Sao Paulo, 6 de diciembre de 2009
El Fondo de Cambios Climáticos, cuya ley de creación será sancionada en próximos días por el presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, recibirá 1.000 millones de reales (unos 579,7 millones de dólares) de las ganancias del país por explotación petrolera.
"Esos recursos son provenientes de la industria petrolera, equivalen al 10% del lucro del petróleo. Brasil va a llegar a Copenhague como el primer país con un fondo para cambios climáticos con recursos del petróleo", afirmó el ministro de Medio Ambiente, Carlos Minc, durante un acto público en Sao Paulo.Minc participó de una serie de actividades en el Parque do Ibirapuera, principal "pulmón" de la capital paulista, previas a la participación brasileña en la Cumbre de Copenhague, que discutirá el cambio climático que afronta el planeta.En un discurso ante artistas, autoridades y ambientalistas, entre otros, Minc adelantó que el Gobierno trabaja en la implementación de otras dos medidas relacionadas al medio ambiente.Una será el "Pacto de la carne legal y sostenible", con la Asociación Brasileña de Supermercados (Abras), y la aprobación de seis proyectos adicionales del Fondo de la Amazonía, creado para estimular la preservación de la selva, citó Minc.En el acto participaron, entre otros, los cantantes Gabriel O Pensador y Zelia Duncan, quienes además de interpretar sus canciones pidieron al público dar más atención a la cuestión climática.
Infolatam Sao Paulo, 6 de diciembre de 2009
El Fondo de Cambios Climáticos, cuya ley de creación será sancionada en próximos días por el presidente brasileño, Luiz Inácio Lula da Silva, recibirá 1.000 millones de reales (unos 579,7 millones de dólares) de las ganancias del país por explotación petrolera.
"Esos recursos son provenientes de la industria petrolera, equivalen al 10% del lucro del petróleo. Brasil va a llegar a Copenhague como el primer país con un fondo para cambios climáticos con recursos del petróleo", afirmó el ministro de Medio Ambiente, Carlos Minc, durante un acto público en Sao Paulo.Minc participó de una serie de actividades en el Parque do Ibirapuera, principal "pulmón" de la capital paulista, previas a la participación brasileña en la Cumbre de Copenhague, que discutirá el cambio climático que afronta el planeta.En un discurso ante artistas, autoridades y ambientalistas, entre otros, Minc adelantó que el Gobierno trabaja en la implementación de otras dos medidas relacionadas al medio ambiente.Una será el "Pacto de la carne legal y sostenible", con la Asociación Brasileña de Supermercados (Abras), y la aprobación de seis proyectos adicionales del Fondo de la Amazonía, creado para estimular la preservación de la selva, citó Minc.En el acto participaron, entre otros, los cantantes Gabriel O Pensador y Zelia Duncan, quienes además de interpretar sus canciones pidieron al público dar más atención a la cuestión climática.
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Ecuador
Correa advierte a petroleras por disminución de inversión
AP Quito, 5 diciembre 2009
El presidente Rafael Correa advirtió el sábado a las petroleras privadas que deberán salir del país si no elevan sus niveles de inversión y producción, debido a un declive que perjudicó el nivel de crecimiento económico.
Durante el programa radial Diálogo con el Presidente, Correa aseguró que en el 2009 la producción petrolera del sector se redujo en cerca del 14%, incidiendo en el bajo nivel de crecimiento del primer semestre del año de 0,26%. "Me voy a reunir con las privadas y vamos a hablar claro. O me invierten o se van", precisó el mandatario.
Calificó al hecho de "grave" y citó como ejemplo el caso de la española Repsol-YPF que de una inversión programada de 157 millones de dólares en el 2007, la habría reducido a 6,5 millones de dólares. Admitió la responsabilidad del régimen a través de la Unidad de Contratos Petroleros de la estatal Petroecuador, encargada de aprobar los programas de inversión, y anunció sanciones.
"Mi orden fue: Vamos a renegociar los contratos (petroleros), pero no permitan que nos bajen un dólar de inversión ni un barril de producción, y ¿qué hacen estos señores de Petroecuador?... les aprueban un presupuesto de inversión de 6 millones y medio, cuando en el 2007 era de 157 millones" de dólares, cuestionó.
Agregó que "Repsol presentaba esta programación, luego decía quiero invertir menos y le reprogramaban y le permitían que invierta menos, y luego ejecutaba menos y no pasaba nada ... cuando esto merecía multa y hasta caducidad (del contrato)".
Señaló como otro error cometido, el retraso en la elaboración de un nuevo modelo contractual de prestación de servicios que reemplazará al vigente de participación y para cuya suscripción se abrió en el 2007 un proceso de renegociación, que también condicionó. "Me firman los nuevos contratos hasta marzo o vamos a cambiar las reglas del juego y las relaciones entre las empresas y el estado", dijo.
Los diálogos para la renegociación habían sido adelantados con Repsol, la brasileña Petrobras y la china Andes Petroleum, mientras la estadounidense City Oriente acordó la cancelación anticipada del contrato. En tanto, la francesa Perenco planteó un arbitraje contra el estado ecuatoriano.
AP Quito, 5 diciembre 2009
El presidente Rafael Correa advirtió el sábado a las petroleras privadas que deberán salir del país si no elevan sus niveles de inversión y producción, debido a un declive que perjudicó el nivel de crecimiento económico.
Durante el programa radial Diálogo con el Presidente, Correa aseguró que en el 2009 la producción petrolera del sector se redujo en cerca del 14%, incidiendo en el bajo nivel de crecimiento del primer semestre del año de 0,26%. "Me voy a reunir con las privadas y vamos a hablar claro. O me invierten o se van", precisó el mandatario.
Calificó al hecho de "grave" y citó como ejemplo el caso de la española Repsol-YPF que de una inversión programada de 157 millones de dólares en el 2007, la habría reducido a 6,5 millones de dólares. Admitió la responsabilidad del régimen a través de la Unidad de Contratos Petroleros de la estatal Petroecuador, encargada de aprobar los programas de inversión, y anunció sanciones.
"Mi orden fue: Vamos a renegociar los contratos (petroleros), pero no permitan que nos bajen un dólar de inversión ni un barril de producción, y ¿qué hacen estos señores de Petroecuador?... les aprueban un presupuesto de inversión de 6 millones y medio, cuando en el 2007 era de 157 millones" de dólares, cuestionó.
Agregó que "Repsol presentaba esta programación, luego decía quiero invertir menos y le reprogramaban y le permitían que invierta menos, y luego ejecutaba menos y no pasaba nada ... cuando esto merecía multa y hasta caducidad (del contrato)".
Señaló como otro error cometido, el retraso en la elaboración de un nuevo modelo contractual de prestación de servicios que reemplazará al vigente de participación y para cuya suscripción se abrió en el 2007 un proceso de renegociación, que también condicionó. "Me firman los nuevos contratos hasta marzo o vamos a cambiar las reglas del juego y las relaciones entre las empresas y el estado", dijo.
Los diálogos para la renegociación habían sido adelantados con Repsol, la brasileña Petrobras y la china Andes Petroleum, mientras la estadounidense City Oriente acordó la cancelación anticipada del contrato. En tanto, la francesa Perenco planteó un arbitraje contra el estado ecuatoriano.
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jueves 3 de diciembre de 2009
Venezuela
Petrobras firma contratos para refinería binacional en sociedad con PDVSA
Infolatam Río de Janeiro, 2 de diciembre de 2009
La petrolera estatal brasileña Petrobras firmó cinco contratos por un valor total de 8.900 millones de reales (unos 5.168 millones de dólares) destinados a la construcción de la refinería Abreu e Lima, proyecto en sociedad con su similar venezolana PDVSA.
El mayor de los contratos, por 3.400 millones de reales (unos 1.974 millones de dólares) para la construcción de cuatro unidades de procesamiento de crudo, fue adjudicado al consorcio Camargo Correa-CNC, señaló Pertobras en un comunicado.Otro contrato similar, por 3.190 millones de reales (unos 1.852 millones de dólares) para la implantación e implementación de unidades de hidrotratamiento de diesel y nafta y generación de hidrógeno, fue entregado al consorcio Odebrecht-OAS.La implantación de las unidades de destilación atmosférica estará a cargo del mismo consorcio, en un contrato por 1.480 millones de reales (unos 859,4 millones de dólares).El contrato para la construcción de ductos para transportar el material fue adjudicado al consorcio Conduto-Egesa, por 649 millones de reales (unos 376,8 millones de dólares).El último contrato, por 120 millones de reales (unos 69,6 millones de dólares) para servicios de infraestructura civil, fue firmado con el consorcio Construcap-Progen.La refinería que se construye en la localidad de Abreu e Lima, en el nororiental estado de Pernambuco, tendrá capacidad para 230.000 barriles de petróleo por día. Los cinco contratos firmados hoy generarán 12.000 empleos directos, según datos suministrados por la empresa.
Infolatam Río de Janeiro, 2 de diciembre de 2009
La petrolera estatal brasileña Petrobras firmó cinco contratos por un valor total de 8.900 millones de reales (unos 5.168 millones de dólares) destinados a la construcción de la refinería Abreu e Lima, proyecto en sociedad con su similar venezolana PDVSA.
El mayor de los contratos, por 3.400 millones de reales (unos 1.974 millones de dólares) para la construcción de cuatro unidades de procesamiento de crudo, fue adjudicado al consorcio Camargo Correa-CNC, señaló Pertobras en un comunicado.Otro contrato similar, por 3.190 millones de reales (unos 1.852 millones de dólares) para la implantación e implementación de unidades de hidrotratamiento de diesel y nafta y generación de hidrógeno, fue entregado al consorcio Odebrecht-OAS.La implantación de las unidades de destilación atmosférica estará a cargo del mismo consorcio, en un contrato por 1.480 millones de reales (unos 859,4 millones de dólares).El contrato para la construcción de ductos para transportar el material fue adjudicado al consorcio Conduto-Egesa, por 649 millones de reales (unos 376,8 millones de dólares).El último contrato, por 120 millones de reales (unos 69,6 millones de dólares) para servicios de infraestructura civil, fue firmado con el consorcio Construcap-Progen.La refinería que se construye en la localidad de Abreu e Lima, en el nororiental estado de Pernambuco, tendrá capacidad para 230.000 barriles de petróleo por día. Los cinco contratos firmados hoy generarán 12.000 empleos directos, según datos suministrados por la empresa.
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martes 1 de diciembre de 2009
Colombia
Ecopetrol, a financiar infraestructura
- La República
Bogotá. Ecopetrol se ha convertido en la gallina de los huevos de oro del Gobierno. Desde 2006, cuando la petrolera inició su proceso de democratización, ha logrado valorizarse y hoy cuenta con activos por $51 billones y ganancias por $3,5 billones.Por ello, el reciente anuncio de la venta de 15 por ciento de las acciones del Estado en la compañía, sería, según los analistas del mercado, una de las mejores inversiones para el año entrante en materia de hidrocarburos, en caso de que el Congreso autorice el proceso en la presente legislatura.Cálculos del Gobierno Nacional indican que esta transacción generará recursos cercanos a los 7.500 millones de dólares que serán utilizados en la financiación de tres grandes proyectos de infraestructura del país, como lo son la Autopista de las Américas, la doble calzada Bogotá - Villavicencio y la Autopista de la Montaña.Inicialmente, la propuesta del Gobierno, presentada por el ministro del Transporte, Andrés Uriel Gallego, de vender diez por ciento de las acciones de la Nación en Ecopetrol causó controversia entre varios miembros del Gobierno. De hecho, el ministro de Hacienda, Óscar Iván Zuluaga, se mostró en desacuerdo y señaló que, antes de realizar una enajenación de diez por ciento de las acciones de la compañía, se debía finalizar el proceso de capitalización, que incluye la venta de 9,9 por ciento de las acciones, transacción que según el cronograma de la compañía, se llevaría a cabo en 2010.Sin embargo, ahora la situación ha cambiado y el jefe de la cartera de Hacienda, trabaja por presentar en el menor tiempo al Congreso la autorización para disponer ya no de diez por ciento sino de 15 por ciento de las acciones con las que cuenta la Nación en la petrolera.Aunque este proceso aún se encuentra en su etapa incial, y que es necesario adelantar los trámites ante el Legislativo para definir la forma en que se llevará a cabo la venta de las acciones, varios analistas coincidieron en afirmar que es posible que las acciones salgan a la venta en el mediano plazo, teniendo el cuenta la urgencia que ha presentado el Presidente Uribe en llevarla a feliz término.Esta nueva enajenación dejaría al Estado con 65 por ciento de participación en la petrolera y abre las puertas para que en los próximos años, venda una parte más de sus activos en la compañía, lo que terminaría por privatizarla.Sobre este tema, el presidente de la Andi, Luis Carlos Villegas, afirmó que el proceso ayudará a definir cómo hacer la financiación a largo plazo de la infraestructura, pero resaltó la importancia de cuidar el activo más importante del país, Ecopetrol.
- La República
Bogotá. Ecopetrol se ha convertido en la gallina de los huevos de oro del Gobierno. Desde 2006, cuando la petrolera inició su proceso de democratización, ha logrado valorizarse y hoy cuenta con activos por $51 billones y ganancias por $3,5 billones.Por ello, el reciente anuncio de la venta de 15 por ciento de las acciones del Estado en la compañía, sería, según los analistas del mercado, una de las mejores inversiones para el año entrante en materia de hidrocarburos, en caso de que el Congreso autorice el proceso en la presente legislatura.Cálculos del Gobierno Nacional indican que esta transacción generará recursos cercanos a los 7.500 millones de dólares que serán utilizados en la financiación de tres grandes proyectos de infraestructura del país, como lo son la Autopista de las Américas, la doble calzada Bogotá - Villavicencio y la Autopista de la Montaña.Inicialmente, la propuesta del Gobierno, presentada por el ministro del Transporte, Andrés Uriel Gallego, de vender diez por ciento de las acciones de la Nación en Ecopetrol causó controversia entre varios miembros del Gobierno. De hecho, el ministro de Hacienda, Óscar Iván Zuluaga, se mostró en desacuerdo y señaló que, antes de realizar una enajenación de diez por ciento de las acciones de la compañía, se debía finalizar el proceso de capitalización, que incluye la venta de 9,9 por ciento de las acciones, transacción que según el cronograma de la compañía, se llevaría a cabo en 2010.Sin embargo, ahora la situación ha cambiado y el jefe de la cartera de Hacienda, trabaja por presentar en el menor tiempo al Congreso la autorización para disponer ya no de diez por ciento sino de 15 por ciento de las acciones con las que cuenta la Nación en la petrolera.Aunque este proceso aún se encuentra en su etapa incial, y que es necesario adelantar los trámites ante el Legislativo para definir la forma en que se llevará a cabo la venta de las acciones, varios analistas coincidieron en afirmar que es posible que las acciones salgan a la venta en el mediano plazo, teniendo el cuenta la urgencia que ha presentado el Presidente Uribe en llevarla a feliz término.Esta nueva enajenación dejaría al Estado con 65 por ciento de participación en la petrolera y abre las puertas para que en los próximos años, venda una parte más de sus activos en la compañía, lo que terminaría por privatizarla.Sobre este tema, el presidente de la Andi, Luis Carlos Villegas, afirmó que el proceso ayudará a definir cómo hacer la financiación a largo plazo de la infraestructura, pero resaltó la importancia de cuidar el activo más importante del país, Ecopetrol.
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Colombia
Gas natural y energía eléctrica: ¿dónde está la bolita?
- El Tiempo
el 01-12-09
Usualmente, entre diciembre y abril, que corresponde a la temporada seca, los aportes de los ríos caen, pero a partir del segundo trimestre del año las aguas aumentan y los embalses se recuperan. Sin embargo, este año dicha recuperación no se dio. Los embalses siguieron cayendo como un avión perdiendo altura y nada que levanta la nariz.
En el mes de octubre, el nivel de aportes a los embalses fue inferior al promedio histórico en 40%. En noviembre la hidrología arrancó bien, pero ha caído en los últimos días, lo que quiere decir que aún estamos en zona de alerta. Hoy en día, tenemos los embalses alrededor del 71%, cuando hace un año, por esta misma fecha, estábamos cerca del 90% de capacidad.
Cuando hay problemas en el sistema eléctrico por falta de agua, el sector del gas resulta afectado. Son como vasos comunicantes. La razón es sencilla: las termoeléctricas a gas natural, sobre todo en el interior del país, que en periodos de aguas mil no tienen mucho oficio, en épocas de bajas lluvias salen al rescate y generan la energía que se requiere, siempre que haya el gas suficiente para ello.
Lo cierto es que esta situación tomó mal parado al sistema nacional de gas natural y ha acentuado el síndrome de escasez que viene siendo tema de preocupación de tiempo atrás, quedando al descubierto las realidades de un mercado con un alto grado de fragilidad e infraestructura precaria, que en el fondo cuenta con dos campos principales de producción y un sistema radial de gasoductos. Con el gas de La Guajira y Cusiana se atiende casi el 90% del mercado y el mayor de ellos, La Guajira, está conectado con el interior del país a través de un gasoducto cuya capacidad está copada, aunque está prevista su expansión a finales del año entrante.
La pregunta obvia es por qué no se hizo esa ampliación oportunamente y la contra pregunta es: quién paga por esa inversión que sólo se usaría en situaciones críticas como la actual. Y es ahí donde la regulación patina, porque al transportador se le remuneran las inversiones que se traducen en venta de capacidad de transporte vía contratos que pagan los usuarios y no necesariamente en aquellas que mejoran la confiabilidad del sistema. En otras palabras, es el mercado quien define las ampliaciones de la capacidad de transporte de gas y son los agentes transportadores quienes toman la decisión de expansión, según los contratos de venta de este servicio que se firmen con los diferentes usuarios.
En el sector eléctrico, la expansión en el transporte funciona diferente. Allí existe una autoridad central que analiza el sistema de manera integral y determina las ampliaciones de capacidad de transporte que deben realizarse para que siempre se pueda mover la energía que requieren todos los consumidores, aun en situaciones críticas. Los costos de esas expansiones las pagamos todos los usuarios como debe ser.
Tenemos entonces dos servicios públicos regulados por la misma autoridad y con estructuras de remuneración diferentes de sus servicios de transporte. Se requiere armonizar los dos marcos regulatorios dado que ambos servicios públicos son interdependientes. Dejar que el mercado defina temas tan delicados como la expansión de los sistemas de transporte no es conveniente, si se tiene en cuenta que el método colombiano está lejos de parecerse a los de Estados Unidos y Europa, donde los mercados casi perfectos lo definen todo, incluyendo el costo que se debe pagar por la seguridad y confiabilidad del servicio.
Por el contrario, el nuestro es un mercado de tamaño modesto, donde la definición de las reglas de funcionamiento no debe dejarse al arbitrio de los agentes, que terminan siendo unos pocos, sino que es necesario apoyar el proceso con alguna intervención razonable del Ministerio de Minas y Energía como rector de la política energética.
La actual crisis durará por lo menos hasta abril del 2010, cuando debe comenzar la temporada de lluvias 'posNiño', la cual va a encontrar unos embalses mermados, cuyas reservas de agua deberán reponerse hasta llegar a los niveles de los años anteriores. Teniendo en cuenta que el gas no alcanza para todos, es necesario priorizar los consumos para lo cual el Ministerio de Minas y Energía ha emitido resoluciones al respecto, las cuales están orientadas a cuidar las reservas de agua y reducir la presión sobre la demanda de gas natural, en particular en el interior del país.
Sin embargo, con la adopción de estas medidas, el gran castigado terminó siendo el sector industrial al asignársele una prioridad por debajo de la que se le otorga a otros consumidores incluyendo el gas vehicular. Las industrias tendrán que bajar producción, en particular aquellas que no tienen posibilidad de utilizar combustibles sustitutos, o comprar otros energéticos a precios muy superiores a los que pagan hoy en día por el gas natural afectando sus esquemas de competitividad. Mala cosa entonces, que en épocas de recesión industrial y alto desempleo, terminemos por penalizar precisamente a quienes generan producción y puestos de trabajo.
LUIS AUGUSTO YEPES. Consultor privado
- El Tiempo
el 01-12-09
Usualmente, entre diciembre y abril, que corresponde a la temporada seca, los aportes de los ríos caen, pero a partir del segundo trimestre del año las aguas aumentan y los embalses se recuperan. Sin embargo, este año dicha recuperación no se dio. Los embalses siguieron cayendo como un avión perdiendo altura y nada que levanta la nariz.
En el mes de octubre, el nivel de aportes a los embalses fue inferior al promedio histórico en 40%. En noviembre la hidrología arrancó bien, pero ha caído en los últimos días, lo que quiere decir que aún estamos en zona de alerta. Hoy en día, tenemos los embalses alrededor del 71%, cuando hace un año, por esta misma fecha, estábamos cerca del 90% de capacidad.
Cuando hay problemas en el sistema eléctrico por falta de agua, el sector del gas resulta afectado. Son como vasos comunicantes. La razón es sencilla: las termoeléctricas a gas natural, sobre todo en el interior del país, que en periodos de aguas mil no tienen mucho oficio, en épocas de bajas lluvias salen al rescate y generan la energía que se requiere, siempre que haya el gas suficiente para ello.
Lo cierto es que esta situación tomó mal parado al sistema nacional de gas natural y ha acentuado el síndrome de escasez que viene siendo tema de preocupación de tiempo atrás, quedando al descubierto las realidades de un mercado con un alto grado de fragilidad e infraestructura precaria, que en el fondo cuenta con dos campos principales de producción y un sistema radial de gasoductos. Con el gas de La Guajira y Cusiana se atiende casi el 90% del mercado y el mayor de ellos, La Guajira, está conectado con el interior del país a través de un gasoducto cuya capacidad está copada, aunque está prevista su expansión a finales del año entrante.
La pregunta obvia es por qué no se hizo esa ampliación oportunamente y la contra pregunta es: quién paga por esa inversión que sólo se usaría en situaciones críticas como la actual. Y es ahí donde la regulación patina, porque al transportador se le remuneran las inversiones que se traducen en venta de capacidad de transporte vía contratos que pagan los usuarios y no necesariamente en aquellas que mejoran la confiabilidad del sistema. En otras palabras, es el mercado quien define las ampliaciones de la capacidad de transporte de gas y son los agentes transportadores quienes toman la decisión de expansión, según los contratos de venta de este servicio que se firmen con los diferentes usuarios.
En el sector eléctrico, la expansión en el transporte funciona diferente. Allí existe una autoridad central que analiza el sistema de manera integral y determina las ampliaciones de capacidad de transporte que deben realizarse para que siempre se pueda mover la energía que requieren todos los consumidores, aun en situaciones críticas. Los costos de esas expansiones las pagamos todos los usuarios como debe ser.
Tenemos entonces dos servicios públicos regulados por la misma autoridad y con estructuras de remuneración diferentes de sus servicios de transporte. Se requiere armonizar los dos marcos regulatorios dado que ambos servicios públicos son interdependientes. Dejar que el mercado defina temas tan delicados como la expansión de los sistemas de transporte no es conveniente, si se tiene en cuenta que el método colombiano está lejos de parecerse a los de Estados Unidos y Europa, donde los mercados casi perfectos lo definen todo, incluyendo el costo que se debe pagar por la seguridad y confiabilidad del servicio.
Por el contrario, el nuestro es un mercado de tamaño modesto, donde la definición de las reglas de funcionamiento no debe dejarse al arbitrio de los agentes, que terminan siendo unos pocos, sino que es necesario apoyar el proceso con alguna intervención razonable del Ministerio de Minas y Energía como rector de la política energética.
La actual crisis durará por lo menos hasta abril del 2010, cuando debe comenzar la temporada de lluvias 'posNiño', la cual va a encontrar unos embalses mermados, cuyas reservas de agua deberán reponerse hasta llegar a los niveles de los años anteriores. Teniendo en cuenta que el gas no alcanza para todos, es necesario priorizar los consumos para lo cual el Ministerio de Minas y Energía ha emitido resoluciones al respecto, las cuales están orientadas a cuidar las reservas de agua y reducir la presión sobre la demanda de gas natural, en particular en el interior del país.
Sin embargo, con la adopción de estas medidas, el gran castigado terminó siendo el sector industrial al asignársele una prioridad por debajo de la que se le otorga a otros consumidores incluyendo el gas vehicular. Las industrias tendrán que bajar producción, en particular aquellas que no tienen posibilidad de utilizar combustibles sustitutos, o comprar otros energéticos a precios muy superiores a los que pagan hoy en día por el gas natural afectando sus esquemas de competitividad. Mala cosa entonces, que en épocas de recesión industrial y alto desempleo, terminemos por penalizar precisamente a quienes generan producción y puestos de trabajo.
LUIS AUGUSTO YEPES. Consultor privado
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Colombia
Hidrocarburos, el rey de la inversión extranjera en Colombia según las cifras de la Balanza Cambiaria
- El Tiempo
A noviembre 15, la Balanza Cambiaria indica que el 89 por ciento de los recursos llegaron a petróleo y actividades mineras como carbón.
Las cifras provisionales de la Balanza Cambiaria, al cierre de la primera quincena de noviembre, muestran que la inversión extranjera directa (IED) en Colombia se sigue orientando a hidrocarburos y minas, especialmente a los subsectores de petróleo y carbón.
Los recursos dirigidos a estas actividades crecieron 12,4 por ciento frente al acumulado de enero 1 a noviembre 15 de 2008, al ubicarse en 5.893 millones de dólares y representaron 89 por ciento del total. Al cierre del primer trimestre de 2009, representaban el 75 por ciento.
Por eso, algunos analistas reiteran que Colombia se está convirtiendo en un país minero y petrolero, y aun que esto es conveniente, también desestimula otros sectores productivos que son intensivos en generación de empleo.
Sin embargo, el ministro de Comercio, Industria y Comercio, Luis Guillermo Plata, dice que aunque la caída en la IED en Colombia ha sido aminorada por el aumento en minas y petróleo, ello se debe a que son productos que el mundo está demandando y cuya explotación comercial requiere inversiones más grandes que otros. "Pero si miramos objetivamente este año en sectores no mineros ni petroleros la inversión llegará a 1.000 millones de dólares, que era todo lo que recibía Colombia hace algunos años de IED total", explica.
Cifras negativas
No obstante, la inversión foránea en actividades distintas a minas y petróleo este año se ha desplomado 67 por ciento y llega a 752 millones de dólares, cuando por esta misma época del 2008 se ubicaba en 2.285 millones de dólares.
En total, ere el primero de enero y el 15 de noviembre de este año la IED en el país llegó a 6.645 millones de dólares, lo que representa una disminución de 11,7 por ciento respecto a igual periodo del 2008.
Como el ministro Plata, Mauricio Reina, investigador de Fedesarrollo, considera que la concentración de la IED en minas y petróleo no es mala, aunque reconoce que puede causar la llamada enfermedad holandesa, inundación de divisas que revalúa el peso y desestimula el resto de sectores productivos.
"En momentos como los actuales, en los que hay incertidumbre sobre la recuperación de la economía mundial, esa inversión nos provee unos recursos externos que ante la caída de las divisas de las exportaciones, amortigua el golpe", explica.
El economista también estima que es apenas lógico que las empresas extranjeras que explotan recursos no renovables en el país traigan recursos para los proyectos y respondan al aumento de la demanda externa de comodities (materias primas).
Aunque coincide con otros analistas en que el crecimiento de la IED en carbón y petróleo, no se refleja en un aumento intensivo del empleo, dado que esos sectores demandan personal altamente especializado.
Mientras que el decano de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional, Jorge Iván Bula, considera que Colombia no se beneficia de los boom regionales de IED no porque haya más confianza inversionista sino por el ciclo normal de la economía mundial. Por ello, considera que a medida que se vuelva a recuperar, la cifra volverá a crecer.
Además, considera que la IED en petróleo y minas no es altamente beneficiosa porque se caracteriza por tener economías de enclave, es decir, que no genera encadenamientos con otros sectores de la economía.
Por su parte, el economista Eduardo Sarmiento Palacio afirma que a diferencia de sectores intensivos como el agro o la industria, que compiten fuertemente en precios, la inversión en petróleo y minas produce grandes rentas que originan dividendos a las multinacionales por vías dobles como la explotación y la repatriación de capitales. "La estructura de alta dependencia de los recursos naturales no es conveniente porque se logra a cambio de desplazar a sectores de mayor dinamismo, capacidad de empleo y absorción tecnológica", agrega. Considera que la dependencia de los recursos mineros o petroleros no es un modelo que profundice el desarrollo.
Otra 'voz a favor' de que el aceptable comportamiento de la IED en el país no se debe al aumento de los precios de las materias primas, es el presidente de Colinversiones, Juan Guillermo Londoño Posada, quien sostiene que a pesar de lo profunda de la crisis mundial, Colombia ha logrado sortearla de manera favorable. Lo anterior debido a que considera que el país tiene un sector financiero sólido y un mercado de capitales a las empresas y personas financiarse adecuadamente.
ROLANDO LOZANO GARZÓN / Redacción Economía y Negocios
- El Tiempo
A noviembre 15, la Balanza Cambiaria indica que el 89 por ciento de los recursos llegaron a petróleo y actividades mineras como carbón.
Las cifras provisionales de la Balanza Cambiaria, al cierre de la primera quincena de noviembre, muestran que la inversión extranjera directa (IED) en Colombia se sigue orientando a hidrocarburos y minas, especialmente a los subsectores de petróleo y carbón.
Los recursos dirigidos a estas actividades crecieron 12,4 por ciento frente al acumulado de enero 1 a noviembre 15 de 2008, al ubicarse en 5.893 millones de dólares y representaron 89 por ciento del total. Al cierre del primer trimestre de 2009, representaban el 75 por ciento.
Por eso, algunos analistas reiteran que Colombia se está convirtiendo en un país minero y petrolero, y aun que esto es conveniente, también desestimula otros sectores productivos que son intensivos en generación de empleo.
Sin embargo, el ministro de Comercio, Industria y Comercio, Luis Guillermo Plata, dice que aunque la caída en la IED en Colombia ha sido aminorada por el aumento en minas y petróleo, ello se debe a que son productos que el mundo está demandando y cuya explotación comercial requiere inversiones más grandes que otros. "Pero si miramos objetivamente este año en sectores no mineros ni petroleros la inversión llegará a 1.000 millones de dólares, que era todo lo que recibía Colombia hace algunos años de IED total", explica.
Cifras negativas
No obstante, la inversión foránea en actividades distintas a minas y petróleo este año se ha desplomado 67 por ciento y llega a 752 millones de dólares, cuando por esta misma época del 2008 se ubicaba en 2.285 millones de dólares.
En total, ere el primero de enero y el 15 de noviembre de este año la IED en el país llegó a 6.645 millones de dólares, lo que representa una disminución de 11,7 por ciento respecto a igual periodo del 2008.
Como el ministro Plata, Mauricio Reina, investigador de Fedesarrollo, considera que la concentración de la IED en minas y petróleo no es mala, aunque reconoce que puede causar la llamada enfermedad holandesa, inundación de divisas que revalúa el peso y desestimula el resto de sectores productivos.
"En momentos como los actuales, en los que hay incertidumbre sobre la recuperación de la economía mundial, esa inversión nos provee unos recursos externos que ante la caída de las divisas de las exportaciones, amortigua el golpe", explica.
El economista también estima que es apenas lógico que las empresas extranjeras que explotan recursos no renovables en el país traigan recursos para los proyectos y respondan al aumento de la demanda externa de comodities (materias primas).
Aunque coincide con otros analistas en que el crecimiento de la IED en carbón y petróleo, no se refleja en un aumento intensivo del empleo, dado que esos sectores demandan personal altamente especializado.
Mientras que el decano de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional, Jorge Iván Bula, considera que Colombia no se beneficia de los boom regionales de IED no porque haya más confianza inversionista sino por el ciclo normal de la economía mundial. Por ello, considera que a medida que se vuelva a recuperar, la cifra volverá a crecer.
Además, considera que la IED en petróleo y minas no es altamente beneficiosa porque se caracteriza por tener economías de enclave, es decir, que no genera encadenamientos con otros sectores de la economía.
Por su parte, el economista Eduardo Sarmiento Palacio afirma que a diferencia de sectores intensivos como el agro o la industria, que compiten fuertemente en precios, la inversión en petróleo y minas produce grandes rentas que originan dividendos a las multinacionales por vías dobles como la explotación y la repatriación de capitales. "La estructura de alta dependencia de los recursos naturales no es conveniente porque se logra a cambio de desplazar a sectores de mayor dinamismo, capacidad de empleo y absorción tecnológica", agrega. Considera que la dependencia de los recursos mineros o petroleros no es un modelo que profundice el desarrollo.
Otra 'voz a favor' de que el aceptable comportamiento de la IED en el país no se debe al aumento de los precios de las materias primas, es el presidente de Colinversiones, Juan Guillermo Londoño Posada, quien sostiene que a pesar de lo profunda de la crisis mundial, Colombia ha logrado sortearla de manera favorable. Lo anterior debido a que considera que el país tiene un sector financiero sólido y un mercado de capitales a las empresas y personas financiarse adecuadamente.
ROLANDO LOZANO GARZÓN / Redacción Economía y Negocios
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Ecuador
Diálogo petrolero se pospone a enero
- El Universo
Por tercer año consecutivo, el Gobierno pospuso la renegociación de los contratos petroleros. En mayo del 2007, las autoridades petroleras anunciaron el inicio de un proceso de revisión que ayer el ministro de Recursos Naturales, Germánico Pinto, volvió a posponer para enero del próximo año. De acuerdo con el funcionario, el contrato lo presentarán a las petroleras privadas en el transcurso de este mes y hasta marzo del 2010 estarían firmados los nuevos documentos.Al inicio de su gestión, sin embargo, aseguró presentar el documento en septiembre pasado y empezar a negociar en octubre. Sin embargo, ayer terminó noviembre y las compañías del sector no conocían un documento oficial.El Gobierno firmó contratos provisionales por un año con Andes Petroleum y Petroriental (en agosto del 2007), Petrobras (en octubre del 2007) y Repsol (marzo del 2008).Los documentos que ya vencieron fueron renovados por un año más y terminan en iguales plazos.Tales contratos (en donde las petroleras privadas tienen participación) –recordó Pinto– deberán reemplazarse por uno de prestación de servicios, en el que el Estado paga una tarifa por la extracción.La demora en la firma de los contratos se debió, en ese entonces, a que el contrato debía acoplarse a la nueva Ley de Hidrocarburos. Ayer, el Ministro de Recursos Naturales dijo que esa propuesta la enviará al Ejecutivo en el transcurso de esta semana y que independientemente de que se apruebe empezará la renegociación.Una vez vigente la nueva norma, el futuro del sector petrolero se vislumbra en asociaciones con empresas, preferentemente, estatales.
- El Universo
Por tercer año consecutivo, el Gobierno pospuso la renegociación de los contratos petroleros. En mayo del 2007, las autoridades petroleras anunciaron el inicio de un proceso de revisión que ayer el ministro de Recursos Naturales, Germánico Pinto, volvió a posponer para enero del próximo año. De acuerdo con el funcionario, el contrato lo presentarán a las petroleras privadas en el transcurso de este mes y hasta marzo del 2010 estarían firmados los nuevos documentos.Al inicio de su gestión, sin embargo, aseguró presentar el documento en septiembre pasado y empezar a negociar en octubre. Sin embargo, ayer terminó noviembre y las compañías del sector no conocían un documento oficial.El Gobierno firmó contratos provisionales por un año con Andes Petroleum y Petroriental (en agosto del 2007), Petrobras (en octubre del 2007) y Repsol (marzo del 2008).Los documentos que ya vencieron fueron renovados por un año más y terminan en iguales plazos.Tales contratos (en donde las petroleras privadas tienen participación) –recordó Pinto– deberán reemplazarse por uno de prestación de servicios, en el que el Estado paga una tarifa por la extracción.La demora en la firma de los contratos se debió, en ese entonces, a que el contrato debía acoplarse a la nueva Ley de Hidrocarburos. Ayer, el Ministro de Recursos Naturales dijo que esa propuesta la enviará al Ejecutivo en el transcurso de esta semana y que independientemente de que se apruebe empezará la renegociación.Una vez vigente la nueva norma, el futuro del sector petrolero se vislumbra en asociaciones con empresas, preferentemente, estatales.
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Ecuador
El acuerdo del campo Sacha se modifica
- El Comercio"
La empresa Río Napo asumió el 3 de noviembre pasado la operación de Sacha, el mayor campo petrolero del país. Pero luego de tres semanas, las autoridades de Petroecuador se dieron cuenta de que es necesario modificar el contrato firmado el 3 de septiembre del presente año, debido a que los costos están sobredimensionados.Río Napo es una empresa de economía mixta, cuyo capital es 70% de Petroecuador y 30% de Petróleos de Venezuela (Pdvsa). Según el Gobierno, esta alianza entre petroleras estatales permitirá invertir en tecnología de punta para aumentar la producción a 70 000 barriles diarios de crudo. Hoy es de 50 000 barriles.Para incrementar la producción en Sacha, Río Napo debe invertir en perforaciones de pozos, infraestructura, etc., lo cual implica a su vez nuevos costos y gastos. Para el efecto se reconocerá una tarifa que bordea los USD 17 por barril, que permite a la compañía recuperar las inversiones realizadas, cubrir sus costos y gastos y obtener una utilidad, todo esto exclusivamente sobre la producción incremental de crudo. Un componente de la tarifa es el costo operativo, que se fijó en USD 7,81 por barril para producir los 50 000 barriles diarios. Sin embargo, Petroecuador cree que debe ser menor, “ojalá de USD 5,8”, dijo Pablo Caicedo, miembro del Consejo de Administración (CAD) de Petroecuador. El funcionario señaló que las cláusulas 7, 10 y 15 del contrato facultan a la petrolera estatal a revisar mensualmente los costos definidos en el contrato.Y luego de una revisión se determinó que dentro del costo operativo se estaba considerando la remuneración de 420 personas de Petroproducción, cuando Sacha no requerirá más de 150.Con fecha 7 de octubre de 2009, Río Napo justificó el costo operativo de USD 7,81 por barril. “Esto es lo que le cuesta actualmente (año 2009) a Petroproducción el extraer un barril en campo Sacha y fue definido por dicha filial mediante Oficio No. 1102-PPR-VPR-2009 del 10 de junio de 2009”.Caicedo reconoció que esa cifra sí se utilizó para los cálculos de la tarifa, pero aclaró que corresponde al período enero-abril de 2009. “Hoy se está actualizando”. Añadió que seguramente el próximo año variarán los costos operativos y que la idea es reconocer únicamente los costos incurridos en la operación del campo.El reconocer un costo operativo mayor al real implica que Río Napo obtenga una mayor rentabilidad durante la vigencia del contrato, que es por 10 años. El Gobierno garantizó una rentabilidad del 15% a Río Napo.
- El Comercio"
La empresa Río Napo asumió el 3 de noviembre pasado la operación de Sacha, el mayor campo petrolero del país. Pero luego de tres semanas, las autoridades de Petroecuador se dieron cuenta de que es necesario modificar el contrato firmado el 3 de septiembre del presente año, debido a que los costos están sobredimensionados.Río Napo es una empresa de economía mixta, cuyo capital es 70% de Petroecuador y 30% de Petróleos de Venezuela (Pdvsa). Según el Gobierno, esta alianza entre petroleras estatales permitirá invertir en tecnología de punta para aumentar la producción a 70 000 barriles diarios de crudo. Hoy es de 50 000 barriles.Para incrementar la producción en Sacha, Río Napo debe invertir en perforaciones de pozos, infraestructura, etc., lo cual implica a su vez nuevos costos y gastos. Para el efecto se reconocerá una tarifa que bordea los USD 17 por barril, que permite a la compañía recuperar las inversiones realizadas, cubrir sus costos y gastos y obtener una utilidad, todo esto exclusivamente sobre la producción incremental de crudo. Un componente de la tarifa es el costo operativo, que se fijó en USD 7,81 por barril para producir los 50 000 barriles diarios. Sin embargo, Petroecuador cree que debe ser menor, “ojalá de USD 5,8”, dijo Pablo Caicedo, miembro del Consejo de Administración (CAD) de Petroecuador. El funcionario señaló que las cláusulas 7, 10 y 15 del contrato facultan a la petrolera estatal a revisar mensualmente los costos definidos en el contrato.Y luego de una revisión se determinó que dentro del costo operativo se estaba considerando la remuneración de 420 personas de Petroproducción, cuando Sacha no requerirá más de 150.Con fecha 7 de octubre de 2009, Río Napo justificó el costo operativo de USD 7,81 por barril. “Esto es lo que le cuesta actualmente (año 2009) a Petroproducción el extraer un barril en campo Sacha y fue definido por dicha filial mediante Oficio No. 1102-PPR-VPR-2009 del 10 de junio de 2009”.Caicedo reconoció que esa cifra sí se utilizó para los cálculos de la tarifa, pero aclaró que corresponde al período enero-abril de 2009. “Hoy se está actualizando”. Añadió que seguramente el próximo año variarán los costos operativos y que la idea es reconocer únicamente los costos incurridos en la operación del campo.El reconocer un costo operativo mayor al real implica que Río Napo obtenga una mayor rentabilidad durante la vigencia del contrato, que es por 10 años. El Gobierno garantizó una rentabilidad del 15% a Río Napo.
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Venezuela
Incluirán banco socialista petrolero en contrato colectivo
CARACAS Petroleumworldve.com, 30 11 2009
La propuesta de la creación de un banco socialista de los trabajadores petroleros fue incluida en las negociaciones de la convención colectiva de Petróleos de Venezuela (Pdvsa). En la mesa de discusión de la convención colectiva 2009-2011, en la que se avanzó hasta ayer con la aprobación de 20 cláu- sulas, la representación de la Federación Unitaria de Trabajadores Petroleros de Venezuela (Futpv) presente en la negociación intenta transformar la actual cooperativa de ahorro y crédito de los trabajadores en una institución financiera que se regirá por el régimen legal previsto por la Superintendencia de Bancos. Sin embargo, la propuesta de transformar la caja de ahorros que está contenida en la cláusula 47 fue presentada por adelantado puesa la fecha se han aprobado sólo las primeras 20 disposiciones de la convención. El presidente de la Futpv, Wills Rangel, señaló que se pretende contar con una figura con "sentido social", que inicialmente estará dirigida a los trabajadores de la mayor industria del país, pues no se descarta extender el banco a otros sectores de la nación, aunque no precisó detalles. Por su parte, dirigentes afirman que en la discusión del contrato se están menoscabando los beneficios socioeconómicos que lograron los petroleros en el contrato colectivo 2007-2009. Según ese último documento, la caja de ahorros opera bajo la figura de cooperativa, en la que la empresa con previa autorización del trabajador retiene 2% del salario devengado por el trabajador para las respectivas cuentas de ahorro para préstamos y otros beneficios. En la mesa de negociación de ayer, la estatal entregó a la representación sindical un nuevo paquete de 20 cláusulas. Se espera que el próximo lunes la parte sindical de la Futpv presente la contraoferta para avanzar en las negociaciones. Hasta la fecha, han sido aprobadas las disposiciones relacionadas con pagos en caso de discapacidad temporal, solidaridad social del trabajador, ayuda para cooperativas, jornada semanal por jornal devengado y rotación de guardias, entre otras.
Nota por Deisy Buitrago de El Universal El Universal 11/30/2009
Copyright ©1999-2009 para el autor o agencia de noticias respectiva.
Todos los Derechos Reservados.
CARACAS Petroleumworldve.com, 30 11 2009
La propuesta de la creación de un banco socialista de los trabajadores petroleros fue incluida en las negociaciones de la convención colectiva de Petróleos de Venezuela (Pdvsa). En la mesa de discusión de la convención colectiva 2009-2011, en la que se avanzó hasta ayer con la aprobación de 20 cláu- sulas, la representación de la Federación Unitaria de Trabajadores Petroleros de Venezuela (Futpv) presente en la negociación intenta transformar la actual cooperativa de ahorro y crédito de los trabajadores en una institución financiera que se regirá por el régimen legal previsto por la Superintendencia de Bancos. Sin embargo, la propuesta de transformar la caja de ahorros que está contenida en la cláusula 47 fue presentada por adelantado puesa la fecha se han aprobado sólo las primeras 20 disposiciones de la convención. El presidente de la Futpv, Wills Rangel, señaló que se pretende contar con una figura con "sentido social", que inicialmente estará dirigida a los trabajadores de la mayor industria del país, pues no se descarta extender el banco a otros sectores de la nación, aunque no precisó detalles. Por su parte, dirigentes afirman que en la discusión del contrato se están menoscabando los beneficios socioeconómicos que lograron los petroleros en el contrato colectivo 2007-2009. Según ese último documento, la caja de ahorros opera bajo la figura de cooperativa, en la que la empresa con previa autorización del trabajador retiene 2% del salario devengado por el trabajador para las respectivas cuentas de ahorro para préstamos y otros beneficios. En la mesa de negociación de ayer, la estatal entregó a la representación sindical un nuevo paquete de 20 cláusulas. Se espera que el próximo lunes la parte sindical de la Futpv presente la contraoferta para avanzar en las negociaciones. Hasta la fecha, han sido aprobadas las disposiciones relacionadas con pagos en caso de discapacidad temporal, solidaridad social del trabajador, ayuda para cooperativas, jornada semanal por jornal devengado y rotación de guardias, entre otras.
Nota por Deisy Buitrago de El Universal El Universal 11/30/2009
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Venezuela
Petróleo venezolano pierde terreno en los mercados
CARACAS Petroleumworldve.com, 30 11 2009
La menor producción de crudo del país en la primera mitad del año, que atribuyó Pdvsa al recorte acordado en la OPEP, disminuyó la colocación de petróleo venezolano en dos de sus principales mercados internacionales. Las cifras oficiales disponibles hasta noviembre indican que el bombeo de crudo se ubicó en los primeros seis meses del año en un poco más de 3 millones de barriles, menor a los 3,2 millones de barriles diarios de crudo del año pasado. Pero la caída también se observó en las exportaciones totales de crudo y productos que sumaron 2,7 millones de b/d, un 5% inferior con respecto a los 2,8 millones de b/d del período anterior. En los mercados donde se presentó un mayor descenso fue en el estadounidense y el asiático. Según el reporte financiero y operacional de la estatal de enero a junio del 2009 el descenso en el mercado de Estados Unidos -que actualmente representa el 53% de las ventas totales- fue de un 4% pues los despachos disminuyeron a 1,4 millones de barriles de crudo al día desde los 1,5 millones de barriles/día del mismo período del 2008. Pero la baja igualmente se observa en las cifras divulgadas por la Administración de Información de Energía (EIA, por su sigla en inglés) de EEUU disponibles hasta agosto que muestran un marcado descenso de los envíos desde el 2006. La EIA señala que en agosto las exportaciones venezolanas alcanzaron el millón de barriles diarios de crudo, menor a los 1,4 millones de barriles que exportaba Pdvsa hace cuatro años. En lo que va de año los despachos más bajos se registraron en abril y julio cuando no alcanzaron el millón; sin embargo, aunque fue superior en mayo al superar los 1,3 millones de b/d. Con destino a Asia las ventas se redujeron en un 33%, según las cifras oficiales de la principal industria del país, 6% menos con respecto a los 3,4 millones de barriles diarios del mismo lapso del 2008. El mercado asiático recibió en ese período 300 mil barriles de petróleo diarios con respecto a los 456 mil barriles de crudo /día en el período de seis meses terminado el 30 de junio del año pasado: una disminución de 152 mil barriles, pese a lo que ha señalado el presidente Hugo Chávez de incrementar año tras año las ventas a esa región en un intento de diversificar el mercado del crudo venezolano. Pero las ventas de la estatal petrolera se desplomaron hacia Centroamérica un 38% en ese lapso, mientras que sólo se mantuvieron los envíos al Caribe que constituye el 21% de las ventas totales de Pdvsa a precios internacionales, pero con facilidades de pagos. Analistas afirman que uno de los elementos que han incidido tanto en la producción, y en consecuencia, en la disponibilidad de petróleo en el exterior, es la declinación natural de los yacimientos, superior al 20% anual, así como la falta de inversiones que permitan mantener activos los campos petrolíferos. Según el informe financiero las inversiones bajaron un 29% en ese período a 4,8 millardos de dólares desde los 6,9 millardos de dólares del año pasado, en un escenario en donde se redujo en un 46% de los costos y gastos de la industria.
Nota por Deisy Buitrago de El Universal El Universal 11/30/2009
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CARACAS Petroleumworldve.com, 30 11 2009
La menor producción de crudo del país en la primera mitad del año, que atribuyó Pdvsa al recorte acordado en la OPEP, disminuyó la colocación de petróleo venezolano en dos de sus principales mercados internacionales. Las cifras oficiales disponibles hasta noviembre indican que el bombeo de crudo se ubicó en los primeros seis meses del año en un poco más de 3 millones de barriles, menor a los 3,2 millones de barriles diarios de crudo del año pasado. Pero la caída también se observó en las exportaciones totales de crudo y productos que sumaron 2,7 millones de b/d, un 5% inferior con respecto a los 2,8 millones de b/d del período anterior. En los mercados donde se presentó un mayor descenso fue en el estadounidense y el asiático. Según el reporte financiero y operacional de la estatal de enero a junio del 2009 el descenso en el mercado de Estados Unidos -que actualmente representa el 53% de las ventas totales- fue de un 4% pues los despachos disminuyeron a 1,4 millones de barriles de crudo al día desde los 1,5 millones de barriles/día del mismo período del 2008. Pero la baja igualmente se observa en las cifras divulgadas por la Administración de Información de Energía (EIA, por su sigla en inglés) de EEUU disponibles hasta agosto que muestran un marcado descenso de los envíos desde el 2006. La EIA señala que en agosto las exportaciones venezolanas alcanzaron el millón de barriles diarios de crudo, menor a los 1,4 millones de barriles que exportaba Pdvsa hace cuatro años. En lo que va de año los despachos más bajos se registraron en abril y julio cuando no alcanzaron el millón; sin embargo, aunque fue superior en mayo al superar los 1,3 millones de b/d. Con destino a Asia las ventas se redujeron en un 33%, según las cifras oficiales de la principal industria del país, 6% menos con respecto a los 3,4 millones de barriles diarios del mismo lapso del 2008. El mercado asiático recibió en ese período 300 mil barriles de petróleo diarios con respecto a los 456 mil barriles de crudo /día en el período de seis meses terminado el 30 de junio del año pasado: una disminución de 152 mil barriles, pese a lo que ha señalado el presidente Hugo Chávez de incrementar año tras año las ventas a esa región en un intento de diversificar el mercado del crudo venezolano. Pero las ventas de la estatal petrolera se desplomaron hacia Centroamérica un 38% en ese lapso, mientras que sólo se mantuvieron los envíos al Caribe que constituye el 21% de las ventas totales de Pdvsa a precios internacionales, pero con facilidades de pagos. Analistas afirman que uno de los elementos que han incidido tanto en la producción, y en consecuencia, en la disponibilidad de petróleo en el exterior, es la declinación natural de los yacimientos, superior al 20% anual, así como la falta de inversiones que permitan mantener activos los campos petrolíferos. Según el informe financiero las inversiones bajaron un 29% en ese período a 4,8 millardos de dólares desde los 6,9 millardos de dólares del año pasado, en un escenario en donde se redujo en un 46% de los costos y gastos de la industria.
Nota por Deisy Buitrago de El Universal El Universal 11/30/2009
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Venezuela
Aprueban las primeras 17 cláusulas del contrato colectivo petrolero
MARACAIBO Petroleumworldve.com, 30 11 2009
Las comisiones negociadoras aprobaron 17 de las primeras 30 cláusulas del proyecto de contrato colectivo petrolero 2009-2011 que está en discusión.
Las delegaciones de la Federación Unitaria de Trabajadores Petroleros, Gas, Derivados y sus Similares (FUTPV) y Petróleos de Venezuela (PDVSA) acordaron continuar la discusión durante el fin de semana.
Las disposiciones acordadas están relacionadas con pagos en caso de discapacidad temporal, la solidaridad social del trabajador, ayuda para cooperativas, carteleras sindicales y la cooperativa de ahorro y crédito de la FUTPV.
Freddy Alvarado, secretario de Actas y Correspondencia del sindicato, comentó que las cláusulas aprobadas no tuvieron "gran incidencia" económica. Los términos de "mayor peso" serán negociados en 15 días aproximadamente.
Argenis Olivares, secretario tesorero de la federación, aseguró por medio de una nota de prensa que hoy seguirá la discusión de las cláusulas que quedaron diferidas en este primer paquete.
Indicó que las partes representadas en la mesa de negociación coincidieron en la necesidad de impulsar una nueva relación laboral entre los trabajadores y PDVSA, así como el mejoramiento de los beneficios de salud, educación y vivienda, para elevar la calidad de vida.
El sindicalista comentó: "Se acordó el nombramiento de una comisión entre las partes para el establecimiento de estudios de factibilidad para la creación del Banco de los Obreros Socialistas (BOS), la jornada semanal por sueldo devengado y rotación de guardia".
El proyecto
El proyecto de contrato en discusión consta de 76 cláusulas y fue introducido en el Ministerio del Trabajo y Seguridad Social (Mintrass) en septiembre del año pasado.
La convención colectiva petrolera correspondiente al período 2007-2009 está vencida desde el pasado 21 de enero. Los trabajadores no pudieron iniciar antes la discusión de un nuevo reglamento porque no habían legitimado su dirigencia sindical.
La comisión negociadora
La comisión negociadora que representará a los trabajadores en la discusión del contrato colectivo petrolero está conformada por: Eudis Girot, Argenis Olivares, Jaime López, Yudenis Rodríguez, Sandra Nieves, Daniel Álvarez, Raúl Vargas, Igor Rojas y Freddy Alvarado.
Nota por Daniela García de La Verdad La verdad 11/30/2009
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MARACAIBO Petroleumworldve.com, 30 11 2009
Las comisiones negociadoras aprobaron 17 de las primeras 30 cláusulas del proyecto de contrato colectivo petrolero 2009-2011 que está en discusión.
Las delegaciones de la Federación Unitaria de Trabajadores Petroleros, Gas, Derivados y sus Similares (FUTPV) y Petróleos de Venezuela (PDVSA) acordaron continuar la discusión durante el fin de semana.
Las disposiciones acordadas están relacionadas con pagos en caso de discapacidad temporal, la solidaridad social del trabajador, ayuda para cooperativas, carteleras sindicales y la cooperativa de ahorro y crédito de la FUTPV.
Freddy Alvarado, secretario de Actas y Correspondencia del sindicato, comentó que las cláusulas aprobadas no tuvieron "gran incidencia" económica. Los términos de "mayor peso" serán negociados en 15 días aproximadamente.
Argenis Olivares, secretario tesorero de la federación, aseguró por medio de una nota de prensa que hoy seguirá la discusión de las cláusulas que quedaron diferidas en este primer paquete.
Indicó que las partes representadas en la mesa de negociación coincidieron en la necesidad de impulsar una nueva relación laboral entre los trabajadores y PDVSA, así como el mejoramiento de los beneficios de salud, educación y vivienda, para elevar la calidad de vida.
El sindicalista comentó: "Se acordó el nombramiento de una comisión entre las partes para el establecimiento de estudios de factibilidad para la creación del Banco de los Obreros Socialistas (BOS), la jornada semanal por sueldo devengado y rotación de guardia".
El proyecto
El proyecto de contrato en discusión consta de 76 cláusulas y fue introducido en el Ministerio del Trabajo y Seguridad Social (Mintrass) en septiembre del año pasado.
La convención colectiva petrolera correspondiente al período 2007-2009 está vencida desde el pasado 21 de enero. Los trabajadores no pudieron iniciar antes la discusión de un nuevo reglamento porque no habían legitimado su dirigencia sindical.
La comisión negociadora
La comisión negociadora que representará a los trabajadores en la discusión del contrato colectivo petrolero está conformada por: Eudis Girot, Argenis Olivares, Jaime López, Yudenis Rodríguez, Sandra Nieves, Daniel Álvarez, Raúl Vargas, Igor Rojas y Freddy Alvarado.
Nota por Daniela García de La Verdad La verdad 11/30/2009
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Venezuela
Producción petrolera de empresas mixtas de PDVSA cae 13,8% en seis meses
MARACAIBO Petroleumworldve.com, 30 11 2009
La crisis económica mundial se llevó consigo los precios del petróleo en los mercados internacionales y parece haber arrastrado también la producción de crudo de las empresas mixtas, una fusión entre PDVSA y las compañías transnacionales que operan en el país desde la apertura petrolera de 1997.
Sus números de producción están en rojo y aunque Petróleos de Venezuela proyecta elevarlos paulatinamente, la realidad dista de eso. Muestran signos debilidad. Desde diciembre de 2008 y hasta el corte de agosto de este año la producción refleja una caída de 13,8 por ciento.
De acuerdo con informes de la estatal, la producción promedio neta a la fecha fue de 199 mil 300 barriles por día, mientras que en diciembre del año pasado el acumulado promediaba en 230 mil 400 barriles diarios, al contar los barriles extraídos por cada una de las empresas mixtas de Occidente.
Los resultados se reflejan en el acumulado de extracción de la división Exploración y Producción (EyP) Occidente que al mes de agosto promediaba en 929 mil 100 barriles diarios, 154 mil 500 barriles por día menos que seis meses atrás -producían un millón 83 mil 600 barriles-.
La balanza se movió a favor de PDVSA, que según datos oficiales hace dos años extraía cerca de un millón 200 mil barriles, aunque 900 mil barriles los aportaban las 13 firmas de capital compartido.
La caída en la producción parece tener una consecuencia directa. Se refleja en las arcas municipales de Maracaibo, donde esperan por 60 millones de bolívares fuertes de las empresas mixtas y que responden a las regalías y a los impuestos municipales.
Situación complicada
Mientras la crisis económica mundial frenó desde inicios de año el apetito de los grandes consumidores energéticos (Estados Unidos y China), lo que deprecia el crudo, en el estado Zulia se acrecentaban los problemas laborales. Las compañías denunciaban la culminación de contratos por parte del holding del Estado -que fue sumando deudas por los bajos ingresos por ventas de crudo-, cesaban las operaciones en pozos petroleros y los empleados exigían seguir trabajando.
¿Los resultados? Seis de las 13 empresas mixtas no lograron cumplir sus metas de producción.
Ese es el caso de Petrocumarebo, cuya producción acumulada para el mes de agosto estaba estimada en mil barriles por día, pero que apenas llegó a promediar en 700 unidades de 159 litros cada una. En similar situación quedó Petrowayuu, al bombear un promedio de siete mil 400 barriles, a pesar de que su cuota estaba estimada en nueve mil.
La lista sigue. Petróleos de Venezuela asignó un cupo de 10 mil 800 barriles para Petrosivén, pero sólo cumplió con siete mil 300 barriles día. La empresa Bielovenezolana logró un promedio diario de cinco mil 700 barriles, muy por debajo de los ocho mil 600 que estaban planteados. Lagopetrol tenía una cuota de cuatro mil 800 barriles y entregó una media de cuatro mil 100 barriles; Petroindependiente produjo cinco mil 600 barriles para el mes de agosto de este año, pero su cuota era de seis mil barriles diarios.
Las que sí cumplieron
Hubo siete empresas mixtas que sí cumplieron su meta de producción planteada en los planes de PDVSA para el corte del mes de agosto de este año. En esa cuenta entran Petroperijá, que bombeó 11 mil 700 barriles (la meta era de 11 mil); Baripetrol, que superó con 400 barriles su meta de ocho mil 100 unidades; Petroquiriquire, que dio 11 mil 100 barriles, pese a que su meta era sólo de nueve mil.
La Petrolera Regional del Lago (Perla) es la segunda empresa mixta en la tabla de productoras de EyP-Occidente. Extrajo en promedio 32 mil 600 barriles y su cuota era de 30 mil. La supera en el conteo Petroperijá, cuya meta era de 96 mil barriles por día y su promedio se ubicó en 97 mil 900. En el conteo siguen Petrocabimas, que entregó los cinco mil barriles pautados; y Petrowarao, que superó con 600 barriles diarios su cuota de mil.
Nota por Manuel Hernandez de La Verdad La verdad 11/30/2009
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Todos los Derechos Reservados.
MARACAIBO Petroleumworldve.com, 30 11 2009
La crisis económica mundial se llevó consigo los precios del petróleo en los mercados internacionales y parece haber arrastrado también la producción de crudo de las empresas mixtas, una fusión entre PDVSA y las compañías transnacionales que operan en el país desde la apertura petrolera de 1997.
Sus números de producción están en rojo y aunque Petróleos de Venezuela proyecta elevarlos paulatinamente, la realidad dista de eso. Muestran signos debilidad. Desde diciembre de 2008 y hasta el corte de agosto de este año la producción refleja una caída de 13,8 por ciento.
De acuerdo con informes de la estatal, la producción promedio neta a la fecha fue de 199 mil 300 barriles por día, mientras que en diciembre del año pasado el acumulado promediaba en 230 mil 400 barriles diarios, al contar los barriles extraídos por cada una de las empresas mixtas de Occidente.
Los resultados se reflejan en el acumulado de extracción de la división Exploración y Producción (EyP) Occidente que al mes de agosto promediaba en 929 mil 100 barriles diarios, 154 mil 500 barriles por día menos que seis meses atrás -producían un millón 83 mil 600 barriles-.
La balanza se movió a favor de PDVSA, que según datos oficiales hace dos años extraía cerca de un millón 200 mil barriles, aunque 900 mil barriles los aportaban las 13 firmas de capital compartido.
La caída en la producción parece tener una consecuencia directa. Se refleja en las arcas municipales de Maracaibo, donde esperan por 60 millones de bolívares fuertes de las empresas mixtas y que responden a las regalías y a los impuestos municipales.
Situación complicada
Mientras la crisis económica mundial frenó desde inicios de año el apetito de los grandes consumidores energéticos (Estados Unidos y China), lo que deprecia el crudo, en el estado Zulia se acrecentaban los problemas laborales. Las compañías denunciaban la culminación de contratos por parte del holding del Estado -que fue sumando deudas por los bajos ingresos por ventas de crudo-, cesaban las operaciones en pozos petroleros y los empleados exigían seguir trabajando.
¿Los resultados? Seis de las 13 empresas mixtas no lograron cumplir sus metas de producción.
Ese es el caso de Petrocumarebo, cuya producción acumulada para el mes de agosto estaba estimada en mil barriles por día, pero que apenas llegó a promediar en 700 unidades de 159 litros cada una. En similar situación quedó Petrowayuu, al bombear un promedio de siete mil 400 barriles, a pesar de que su cuota estaba estimada en nueve mil.
La lista sigue. Petróleos de Venezuela asignó un cupo de 10 mil 800 barriles para Petrosivén, pero sólo cumplió con siete mil 300 barriles día. La empresa Bielovenezolana logró un promedio diario de cinco mil 700 barriles, muy por debajo de los ocho mil 600 que estaban planteados. Lagopetrol tenía una cuota de cuatro mil 800 barriles y entregó una media de cuatro mil 100 barriles; Petroindependiente produjo cinco mil 600 barriles para el mes de agosto de este año, pero su cuota era de seis mil barriles diarios.
Las que sí cumplieron
Hubo siete empresas mixtas que sí cumplieron su meta de producción planteada en los planes de PDVSA para el corte del mes de agosto de este año. En esa cuenta entran Petroperijá, que bombeó 11 mil 700 barriles (la meta era de 11 mil); Baripetrol, que superó con 400 barriles su meta de ocho mil 100 unidades; Petroquiriquire, que dio 11 mil 100 barriles, pese a que su meta era sólo de nueve mil.
La Petrolera Regional del Lago (Perla) es la segunda empresa mixta en la tabla de productoras de EyP-Occidente. Extrajo en promedio 32 mil 600 barriles y su cuota era de 30 mil. La supera en el conteo Petroperijá, cuya meta era de 96 mil barriles por día y su promedio se ubicó en 97 mil 900. En el conteo siguen Petrocabimas, que entregó los cinco mil barriles pautados; y Petrowarao, que superó con 600 barriles diarios su cuota de mil.
Nota por Manuel Hernandez de La Verdad La verdad 11/30/2009
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Venezuela
Bases finales de Carabobo a entregarse hoy, confianza fortalecida - Ramirez
CARACASPetroleumworldve.com, 30 11 2009El mistro de Energia de Venezuela y presidente de Venezuela, Rafael Ramirez, dijo el viernes que PDVSA entregará hoy lunes las "bases definitivas" de para el proyecto Carabobo en la Faja del Orinoco.
Igualmente, Ramirez menciono que la confianza de las petroleras extranjeras en Venezuela se ha fortalecido pese a las especulaciones, aseguró este viernes el ministro de Energía y Petroleo, Rafael Ramírez y ratifico que se entregarán el Lunes las bases para la licitación de siete bloques de Carabobo en la faja del Orinoco.
El lunes se entregarán a las 20 empresas extranjeras interesadas las "bases definitivas" para la licitación de Carabobo en la Faja, atrasada en varias ocasiones, dijo Ramirez
"Este ha sido un año atípico, difícil, que comenzó muy mal. Ahora tenemos un precio estabilizado (...) Estamos tranquilos, hemos avanzado con un cronograma estratégico", insistió el Ministro.
El ministro aseguró que las condiciones no contemplan un arbitraje internacional.
"No habrá arbitraje internacional. Nunca ha estado contemplado. Ningún tribunal internacional puede arbitrar sobre decisiones soberanas de un país", añadió Ramirez.
"La confianza en Venezuela se fortalece porque hemos actuado con bastante seriedad (...) No hay nada oculto. Hemos sostenido y sostenemos que la Faja es una de las últimas provincias petroleras del mundo y tenemos un proceso de certificación de reservas de 172.000 millones de barriles actualmente", dijo Ramírez .
Las bases de la licitación fueron flexibilizadas a solicitud de las propias compañías petroleras que deseaban ajustar los términos del contrato a la realidad economica actual. El gobierno venezolano reviso entre otros terminos las condiciones fiscales consciente de los efectos de la crisis financiera mundial.
Las 20 empresas calificadas dispondrán hasta el 28 de enero de 2010 para presentar sus ofertas y la atribución de bloques se realizaría en febrero.
Entre las empresas interesadas destacan las espresas BP, Chevron, CNP, ENI, Total, GALP, SHell, las japonesas Japan Oil Gas Metals National Corporation y Mitsubishi Corporation, Petrobrás, Repsol, Statoil, entre otros.
El proyecto Carabobo posee un potencial de producción de 1,2 millones de barriles diarios de crudo.
Nota de Petroleumworld Petroleumworld 11/28/2009
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CARACASPetroleumworldve.com, 30 11 2009El mistro de Energia de Venezuela y presidente de Venezuela, Rafael Ramirez, dijo el viernes que PDVSA entregará hoy lunes las "bases definitivas" de para el proyecto Carabobo en la Faja del Orinoco.
Igualmente, Ramirez menciono que la confianza de las petroleras extranjeras en Venezuela se ha fortalecido pese a las especulaciones, aseguró este viernes el ministro de Energía y Petroleo, Rafael Ramírez y ratifico que se entregarán el Lunes las bases para la licitación de siete bloques de Carabobo en la faja del Orinoco.
El lunes se entregarán a las 20 empresas extranjeras interesadas las "bases definitivas" para la licitación de Carabobo en la Faja, atrasada en varias ocasiones, dijo Ramirez
"Este ha sido un año atípico, difícil, que comenzó muy mal. Ahora tenemos un precio estabilizado (...) Estamos tranquilos, hemos avanzado con un cronograma estratégico", insistió el Ministro.
El ministro aseguró que las condiciones no contemplan un arbitraje internacional.
"No habrá arbitraje internacional. Nunca ha estado contemplado. Ningún tribunal internacional puede arbitrar sobre decisiones soberanas de un país", añadió Ramirez.
"La confianza en Venezuela se fortalece porque hemos actuado con bastante seriedad (...) No hay nada oculto. Hemos sostenido y sostenemos que la Faja es una de las últimas provincias petroleras del mundo y tenemos un proceso de certificación de reservas de 172.000 millones de barriles actualmente", dijo Ramírez .
Las bases de la licitación fueron flexibilizadas a solicitud de las propias compañías petroleras que deseaban ajustar los términos del contrato a la realidad economica actual. El gobierno venezolano reviso entre otros terminos las condiciones fiscales consciente de los efectos de la crisis financiera mundial.
Las 20 empresas calificadas dispondrán hasta el 28 de enero de 2010 para presentar sus ofertas y la atribución de bloques se realizaría en febrero.
Entre las empresas interesadas destacan las espresas BP, Chevron, CNP, ENI, Total, GALP, SHell, las japonesas Japan Oil Gas Metals National Corporation y Mitsubishi Corporation, Petrobrás, Repsol, Statoil, entre otros.
El proyecto Carabobo posee un potencial de producción de 1,2 millones de barriles diarios de crudo.
Nota de Petroleumworld Petroleumworld 11/28/2009
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Bolivia
Bolivia enviaría gas a Uruguay por Argentina
LA PAZ Petroleumworldbo.com 26 11 09
Argentina estaría dispuesta a franquear a Bolivia el uso de sus ductos para la exportación de gas natural boliviano hacia Uruguay, informó ayer el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca.“Argentina, en conversaciones tanto con nosotros como con Uruguay, está predispuesta a que nosotros podamos proveer gas a Uruguay, a través de ductos argentinos”, dijo Coca, reportó AFP.El 30 de octubre, La Razón informó que mientras se definen las condiciones para la construcción del gasoducto Urupabol, YPFB tiene previsto enviar a partir del 2010 los primeros volúmenes de gas al mercado uruguayo a través de ductos argentinos.Para materializar este proyecto, YPFB Transportes prevé invertir $us 20 millones en el tendido del gasoducto de 32 pulgadas de diámetro que irá desde el campo Margarita hasta Madrejones, en la frontera con Argentina. Por este ducto, la estatal YPFB también incrementará a partir del 2010 los volúmenes de gas que se envían a ese mercado.
Nota de La RazónLa Razón 26/11/2009
Copyright ©2007 Petroleumworld.Todos los Derechos Reservados.
LA PAZ Petroleumworldbo.com 26 11 09
Argentina estaría dispuesta a franquear a Bolivia el uso de sus ductos para la exportación de gas natural boliviano hacia Uruguay, informó ayer el ministro de Hidrocarburos, Óscar Coca.“Argentina, en conversaciones tanto con nosotros como con Uruguay, está predispuesta a que nosotros podamos proveer gas a Uruguay, a través de ductos argentinos”, dijo Coca, reportó AFP.El 30 de octubre, La Razón informó que mientras se definen las condiciones para la construcción del gasoducto Urupabol, YPFB tiene previsto enviar a partir del 2010 los primeros volúmenes de gas al mercado uruguayo a través de ductos argentinos.Para materializar este proyecto, YPFB Transportes prevé invertir $us 20 millones en el tendido del gasoducto de 32 pulgadas de diámetro que irá desde el campo Margarita hasta Madrejones, en la frontera con Argentina. Por este ducto, la estatal YPFB también incrementará a partir del 2010 los volúmenes de gas que se envían a ese mercado.
Nota de La RazónLa Razón 26/11/2009
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