Venezuela ahorra $7 millones por cada taladro ensamblado en la ICVT

La Industria China Venezolana de Taladros se encarga de labores de operación, ensamblaje, certificación y mantenimiento de equipos y los 390 taladros de Pdvsa

Por cada taladro de perforación petrolera que ensambla la Industria China Venezolana de Taladros (ICVT) la nación ahorra entre 7 y 8 millones de dólares.

«Con el trabajo realizado en ICTV se logra un ahorro de 30% en comparación con un ensamblaje con personal técnico de fuera del país, lo que genera un ahorro entre siete y ocho millones de dólares por taladro. Al evitar la dependencia de mano de obra extranjera le ahorramos divisas a la nación», explicó el director de esta empresa mixta, José Rincón, durante el espacio Punto Crítico, transmitido por Venezolana de Televisión.

Indicó que esta empresa,ubicada en la Base Petroindustrial Socialista Palital, del estado Anzoátegui, se encarga actualmente de las labores de operación, ensamblaje, certificación y mantenimiento de equipos y los 390 taladros con que cuenta Petróleos de Venezuela (Pdvsa), tanto en la Faja Petrolífera del Orinoco ( FPO) «Hugo Chávez Frías», como en las divisiones d Oriente, Occidente y Gas.

Las piezas de las estructuras de perforación de pozos provienen de China y son ensambladas en esta empresa mixta por un personal altamente capacitado, durante un lapso de 30 a 45 días.

«Los taladros llegan desarmados y salen listos para ser instalados en el pozo», acotó Rincón.

Informó que en la actualidad ICVT cuenta con 4 taladros en proceso de ensamblaje y 18 taladros totalmente construidos y operativos. Cada una de estas estructuras permite perforar los pozos en 4.000 metros de profundidad.

La meta de esta fábrica es producir vávlulas, bombas de lodo y pistones. Asimismo se prevé que gracias a la transferencia tecnológica de China logre construir para el año 2020 todas las piezas y partes de los taladros.

El Estado venezolano cuenta con el 85% de las acciones de ICVT, mientras que el gigante asiático posee el 15% restante.(El Mundo)

 

Examen posmórtem y resurrección de Pdvsa (VI)

No es saludable en tiempos de repensar al país incluir el tema de Pdvsa únicamente en la diatriba del discurso político: privatización o más estatización. Pdvsa es una empresa, y el Estado y los actores políticos están obligados a pensar su situación actual con visión empresarial y de negocio.

El contexto internacional sobre el manejo del negocio petrolero y la dinámica del cambio tecnológico exigen del capital y la tecnología internacional. Ya se manejan datos que predicen que en los próximos años por cada cinco taladros se requerirán solo dos. La empresa requiere al interno una transformación profunda en todo su sistema organizativo. La estructura con la que actualmente opera la empresa está saturada de burocracia y de segmentos operativos que no son directamente de su competencia y que debieran ser transferidos a las otras estructuras organizativas e institucionales del Estado. Estos son los casos de las filiales y operaciones no petroleras. La estructura burocrática de Pdvsa no permite la flexibilidad institucional necesaria para que la empresa sea capaz de adaptarse de forma rápida y eficiente al cambio tecnológico.

La transformación organizativa de Pdvsa es la condición que permitiría pensar en una estrategia de reducción de costos eficiente. En tiempos difíciles como el del año 1985, con bajos precios del petróleo (menos de 10 dólares el barril) y de baja producción, Pdvsa logró mantenerse como una de las empresas de mayor competitividad a nivel mundial, junto a General Motors o Ford Motors, entre otras. También en 1999, la empresa se enfrentaba a bajos ingresos, con unos precios por debajo de los 10 dólares el barril. No queda duda de que la fusión operativa de las tres filiales: Maraven, Lagoven y Corpoven fue una de las medidas acertadas de ese tiempo para disminuir los costos y gastos de producción. Otra de las acciones que deberán tomarse es la concerniente a la reducción de las ventas subsidiadas de combustibles en el mercado interno (gasolina, diesel y gas natural). Por otra parte, la revisión y el ajuste de precios de la exportación de petróleo dentro de Petrocaribe y el Alba, no deberán esperar. Las condiciones actuales del mercado y los precios internacionales del petróleo harán inviables estos proyectos.

Pdvsa debe fortalecer la estrategia de transferencia tecnológica y transformarla en un imperativo para sostenerse en el negocio petrolero. La propuesta de alcanzar una producción de 8 MMBD en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) y la necesidad de ampliar su capacidad de refinación, están sujetas a la capacidad tecnológica endógena –y no a la vinculación transitoria– que Pdvsa pueda generar, a partir de la participación del capital internacional, pero sobre todo a partir del conjunto de empresas que poseen las tecnologías más avanzadas. No son precisamente la mayoría de las empresas que actualmente participan en la FPO las que poseen estas tecnologías. También es hora de que Pdvsa incluya en sus indicadores económicos la “balanza de pago tecnológica” con la que se posibilita el registro, análisis y control de las transacciones comerciales relacionadas con la transferencia de conocimientos y tecnologías.

Otro de los cambios que Pdvsa deberá emprender en el corto plazo es el de operar en el ámbito de un sistema sectorial de innovación (SSI). Esta ha sido una de las razones más importantes y actualmente una de las más estudiadas de acuerdo con la experiencia canadiense en las Arenas Bituminosas. El SSI permitió grandes avances tecnológicos y asimismo la posibilidad real de aumentar la producción petrolera de Canadá (crudos ligeros, medianos, pesados y bituminosos) en más de 4 MMBD en 2015. El desarrollo de las arenas bituminosas fue el resultado tanto de la organización como la creación de un sistema tecnológico en lo estratégico, programático y operativo, que fue desplegado con la participación del sector público y privado. Solo en la provincia de Alberta más de 100 compañías participan en la actividad de las arenas bituminosas habiendo invertido millones de dólares, ubicándolo así en uno de los mayores proyectos industriales a nivel mundial. Con el SSI, Canadá también logró efectos positivos en la creación de tecnologías de punta. Un ejemplo de ello fue la inversión hecha por la empresa Syncrude Canada Ldt., la cual dedicó cerca de 20% de sus inversiones para la introducción de nuevas tecnologías de mayor rendimiento ambiental. La inversión contó con la participación de la Universidad de Alberta, el Consejo de Investigaciones de Alberta (Alberta’s Research Council o ARC) y el Consejo Nacional de Investigaciones de Canadá (National Research Council of Canada o NRC).

Un SSI reorientaría también las estrategias de Pdvsa para la producción gasífera y poder superar los niveles de exportación de los países con menores reservas como son Argentina, Argelia, Trinidad y Tobago. Un SSI permitiría resucitar a Pdvsa y superar la visión de décadas anteriores de “sembrar el petróleo”. A través de Pdvsa se debe iniciar la tarea de este tiempo y de la economía moderna como es la de crear nuevos patrones de crecimiento. Es necesario crear un sistema de producción y exportación tecnológica en el campo de las energías renovables, cuyos fondos se sostendrían en el largo plazo mediante la creación de un “impuesto fósil” a Pdvsa. Un impuesto que se justifica por los gases contaminantes que genera la industria petrolera nacional al medio ambiente.

El examen posmórtem de Pdvsa ha reflejado que la clase política venezolana no siempre acertó en las decisiones sobre el manejo de la industria. Arturo Uslar Pietri afirmó que entre 1973-1983 Venezuela invirtió ineficientemente un monto semejante a varios planes Marshall. Recordemos que con un plan Marschal se reconstruyó Europa durante el período de posguerra. Con el actual gobierno y en palabras del ex presidente del gobierno español Felipe González, el Estado venezolano ha “despilfarrado solo en exportaciones de petróleo 800.000 millones de dólares”. Cifra esta que es superior a la referida por Uslar. De esto se deduce que el destino de la industria petrolera nacional no puede seguir estando en pocas manos. Es necesario avanzar hacia una reforma constitucional para someter a referéndum las decisiones del Estado que comprometan el destino de la industria. No basta con la Asamblea Nacional.(El Nacional)

 

La petrolera Sinopec abandona el yacimiento que explota en Chubut

La empresa petrolera de capitales chinos “Sinopec” no aceptó los requerimientos que le impuso el gobierno del Chubut como condición para mantener el yacimiento “Bella vista oeste” y anunció su retiro de la cuenca del golfo San Jorge.

Así lo confirmó a Radio Chubut el ministro de hidrocarburos de la provincia,  Sergio Bohe.

El funcionario reconoció que “la semana pasada, más concretamente el 25 de agosto a las cero hora, se venció el plazo de la concesión y no nos pudimos poner de acuerdo por lo que en muy buenos términos la compañía nos expuso que abandona el proceso de explotación que venía desarrollando y comenzaremos la etapa de reversión”.

La empresa, que se rige por la ley de sociedades de la República Popular de China, deja así el yacimiento considerado “maduro”, es decir que viene con un largo proceso de explotación que arrancó primero con YPF y, tras la privatización en los 90, pasó por varias manos hasta llegar a Sinopec mediante acuerdo entre privados del que el estado chubutense no formó parte.

Bohe informó que “el proceso de reversión demandará unos 6 meses e implicará cuestiones ambientales, administrativas y un plan de rigurosas inspecciones que ya comenzó y se profundizará”.

Mañana un grupo de técnicos de distintos ministerios se constituirán en “Bella Vista oeste” con funcionarios de la escribanía general de gobierno para iniciar la etapa administrativa.

De acuerdo a la interpretación del ministro Bohe, la empresa Sinopec se retira de la explotación en Chubut porque “el gobierno de Mario Das Neves le puso una vara muy alta”.

En la actualidad en la planta trabajan 24 personas en forma directa más otros que brindan servicios auxiliares a través de empresas de la zona.

“Nadie  perderá el trabajo porque no es que de un día para el otro dejen de operar, al contrario, habrá un plazo de seis meses entre una empresa que termina y la que vendrá en el que la producción se mantendrá y los puestos de trabajo también” aclaró el ministro.

Sergio Bohe minimizó el impacto negativo que representa la noticia indicando que “ese yacimiento representa apenas el 0,75% de la cuenca del golfo San Jorge en cuanto a la producción, ya que en total en esta comarca se extraen unos 9 millones de metros cúbicos”.(Radio Chubut)

 

Baja mezcla mexicana a 40.86 dólares por barril

La mezcla mexicana de petróleo de exportación inició la última semana de agosto con una pérdida de 59 centavos respecto a la jornada previa, al ofertarse en 40.86 dólares por barril

, informó la consultora Bursamétrica.

De acuerdo con Banco Base, el retroceso se derivó por un fortalecimiento relativo del dólar frente a sus principales cruces, aunado al desvanecimiento de la perspectiva sobre un acuerdo en la estabilización del mercado internacional por parte de los miembros de la Organización de los Países Exportadores de Petróleos (OPEP).

La institución financiera refiere que la mañana de este lunes la Secretaría de Hacienda anunció la contratación de coberturas petroleras para el ejercicio fiscal 2017, a fin de garantizar un precio promedio de 42 dólares por barril.

Petróleos Mexicanos (Pemex) no publicó este lunes el precio de la mezcla mexicana de exportación, debido a la falta de cotizaciones por el feriado bancario de verano en Reino Unido.

Los precios referenciales del petróleo cayeron este lunes más de un 1%, tras dos sesiones al alza, debido a la cautela por el mayor suministro desde Oriente Medio y por el avance del dólar, que se vio impulsado por la expectativa de que Estados Unidos suba sus tasas de interés para fines de año.

El Brent cayó 66 centavos, o un 1.3%, a 49.26 dólares el barril. Mientras que el crudo West Texas Intermediate (WTI) en Estados Unidos cedió 66 centavos, o un 1.4%, a 46.98 dólares el barril.

El crudo subió casi sin interrupciones desde comienzos de agosto hasta mediados de la semana pasada por expectativas de que Arabia Saudita y otros miembros de la OPEP lleguen a un acuerdo para congelar los niveles de bombeo con otros productores externos al cartel en la reunión que tendrán el mes próximo en Argelia.

La promesa de los rebeldes nigerianos de poner fin a las hostilidades contra la industria petrolera parece ser un indicio de mayores exportaciones desde el país africano, cuyo bombeo se vio afectado este año por atentados contra los oleoductos e interrupciones a la producción.

Irak, que durante agosto ha exportado más crudo desde sus puertos sureños, seguirá aumentando su bombeo, dijo el sábado el ministro de Petróleo del país. Además, este mes Arabia Saudita ha mantenido su producción en torno a máximos récord.

En tanto La moneda estadounidense alcanzó un máximo de tres semanas contra el yen luego de que el viernes la presidenta de la Reserva Federal, Janet Yellen, reforzó los argumentos a favor de un alza de las tasas de interés en Estados Unidos en el corto plazo.

La fortaleza del dólar encarece las materias primas para los tenedores de otras divisas y tiende a ejercer una presión bajista sobre los precios del barril.

El foco en la creciente producción de Oriente Medio y el alza del dólar anuló el impacto de las cifras de Genscape sobre los futuros del petróleo en Estados Unidos, que mostraron retiros por 287,444 barriles en el centro de entrega de Cushing, Oklahoma durante el fin de semana terminado el 26 de agosto.

Pese a un repunte este año, el petróleo opera en menos de la mitad de los máximos alcanzados en 2014, por encima de 100 dólares, por temores vinculados con el exceso de suministro.(Dinero en Imagen)

 

Irak, ‘talón de Aquiles’ de la OPEP

Irak se transformará en el obstáculo más probable que enfrente la OPEP en la reunión de la OPEP a finales de septiembre. La primera medida del nuevo ministro del Petróleo, Jabbar Al-Luaibi, fue solicitar a las empresas BP, Shell y Lukoil, que reactiven los planes de inversión y eleven la producción.

Cuando los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se reunieron por última vez con Rusia para acordar un congelamiento de la producción, en abril, Arabia Saudita se opuso al acuerdo porque no participaba Irán.

En esta ocasión, ambos países podrían ser más complacientes, pero es probable que la piedra con la que ahora se tropiece sea Irak.

Los miembros de la OPEP están planificando una reunión informal en Argelia para fines de septiembre, donde posiblemente se retomarán las discusiones sobre el congelamiento.

En abril, los saudíes se opusieron a limitar la producción a menos que Irán hiciera lo mismo. No es sorprendente que, dado que estaba elevando su producción tras el levantamiento de las sanciones, Irán haya rechazado la propuesta y los saudíes se hayan retirado.

Las cosas ahora son diferentes. La producción saudí repuntó, alcanzando un récord de 10.67 millones de barriles diarios el mes pasado, según cifras oficiales. Eso es casi 450 mil barriles de petróleos diarios más que el nivel de enero, en el cual se basó el último acuerdo fallido.

Arabia Saudita estaría dispuesta a adoptar este número como un techo, al menos temporalmente. Después de todo, la demanda interna comenzará a bajar, de acuerdo con su patrón estacional normal para septiembre. El congelamiento de la producción en un punto estacional alto es mucho más atractivo que durante la baja estacional.

La producción de Irán también se ha incrementado. Está a punto de llegar a los niveles previos a las sanciones. Teherán anunció que no contemplaría un congelamiento hasta recuperar la producción total.

Irán aún no está dispuesto a aceptar un límite mientras su vecino Irak y su rival Arabia Saudita sigan incrementando su producción. Sin embargo, los fundamentos de su oposición han disminuido.

Irán está resuelto a llegar a 4 millones de barriles diarios hacia fines de septiembre y, si su producción alcanza un punto donde no puede crecer más sin una inversión significativa y un plazo muy extenso, podría, solo podría, acordar un congelamiento para poner en evidencia a los saudíes.

De esta manera, Irak se transforma en el disidente más probable. Prácticamente, la primera medida del nuevo ministro del Petróleo, Jabbar Al-Luaibi, fue solicitar a las empresas del sector que operan en el sur del país, entre ellas BP, Shell, Lukoil y CNPC, que reactiven los planes de inversión que se les ordenó aplazar a principios de este año y eleven la producción.

Los resultados no serán inmediatos, pero podrían llegar lo suficientemente pronto para entrar en conflicto con cualquier compromiso asumido por Irak de congelar la producción en el nivel actual.

Nigeria, a su vez, se resistirá al congelamiento de la producción en su nivel actual, que cayó en cerca de 500 mil barriles diarios de petróleo desde enero por un sabotaje en la región del delta del río Níger.

Un alto al fuego temporario por parte del grupo militante Vengadores del Delta del Níger, quienes asumen la responsabilidad de la mayoría de los ataques, permitiría a las empresas recuperar parte de dicha producción.

Rusia, uno de los artífices de la reunión de abril, también muestra cautela ante el riesgo de una repetición del bochorno ocasionado por los saudíes la última vez, de manera que jugará sus cartas cuidadosamente.

Esto no detendrá a otros en la OPEP de continuar promoviendo la idea de un congelamiento. Tampoco evitará que el precio del petróleo repunte ante cada indicio de acuerdo, sin importar lo absurdo que sea.

Simplemente no espere despertar a fines de septiembre en un mundo en que la OPEP y Rusia hayan llegado a un acuerdo confiable en cuanto a un límite a la producción.(El Financiero)

 

Formulan cargos a colombiana Ecopetrol por «propiciar cartelización»

La Superintendencia de Industria y Comercio indicó que Ecopetrol propiciaba la celebración de acuerdos anticompetitivos para la fijación del precio

La Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) formuló un pliego de cargos a la petrolera estatal colombiana Ecopetrol y a 16 empresas que proveen materiales pétreos de construcción por presuntas violaciones a la libre competencia económica, informó hoy esa entidad.

«La conducta (de Ecopetrol) habría consistido en propiciar la celebración de acuerdos anticompetitivos para la fijación del precio y la asignación de cuotas de suministro de material pétreo de construcción, entre quienes abastecen a los contratistas de obras civiles del propio Ecopetrol», explicó en un comunicado la SIC.

Estos acuerdos, según la Superintendencia, se llevaron a cabo en el departamento del Meta (centro), a través de la Asociación de Mineros de Guamal, Acacías y Castilla La Nueva (Asomguaca), que habría influenciado a sus afiliados «sobre los precios que debían cobrar por concepto de materiales de construcción» en las reuniones de socialización de proyectos.

«Los demás investigados, esto es, los proveedores de materiales de construcción, resultaron vinculados con el proceso administrativo por presuntamente haber integrado un cartel empresarial para fijar los precios y acordar un esquema de asignación de cuotas de suministro de materiales de construcción», agregó la información.

El pliego de cargos también vinculó a 25 personas que trabajaban en las empresas imputadas por haber «tolerado, ejecutado, facilitado y colaborado con las presuntas conductas anticompetitivas investigadas».

Ante estas acusaciones, Ecopetrol aseguró en un comunicado que ha «prestado colaboración» a la Superintendencia desde abril de 2015 y que desde ese año ha sido víctima de «posibles conductas contrarias a la libre competencia como consumidor de algunos bienes y servicios regionalmente, incluida la adquisición de material pétreo».

La SIC comenzó su investigación luego de que uno de los contratistas de Ecopetrol denunciara en junio de 2014 que «los agentes vinculados con la investigación» pudieron violar las normas sobre la protección a la libre competencia económica.

A su vez, la denuncia se apoyó en 2015 en las declaraciones de seis empresas que reconocieron su participación en estos hechos y que entregaron pruebas a la Superintendencia.

De ser encontradas culpables, las compañías deberán pagar multas de hasta 100.000 salarios mínimos legales mensuales vigentes, es decir 68.945 millones de pesos (unos 23,6 millones dólares) por cada infracción cometida.

De igual manera, si las 25 personas vinculadas a la investigación violaron las normas de libre competencia tendrán que pagar en multas por lo menos 1.378 millones de pesos (unos 472.014 dólares). (El Mundo)

 

Irak estudia pagar a Kurdistán por parte del petróleo producido

Acordaron celebrar consultas técnicas entre el Ministerio de Petróleo federal y el Ministerio de Recursos Minerales del Kurdistán

El Gobierno iraquí abordó este lunes la posibilidad de pagar a cambio de una parte del petróleo producido por la región autónoma del Kurdistán, en el norte de Irak, en una reunión con una delegación de esa zona.

De acuerdo con un comunicado de la oficina del primer ministro iraquí, Haidar al Abadi, en el encuentro se planteó un posible aumento de la producción de petróleo y la entrega por parte del Kurdistán de un porcentaje de éste al Gobierno central a cambio de dinero, «según las leyes y la Constitución» iraquíes.

La delegación kurda, encabezada por el primer ministro de la región, Nechirvan Barzani, acudió este lunes a Bagdad para tratar esta cuestión, en torno a la que existen tensiones entre el Gobierno federal y el autónomo.

En el encuentro, acordaron celebrar consultas técnicas entre el Ministerio de Petróleo federal y el Ministerio de Recursos Minerales del Kurdistán, para «llegar a soluciones que respondan al interés del país y de los intereses conjuntos de ambos», precisó la nota.

Las principales discrepancias tienen que ver con la exportación del petróleo a través del oleoducto que conduce al puerto turco de Yihan, controlado por los kurdos, además de los honorarios que reciben de Bagdad los funcionarios kurdos y los soldados «peshmergas».

Los interlocutores también hablaron de los preparativos para liberar la ciudad de Mosul (norte del país), principal bastión del grupo terrorista Estado Islámico (EI), contra el cual luchan los soldados kurdos junto a las tropas iraquíes.

En este ámbito, existe un enfrentamiento respecto a las zonas que los kurdos quieren anexionarse en el norte de Irak, después de haber expulsado de ellas al EI.

A estas tensiones se suma un reciente movimiento en el Parlamento iraquí para destituir al ministro de Finanzas, Ushiar Zibari, que representa a los kurdos. (El Mundo)

 

Los bonos soberanos terminan la jornada en terreno positivo

La deuda externa soberana avanza en promedio 0,90 puntos en sus cotizaciones mientras que los emitidos por la petrolera estatal suben 0,35 puntos en promedio

Los bonos soberanos cierran la jornada con tono positivo. La deuda externa soberana avanza en promedio 0,90 puntos en sus cotizaciones mientras que los emitidos por la petrolera estatal suben 0,35 puntos en promedio.

La atención de los inversionistas se concentró en la parte media tanto de la curva de Pdvsa como de Venezuela. El Global 2022 sube 0,42 puntos alcanzando niveles de precio de 55% de su valor facial, el Venz 2026 y Venz 2031 acumulan 0,57 puntos y 0,35 puntos respectivamente.

En cuanto a los bonos emitidos por la petrolera estatal, la mayor variación la muestra el Pdvsa 2022 cupón 12,75%, recientemente pagó cupón y vale la pena mencionar que amortiza principal dos años antes de su vencimiento en proporción de 33,33%.

Otro de los papeles que mostró un mejor desempeño fue el Pdvsa 2035 con un incremento en su valor de 0,82 puntos, este papel es ideal para los inversionistas que apuestan a comprar instrumentos que se cotiza en lo que se conoce en el mercado como precios de default, otro bono que funciona para este tipo de estrategia es el Pdvsa 2024 y 2026 dado los grandes descuentos en sus precios, pueden comprar una mayor cantidad de valor nominal sin desembolsar mucho efectivo.(El Mundo)

 

Citibank ya no será agente pagador de bonos de Pdvsa

La institución financiera notificó la decisión a los tenedores de títulos de la petrolera, pero no explica las razones

Citibank, N.A. renunció a seguir siendo el principal agente pagador de los bonos emitidos por Petróleos de Venezuela, según una notificación enviada a los tenedores de los títulos de la petrolera.

La decisión, que está fechada el 14 de julio de 2016, comenzó a llegar a los depositarios, custodios, intermediarios y tenedores de los papeles la semana pasada. Según la entidad bancaria, la renuncia está acorde con la sección 8.03 del contrato firmado con el emisor, que es Pdvsa, e indica que esta compañía “debe nombrar lo más pronto posible a un nuevo principal agente pagador, quien deberá entregar la carta de aceptación de su postulación a Citibank, y será entonces cuando la renuncia comience a ser efectiva”.

El principal agente pagador es la institución financiera que se encarga de cancelar semestralmente los cupones (tasa de interés) que cada papel genera a los tenedores de los bonos que han sido comprados –en este caso a Pdvsa– hasta la fecha de su vencimiento, cuando se cumple con el pago total del precio original del bono.

Como lo establece la normativa, Citibank ha tenido que enviar una notificación diferente por los 13 bonos de Pdvsa en los que se desempeña como principal agente pagador; es decir, de los papeles que vencen en los años 2016, 2010, 2021, 20022, 2023, 2024, 2025, 2026, 2033, 2034 y 2025.

Los tres bonos restantes –que son los Pdvsa 2017, el Pdvsa 2027 y el Pdvsa 2027– no están bajo su responsabilidad; el principal agente pagador es el Bank of New York Mellon.

En la notificación no se explican las razones por la cuales el banco estadounidense decidió tomar la decisión de no continuar siendo el principal agente pagador. Sin embargo, sí hace una recomendación a los tenedores para que escriban a una dirección de correo electrónica, en caso de que tengan alguna inquietud. Incluso, les hace un llamado para que también utilicen a sus consultores, con el fin de que los asesoren acerca de lo que significa la decisión.(El Nacional)

 

Carrasquero, Guerrero y Hernández: Deshojando la Margarita Petrolera Parte 6 (conclusiones)

La situación de la industria petrolera venezolana es de mucha precariedad. No se aprovecharon las enormes ventajas que se derivaban de precios altos del petróleo para reinvertir en la industria y mantener su capacidad competitiva.

El poner la industria a los niveles de antes, requerirá una fuerte inversión de dinero de la cual PDVSA no dispone. Más en momentos en que la capacidad crediticia de la empresa ha mermado de una manera sustantiva.

Una nueva de forma de pensar políticamente sobre el petróleo en Venezuela se impone. La actitud rentista de los últimos 60 años solo ha traído inestabilidad y pobreza casi generalizada.

Es tiempo de concebir el petróleo como herramienta de la economía venezolana y no como único sostén de la misma.

Vea el último capítulo (6) de la serie “Deshojando la margarita petrolera” con el energista Nelson Hernández, el economista Alexander Guerrero y el politólogo José Vicente Carrasquero.(La Patilla)