Las 10 noticias petroleras más importantes de hoy #13Mar

NotasPetroleras

 

Guerrero y Hernández: Venezuela perdió el autobús petrolero (Vídeo)

El energista Nelson Hernández y el economista Alexander Guerrero analizan la competitividad (precios y renta) petrolera de Venezuela a corto y largo plazo en comparación con el resto de los países petroleros. En un detallado análisis, con soporte de cifras, los expertos coinciden que el petróleo en Venezuela ya no tiene las posibilidades de ser la base sólida para un desarrollo nacional prolongado que fue en el pasado, y que el país tiene que buscar otras opciones de generar riqueza. Se fundamentan no sólo en el análisis de mediano plazo en los costos y precios del crudo, sino que en el lago plazo ya no se habla como en el pasado de un “pico” de la oferta de crudo, sino que las prospecciones señalan es un pico en la demanda mundial de crudo (La Patilla)

 

PDVSA por primera vez no incluyó la firma de un contador público en su informe anual de deuda

El informe de 2016 se publicará primero sin la firma del auditorPDVSA, la petrolera estatal venezolana, publicó este año por primera vez su informe anual de deuda requerido sin la firma del auditor adjunto, lo que aumenta el riesgo de que se renuncie a la deuda financiera de la empresa, dijeron dos abogados. “Sin publicación” del informe firmado, cualquier nuevo financiamiento “es absolutamente nulo”, dijo un primer abogado consultado Eso podría causar un problema para cualquier reestructuración de deuda, dijeron los abogados. El segundo abogado opinó que ello plantea un riesgo en los acuerdos de financiamiento de la compañía con socios y proveedores en sus asociaciones (joint-ventures), en virtud de los cuales las empresas están financiando la producción de barriles incrementales a cambio de control sobre el flujo de caja de las operaciones mejoradas, Tales operaciones no pueden considerarse “financiamiento” según la opinión del primer abogado. La Ley Orgánica de Administración Financiera del Sector Público ha exigido a PDVSA que publique dicho informe dentro de los primeros 15 días hábiles del año. La compañía ha cumplido con su obligación de emitir el informe de deuda, dijeron los abogados. PDVSA publicó la parte financiera del informe en su sitio web el 20 de enero, con una contabilidad denominada en dólares de US $ 41.000 millones de dólares de bonos, certificados de depósito, notas de crédito, créditos, préstamos y rentas financieras adeudadas por PDVSA y sus subsidiarias consolidadas. Sin embargo, a diferencia de años anteriores, no incluyó una nota y firma de los contadores y auditores externos de la compañía, la filial local del gigante de contabilidad KPMG. Más bien, escribió en la parte inferior de la página que “el informe de los contadores públicos independientes … será publicado en los próximos días”. El primer informe fue reemplazado un mes más tarde con un documento casi idéntico, todavía con la misma promesa en letra pequeña. La ley requiere que la mayoría de las entidades estatales se comprometan en operaciones de deuda sólo con el consentimiento de la Asamblea Vacional. Algunas “entidades descentralizadas” están exentas de ese requisito, pero están obligadas a “certificar su capacidad de pago mediante un informe debidamente firmado por un contador” y publicadas en un diario de circulación nacional dentro de los 15 días hábiles posteriores al final de su año fiscal . La propia PDVSA está actuando como si ese requisito se le aplicase, ya que el informe publicado el 20 de enero dijo que estaba siendo emitido de acuerdo con esa sección de la ley. PDVSA no puede emitir nuevos bonos ni realizar otras operaciones de crédito hasta que se publique el informe, dijeron dos abogados consultados y un tercer abogado venezolano. Cualquier transacción realizada fuera de la ley podría ser anulada y las personas responsables de ello podrían estar sujetas a responsabilidad civil, dijo el tercer abogado. Es posible que los contadores se nieguen a firmar por alguna razón, porque los contadores son personalmente responsables de los informes que firman, dijo el primer abogado. Pero KPMG también se puede negar a hacer el trabajo si PDVSA se atrasa en pago al contador, o alguna otra simple razón, dijo el abogado. El informe de la deuda no requiere de auditoría financiera, dijo el segundo abogado. Por el contrario, la ley sólo requiere que un contador registrado firme el documento. El informe de deuda de PDVSA en enero de 2016 recibió una opinión calificada de KPMG, basándose en que PDVSA estaba comenzando a investigar fraudes relacionados con un caso penal de EE.UU. contra los proveedores Roberto Rincón y Abraham Shiera. Más tarde se declararon culpables, y una unidad de PDVSA buscó una compensación de 600 millones de dólares y la ayuda de investigación de Estados Unidos presentándose como víctima de ese crimen. Estados Unidos ha bloqueado hasta ahora ese esfuerzo, alegando que PDVSA también cometió un delito. El 30 de junio de 2016, los contadores finalmente emitieron una opinión sin reservas sobre los estados financieros completos de la compañía, según se informó. La oficina de KPMG en Caracas no respondió a preguntas detalladas enviadas por correo electrónico. PDVSA por política remite todas las preguntas a sus declaraciones publicadas. La escritura para los bonos de referencia de 2017-27-37 de PDVSA requiere que el emisor use los mejores esfuerzos “para cumplir en todo momento con todas las leyes aplicables”. (La Patilla)

 

Detenidos 9 sospechosos de diferentes delitos en operativos de la GNB

Durante operativos de seguridad ciudadana nueve personas involucradas en diferentes delitos fueron detenidas por efectivos del Comando de Zona Especial número 81 de la Guardia Nacional Bolivariana, en distintas jurisdicciones que comprenden la faja petrolífera del Orinoco. El jefe militar, señaló que en la avenida José Antonio Anzoátegui de Anaco, funcionarios adscritos al destacamento 815 detuvieron a José Venancio Rodríguez López de 39 años de edad. Indicó que a este individuo le incautaron nueve rollos de alambre de cobre y ocho recortes de platina de cobre”, para un total de 21 kilogramos de material estratégico presuntamente hurtado. (Globovisión)

 

PDVSA; Pide a Gritos ser Reinventada

Basados en cifras oficiales, los 10 años que sucedieron a 1975 en la naciente PDVSA, son fácilmente tipificados como de reducción sistemática de la producción. Inexplicablemente y mientras esa PDVSA perdía producción, se suscitaban entre 1973 y 1981 eventos geopolíticos (Yom Kippur, revolución Iraní, Guerra Irak-Irán) que promovían el alza inusitada de los precios del barril y un incremento sostenido en la demanda de crudo. Dicha caída de producción fue nada más y nada menos, desde 3.060.000 b/d en 1974 hasta 1.750.000 b/d en 1985, un desplome neto de cerca de 1.300.000 b/d en 11 años de gestión; es decir una caída de 120.000 B/D por cada año. La industria petrolera recién nacionalizada se divorciaba al nacer del interés nacional para marcar su propia agenda. La PDVSA que nacía vivió de hecho una inercia operativa en su más vivida expresión desde las manos de las transnacionales, para justificar lo que mas tarde seria conocido como ese mito urbano llamado “meritocracia”. A partir de 1970 el precio del barril de petróleo inició una formidable evolución, por el aumento del consumo mundial. A este aumento se unió el estallido de la cuarta guerra árabe israelí originando mayor demanda y alza del barril. A finales de 1973 la economía estadounidense entró en una profunda recesión, caída del nivel industrial y agudización del desempleo. Esa depresión se tradujo hacia Venezuela en una disminución de la exportación de crudo, quedando al desnudo lo perverso de la visión “monodependentista” y sumisa de los estrategas de la naciente “meritocracia”. Comenzaba una nueva era en el mundo petrolero, signada por la continua violación de los acuerdos de la OPEP y donde esa PDVSA “meritocratica” jugaría un papel entreguista y fundamental a los intereses de EEUU, al favorecer abiertamente el desplome de los precios del barril y la construcción de lo que mas adelante seria conocido como “Inventarios Estratégicos de Crudo” iniciada en el entorno de 1982. Alrededor de 1987, J. Chacín propuso elevar la producción de PDVSA a 5 MMBD para 1998. Aunque esa propuesta nunca logró a cristalizarse, aun contando con activos relativamente jóvenes para entonces, la PDVSA “meritocratica” logra remontar cierta producción precisamente en medio de un ambiente de abundante oferta y depresión de precios del barril, para alcanzar en 1998 su máxima producción de 3.4 MMBD. El barril se dirigía hacia una imparable caída que tendría su clímax en 1998, cuando nuestra cesta era ya cotizada en cifras cercanas a US$10 por cada barril. Ya en ese mismo año, los inventarios estratégicos de crudo estaban a plenitud, con un volumen almacenado cercano a los 580 millones de barriles de petróleo barato y mayormente subsidiado por PDVSA a espaldas del estado Venezolano. El fin fue claro, endeudar al país, crear dependencia foránea y  asegurar el retorno de las transnacionales para ayudar a “los nativos” a subir la producción. Ese retorno también traería consigo la agenda oculta, de elevar los costos de producción y reducir aun más los ingresos netos de la nación. Asegurarse que los dólares que nos entraban por renta petrolera fuesen centrifugados; reciclados hacia afuera en forma de más dependencia, más barriles y más dólares. Llegado el sabotaje petrolero de diciembre 2002, la producción “instantánea” de crudo es abatida a menos de 180.000 b/d producto del colosal daño infligido tanto a la infraestructura de transporte, manejo y procesamiento, como a la mayor porción de los activos de producción. La nueva PDVSA logra contrarrestar en menos de dos años la caída de producción al superar para 2004 los 3.15 MMBD. Ya para 2008 la nueva PDVSA alcanzaba producir un máximo de 3.22 MMBD. En PDVSA GAS ANACO el efecto del paro promueve el desplome de la producción de gas hacia unos 850 MMPCD, desde un promedio de 1.500 MMPCD previo al mismo. Ya para 2004, la nueva PDVSA había logrado compensar la caída de producción y para 2006-2007, marcaba récords consecutivos al lograr una producción de gas de 1740 MMPCD. A partir de 2008, esa evolución alcanzada con esfuerzo y sacrificio de la nueva PDVSA, da un giro abrupto de 180 grados. PDVSA a partir de 2008 inicia una oscura etapa; una especie de torbellino que amenaza con arrasarla. La PDVSA a partir de 2008 ha visto perder una cifra cercana a 1.000.000 B/D de producción, ha sido objeto de un incremento en sus costos de producción que hoy día supera el 450%, se ha internado en una espiral de desaciertos, de ineficiencia galopante, de marcada corrupción y de una visión de su liderazgo totalmente divorciado de la realidad energética mundial.  A partir de 2008 la producción de crudo comienza a desacelerarse consistentemente, para llegar hoy día a una cifra cercana a los 2 MMBD (OPEP MMBD: 2.25 oficial vs. 2 alterna). Al desplomarse la producción de crudo, la producción de gas al ser en esencia 90% asociada, sufre las consecuencias. PDVSA extrañamente presenta en sus informes de gestión una producción de gas neta en crecimiento, lo cual es inconsistente la caída en la producción de crudo al ser esta mayoritariamente asociada. Sin embargo se explica por un artilugio que incluye el desvío de gas de inyección a producción, ya que lo que notoriamente crece es el gas neto; mas no el gas total. Las segregaciones de crudo dejadas de producir a partir de 2008 son las de mayor valorización en los mercados, mas cotizadas, de mayor calidad; las provenientes de activos liviano/mediano/condensado. Hoy día el 54% de la producción de crudo proviene de activos pesado extrapesado. Como consecuencia de la baja productividad relativa, de la alta frecuencia de intervención de pozos, de la elevada declinación de la producción de los activos Faja del Orinoco y de las necesidades de dilución y mejoramiento, los costos de producción de PDVSA holding se han elevado sustancialmente en un 450%. PDVSA continúa perdiendo no solo espacio en los mercados, sino también solvencia y credibilidad. PDVSA pasó de exportar cerca de 2.75 MMBD en 1999, a cerca de 1.7 MMBD en 2015. Actualmente PDVSA exporta cerca de 1.5 MMBD. De dicho volumen, unos 360 MBD van a pago de financiamiento y no generan flujo de caja, mientras que otros 250 MBD permanecen bajo condiciones de pago desventajosas para el país. Para Enero 2017, las exportaciones a EEUU cayeron a 675 MBD; un mínimo históricos de 25 años. La combinación de la caída persistente en la producción y calidad de sus crudos, aunado a los compromisos contraídos con China han ocasionado perturbaciones recientes en el control de mercado Indio, poniendo en jaque un volumen de exportación cercano a 400 MBD. La sólida concentración mundial de reservas de hidrocarburos no convencionales sensibles a ser desarrolladas y monetizadas a un nivel de precios del barril superior a los US$45-$48, dicta hoy día tanto el techo, como los ciclos de alza y baja del barril. De manera similar, la entrada de Irán y el control indirecto por parte de occidente, de centros de producción otrora en manos de lideres “incómodos” como Libia e Irak, dan calidad de “swing producers” a dichos activos y complican aun mas el panorama. Con todo lo anterior en mente, es obvio entender que la nuestra industria pide a gritos ser intervenida de manera urgente, para dar un giro de 180 grados y construir con premura, las bases que aseguren una rápida reacción ante lo que se avecina; un nuevo orden energético mundial, donde el control hegemónico de los precios del barril migrará hacia segmentos del negocio que posiblemente reposen fuera de la OPEP. Donde los mercados globales exigirán de nuestra industria cada vez mayor eficiencia, mayor compromiso de sus empleados, mayor productividad y mayor ingrediente tecnológico en cada uno de sus componentes. La PDVSA de hoy; esa PDVSA que desde 2008 ha sido destruida de manos de una directiva evidentemente ineficiente, incapaz y visiblemente putrefacta, debe ser intervenida y reinventada de manera urgente, categórica y definitiva. La paz social y la sostenibilidad del país como tal, depende de ello y lo demanda. (Aporrea)

 

Elevarán capacidad operativa de Inveval

La Industria Venezolana Endógena de Válvulas (Inveval)  invertirá este año 10 millones de dólares, para llevar su capacidad operativa al 100% -actualmente se encuentra en 85%-, reparando 6 equipos y adquiriendo el mismo número de máquinas de tecnología avanzada. Así lo informó a El Universal Alcibidades Paz, presidente de la empresa, quien destacó que se reunieron con representantes de la Embajada de Corea del Sur porque dicha nación posee tecnología de punta que les interesa. En las negociaciones esperan integrar, además, la transferencia de conocimiento necesaria. Comentó que han sostenido encuentros con firmas rusas, brasileras e italianas interesadas en invertir en Inveval y con delegaciones de distintos países que quieren reparar sus válvulas en Venezuela. Consultado respecto a las exportaciones, el vocero aseguró que próximamente colocarán el producto en Estados Unidos, Ecuador y Bolivia. Inveval es una empresa bajo control obrero. Se dedica a  fabricar, diseñar, mantener y reparar válvulas industriales  de 2 a 48 pulgadas. Tiene capacidad para reparar 311 unidades mensuales y para construir 4.000 piezas anuales. El producto de Inveval es probado por inspectores al azar, quienes garantizan su calidad antes de ser despachado. La industria repara las válvulas de Pdvsa y sus filiales, así como también de las industrias básicas y de las refinerías que posee Venezuela en Curazao y Aruba. Este año aspiran ampliar su mercado. (El Universal)

 

Eulogio Del Pino supervisó planta de distribución de combustible

El presidente de Petróleos de Venezuela, S.A. (Pdvsa), Eulogio Del Pino, realizó una inspección a las áreas operacionales de la Planta de Distribución de Combustible Guatire, en el estado Miranda, acompañado por los trabajadores y las trabajadoras de esta unidad. En la actividad estuvo acompañado por el vicepresidente de Comercio y Suministro, Ysmel Serrano; el director externo y vocero de la Fase V del Plan Estratégico Socialista (PES), Ricardo León, junto a otras autoridades de la estatal. Durante el recorrido, Del Pino exhortó a los trabajadores a “seguir con el compromiso de mantener la industria petrolera a máximo nivel; en pie de lucha. Esta planta es un ejemplo para toda Pdvsa. Estoy realmente complacido de estar en estas instalaciones, ya que todos sus trabajadores, hombres y mujeres de Mercado Nacional y de la Empresa Nacional de Transporte (ENT), están resteados con la Revolución” (Diario Vea)

 

México concluye primera ronda de licitaciones petroleras en aguas profundas

La reguladora Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de México concluyó este viernes una primera ronda de licitaciones para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas con la firma de siete contratos, informó la Secretaría de Energía. La firma de los últimos siete contratos de la cuarta licitación de la primera Ronda se celebró en Ciudad de México, con la participación del secretario (ministro) mexicano de Energía (Sener), Pedro Joaquín Coldwell. El titular de Energía calificó este día de “un hito para la industria energética nacional”, ya que la conclusión de este proceso implica, en conjunto con el octavo contrato firmado la semana pasada entre Pemex, Inpex y Chevron, una inversión global de US$34.000 millones, “casi cinco veces más de lo que se obtuvo en las tres primeras licitaciones de la Ronda 1”. “México contará con los gigantes de la producción de crudo”, para colocarse a la altura de los países petroleros más desarrollados del mundo, aseveró. El ministro mexicano explicó que los siete contratos rubricados, por igual número de bloques, tienen una superficie de 17.000 kilómetros cuadrados y recursos prospectivos por 2.000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que en términos de inversiones pueden implicar unos US$30.0000 millones en un periodo máximo de 26 años. En cuanto a los recursos prospectivos, señaló que suman US$2.400 millones de petróleo crudo equivalente, 10 veces los recursos prospectivos adjudicados en las primeras tres licitaciones de la Ronda Uno y casi una décima parte del total estimado en aguas profundas del Golfo de México. “Estos datos sirven para ilustrar porqué los medios de comunicación y los expertos llamaron a esta licitación ‘la joya de la corona’”, agregó. El secretario de Energía precisó que el régimen contractual al que las ocho adjudicaciones estarán sujetas es el de licencia, que permite mayor flexibilidad ante las oscilaciones y vaivenes del mercado internacional. Los bloques se adjudicaron en diciembre pasado y se ubican en las zonas “Cinturón Plegado Perdido” y “Cuenca Salina”, en el golfo de México. El comisionado presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda, dijo por su parte que los contratos tienen una duración de 35 años, con posibilidad de prorrogarlos en dos ocasiones, la primera por 10 y la segunda por cinco años. En Cinturón Plegado Perdido las áreas contractuales uno y cuatro fueron entregadas en contrato de licencia a la empresa China Offshore Oil Corporation E&P, mientras que el área 2 la ganaron el consorcio integrado por la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil. En la Cuenca Salina, las áreas 1 y 3 fueron adjudicados al consorcio Stat Oil (Noruega), British Petroleum (Reino Unido) y Total (Francia). El área 4 la ganaron las firmas PC Caligari (Malasia) y Sierra Offshore (México), mientras que el área 5 fue adjudicada al consorcio integrado por Murphy, Ophir (Reino unido), PC Caligari y Sierra Offshore. Pedro Joaquín Coldwell sostuvo que la economía mexicana está en el camino para enfrentar las vicisitudes de un entorno mundial “muy adverso y nos da mucho gusto presenciar que poco a poco más empresas se suman a este sistema industrial diversificado de hidrocarburos que ha dado vida la reforma energética”. (La Comunidad Petrolera)

 

Cuba prevé ahorrar 10.000 toneladas de combustible con horario de verano

El sistema energético de Cuba ha dependido en gran medida desde 2003 del crudo subsidiado que recibe de Venezuela, que llegó a alcanzar los 100.000 barriles diarios; pero debido a la crisis en ese país esa cantidad se ha reducido a unos 55.000 barriles Cuba comenzó a aplicar hoy el llamado “horario de verano”, una medida que permitirá al país caribeño ahorrar unas 10.000 toneladas de combustibles en concepto de generación de electricidad, informó la televisión estatal. La medida va encaminada al mejor aprovechamiento de la luz natural y tiene una incidencia directa en la economía del país durante los ocho meses en los que estará vigente, señaló el reporte. El mayor beneficio para el sistema electroenergético nacional tiene lugar en el denominado “horario pico”, cuando sube la demanda en los hogares cubanos, que se cubre con combustible diesel, el cual resulta más caro que otros para generar electricidad, según explicó una directiva de la Oficina Nacional para el Uso Racional de la Energía (ONURE).Cuando los cubanos adelantaron una hora sus relojes a las cero horas de este domingo pusieron fin al “horario normal”, que estaba vigente desde el pasado 6 de noviembre. A partir de este domingo la isla caribeña mantendrá una diferencia de cuatro horas con el horario internacional (GMT -4), en lugar de las cinco horas que rigen en el “horario normal”. Cuba aplicó por primera vez esta iniciativa el 10 de junio de 1928, pero la medida no tuvo mucha aceptación en aquella época; al año siguiente fue desechado el decreto que lo establecía y solo se implementó de manera sistemática en las últimas cinco décadas. En este momento su puesta en vigor se relaciona con la necesidad de ahorrar combustibles y la reducción del gasto de divisas para adquirir petróleo, cuyo suministro se verá afectado en un 25 %, según han advertido las autoridades cubanas. El sistema energético de Cuba ha dependido en gran medida desde 2003 del crudo subsidiado que recibe de Venezuela, que llegó a alcanzar los 100.000 barriles diarios; pero debido a la crisis en ese país esa cantidad se ha reducido a unos 55.000 barriles. Por ello, el gobierno cubano busca actualmente otras alternativas energéticas y de suministro, además de implementar medidas de ahorro, aunque la isla produce 4 millones de toneladas de petróleo y gas al año que se destinan principalmente a la generación eléctrica, y solo cubre un 50 % del consumo del país. (El Nacional)

 

Piden a Trump bloquear hipoteca de Citgo a rusa Rosneft

Un grupo de ciudadanos venezolano-americanos solicitaron al presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, bloquear el contrato de hipoteca firmado el 30 de noviembre de 2016 entre Pdvsa y la corporación petrolera rusa Rosneft, donde Petróleos de Venezuela entrega el 49.9 % de las acciones de Citgo Corporation a esa firma como garantía de un préstamo de $1.5 millones de dólares. (Entorno Inteligente)

 

En el 2017 se perforarán 5 pozos en el mar

Después de realizar el año pasado inversiones por más de 136 millones de dólares para ejecutar 37.653 kilómetros de sísmica, y a la espera de que las autoridades del sector tengan lista este año la reglamentación técnica y ambiental definitiva para la exploración y explotación de crudo y gas en el mar, para el 2017 ya está claro el panorama de perforación exploratoria en el mar. El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Orlando Velandia, señaló que, además de pozo Purple Angel, a cargo de Anadarko y Ecopetrol, con el que se pudo comprobar la presencia de más gas en el bloque Fuerte Sur, habrá otras cuatro perforaciones de este tipo este año, lo cual es relevante si se tiene en cuenta que cada pozo ‘off shore’ o costa afuera, puede tener un valor aproximado de 100 millones de dólares. Es así como en el mismo contrato Purple Angel, Anadarko realizará la perforación del pozo Gorgon, programada para el segundo trimestre del año. Entre tanto, en el tercer trimestre está planeado que la española Repsol, operadora del bloque RC-11 (área asignada en la Ronda Caribe del 2007), perfore el pozo Siluro, en aguas de La Guajira, mientras para la última parte del año están programados los otros dos pozos. El primero de ellos es Molusco 1, en el bloque RC-9, que opera Ecopetrol en aguas someras de La Guajira, exactamente al norte del campo Chuchupa, en el bloque Guajira, en donde la estatal comparte producción de gas con Chevron. El segundo pozo exploratorio del cuarto trimestre estará a cargo de Petrobras, que opera el bloque Tayrona y lo comparte con Ecopetrol y Repsol, área en la que en diciembre del 2014 se dio el primer hallazgo en aguas profundas del Caribe, con el pozo Orca-1, y que en ese mismo año estuvo considerado como el mayor hallazgo petrolero de América Latina, al encontrar reservas iniciales de gas de 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas).  Este año, la compañía Petrobras planea perforar allí el pozo Brahma. En materia de normas, que son esperadas por la industria para saber bajo qué criterios operar en todas las fases (sísmica, exploración y producción), el presidente de la ANH indicó que se apunta a que hacia finales de marzo tenga lista la nueva minuta del contrato, para que todos los contratos, nuevos y antiguos queden unificados, mientras en el primer semestre del año el objetivo es tener listas las normas técnicas y ambientales para la fase de exploración, ya que para la de producción los tiempos son más holgados. “No queremos escatimar el más mínimo elemento para que se tenga previsto en la regulación, en el entorno ambiental de nuestro mar Caribe. Con la Dimar hemos hecho trabajos conjuntos de la identificación de los recursos, estudios para saber, a la hora de reglamentar, y tener unas líneas base”, indicó Orlando Velandia, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). (El Tiempo)

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