El ministro de Recursos No Renovables, Wilson Pástor, dio a conocer ayer que en los casos de Petrobras y EDC se acordó que personal técnico de las empresas apoyaran 30 días para que no baje la producción en los campos.
En el bloque 3 del golfo de Guayaquil, donde opera EDC, se cuenta además con la asesoría de dos especialistas chilenos. Este bloque pasará a manos de Petroecuador junto con 32 personas que trabajaban en la compañía.
Respecto de la liquidación del contrato con EDC, el Régimen negoció en conjunto la compra de la central termoeléctrica Machala Power, la cual consumía el gas que EDC producía en el golfo de Guayaquil. Las inversiones en esta planta también eran del mismo grupo empresarial, Noble Energy.
Pástor explicó que era inviable dejar abierta una relación contractual con Machala Power, mientras que con EDC se terminaba la relación contractual.
Según el viceministro de Petróleos, Carlos Pareja Yanuzelli, ya se ha fijado un precio por la compra de ambas compañías pero no quiso dar a conocer una cifra hasta que no se firme el acuerdo.
Sin embargo, detalló que la operación de Machala Power pasará a manos de la Corporación Eléctrica del Ecuador, Celec.
Con este arreglo quedará archivado el proceso de caducidad que el Estado llevaba en contra de EDC y se descartó una demanda arbitral de parte de la empresa.
El ministro Pástor acudió ayer a las oficinas de la compañía brasileña Petrobras, en el norte de Quito, para comunicar a sus directivos que 230 trabajadores pasarán a la nómina de la estatal Petroamazonas.
La petrolera estatal operará el bloque 18 y el campo unificado Palo Azul, que mantenía Petrobras, de capital público y privado.
Para mantener la producción y realizar nuevas exploraciones en el área, Petroamazonas prevé invertir al menos USD 120 millones en los próximos años.
El valor de referencia de las inversiones no amortizadas por Petrobras asciende a USD 163 millones. Sin embargo, la liquidación del contrato deberá ser objeto de negociación.
Pástor especificó que Petrobras está de acuerdo con diseñar un plan de pagos para que la salida de la empresa no implique un duro golpe en el Presupuesto General del Estado ecuatoriano.
Respecto de la coreana Canadá Grande, las operaciones del bloque 1, que tenía a su cargo, pasarán a manos de Petroecuador. Pero se evalúa negociar próximamente su operación con una empresa estatal extranjera.
Todavía queda pendiente la negociación del valor de este contrato, al igual que el de la explotación del bloque 11, operado por la estatal china CNPC.
Aún se evalúa si estos campos serán licitados o negociados directamente con una estatal extranjera para su desarrollo.
El presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de Pichincha, Gustavo Pinto, señaló que la mayoría de técnicos que operaban los campos de las compañías que dejarán el país son ecuatorianos, por lo que no habría problemas en las operaciones.
Sin embargo, presentó varias interrogantes al proceso de renegociación que terminó la medianoche del martes pasado. Señaló que se debe entregar un sustento técnico de por qué hay tanta diferencia entre la tarifa acordada a Enap (USD 16 a USD 20) y las que se arregló con otras compañías por USD 35. Tampoco se ha explicado por qué se ampliaron los plazos de los contratos y por qué el aumento de inversiones no ha sido significativo.
En el bloque 3 del golfo de Guayaquil, donde opera EDC, se cuenta además con la asesoría de dos especialistas chilenos. Este bloque pasará a manos de Petroecuador junto con 32 personas que trabajaban en la compañía.
Respecto de la liquidación del contrato con EDC, el Régimen negoció en conjunto la compra de la central termoeléctrica Machala Power, la cual consumía el gas que EDC producía en el golfo de Guayaquil. Las inversiones en esta planta también eran del mismo grupo empresarial, Noble Energy.
Pástor explicó que era inviable dejar abierta una relación contractual con Machala Power, mientras que con EDC se terminaba la relación contractual.
Según el viceministro de Petróleos, Carlos Pareja Yanuzelli, ya se ha fijado un precio por la compra de ambas compañías pero no quiso dar a conocer una cifra hasta que no se firme el acuerdo.
Sin embargo, detalló que la operación de Machala Power pasará a manos de la Corporación Eléctrica del Ecuador, Celec.
Con este arreglo quedará archivado el proceso de caducidad que el Estado llevaba en contra de EDC y se descartó una demanda arbitral de parte de la empresa.
El ministro Pástor acudió ayer a las oficinas de la compañía brasileña Petrobras, en el norte de Quito, para comunicar a sus directivos que 230 trabajadores pasarán a la nómina de la estatal Petroamazonas.
La petrolera estatal operará el bloque 18 y el campo unificado Palo Azul, que mantenía Petrobras, de capital público y privado.
Para mantener la producción y realizar nuevas exploraciones en el área, Petroamazonas prevé invertir al menos USD 120 millones en los próximos años.
El valor de referencia de las inversiones no amortizadas por Petrobras asciende a USD 163 millones. Sin embargo, la liquidación del contrato deberá ser objeto de negociación.
Pástor especificó que Petrobras está de acuerdo con diseñar un plan de pagos para que la salida de la empresa no implique un duro golpe en el Presupuesto General del Estado ecuatoriano.
Respecto de la coreana Canadá Grande, las operaciones del bloque 1, que tenía a su cargo, pasarán a manos de Petroecuador. Pero se evalúa negociar próximamente su operación con una empresa estatal extranjera.
Todavía queda pendiente la negociación del valor de este contrato, al igual que el de la explotación del bloque 11, operado por la estatal china CNPC.
Aún se evalúa si estos campos serán licitados o negociados directamente con una estatal extranjera para su desarrollo.
El presidente del Colegio de Ingenieros Petroleros de Pichincha, Gustavo Pinto, señaló que la mayoría de técnicos que operaban los campos de las compañías que dejarán el país son ecuatorianos, por lo que no habría problemas en las operaciones.
Sin embargo, presentó varias interrogantes al proceso de renegociación que terminó la medianoche del martes pasado. Señaló que se debe entregar un sustento técnico de por qué hay tanta diferencia entre la tarifa acordada a Enap (USD 16 a USD 20) y las que se arregló con otras compañías por USD 35. Tampoco se ha explicado por qué se ampliaron los plazos de los contratos y por qué el aumento de inversiones no ha sido significativo.
