Estados Unidos demanda a BP y otras compañías por el peor desastre ecológico en el país

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Las otras firmas acusadas son filiales de la proveedora de servicios de exploración petrolífera Transocean y de la petrolera Anadarko Petroleum, así como MOEX, filial de la firma de exploración de gas japonesa Mitsui, y la aseguradora de BP, Lloyds de Londres.

La demanda presentada por el Departamento de Justicia en un tribunal de Nueva Orleans no incluye a Halliburton, que inyectó cemento en el pozo Macondo del Golfo que provocó el desastre, ni contra Cameron International, que facilitó equipamiento para el manantial.

La demanda del Gobierno no establece una cantidad a los daños provocados por el desastre, aunque el proceso podría saldarse con pagos multimillonarios. Las leyes estadounidenses establecen sanciones de hasta 4.300 dólares por barril derramado si se comprueba que hubo una negligencia grave. Un escenario de ese tipo podría traducirse en pagos de al menos 21.000 millones de dólares. Si no se comprueba que existió una negligencia grave, la multa podría ascender hasta los 1.100 dólares por barril, casi 5.400 millones de dólares.

El fiscal general de Estados Unidos, Eric Holder, mencionó que las compañías demandadas no tomaron las medidas necesarias para proteger el pozo Macondo antes de la explosión el 20 de abril de la plataforma Deepwater Horizon, que se hundió unos días después del siniestro.

El accidente causó la muerte de once personas y provocó el derrame a las aguas del Golfo de unos 4,9 barriles de crudo durante varios meses, según las estimaciones oficiales. El Gobierno calcula que BP extrajo unos 800.000 barriles de crudo de las aguas del Golfo.

La demanda aduce también que las empresas no utilizaron la tecnología más segura para vigilar las condiciones del manantial y no llevaron a cabo una supervisión constante del mismo.

Además, el Gobierno mantiene en su querella que las firmas demandadas no utilizaron y mantuvieron el equipamiento y los materiales necesarios para asegurar la seguridad y protección del personal, los recursos naturales y el medio ambiente.

«Pretendemos demostrar que estas violaciones causaron o contribuyeron a este derrame petrolífero masivo y que los acusados son por lo tanto responsables (…) de los gastos que asumió el Gobierno, las pérdidas económicas y daños ecológicos», dijo Holder.

El titular de Justicia insistió, además, en que aunque la demanda representa un importante paso adelante, no es «definitivo». «Nuestras investigaciones tanto civiles como penales continúan«, aseguró Holder.

BP ha reservado un total de 40.000 millones de dólares para costear las tareas de limpieza y hacer frente a los litigios por el derrame.

La multinacional petrolífera volvió a registrar beneficios en el tercer trimestre de este año con ganancias de 1.800 millones de dólares tras experimentar pérdidas récord en el segundo trimestre.

El anuncio del Departamento de Justicia llega después de que la Casa Blanca adelantara recientemente que no abrirá nuevas áreas para exploración en la región oriental del Golfo y el litoral del Atlántico, de donde procede el 30 por ciento del crudo de Estados Unidos.

El Gobierno portugués espera las mejores condiciones para vender el 10 por ciento de EDP

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A través de Parpública, entidad que gestiona participaciones accionariales del Estado portugués y que posee todavía el 22,55 por ciento de la compañía eléctrica, el Ejecutivo informó de que prevé llevar a cabo esta venta «muy pronto», aunque no precisó si podrá ser antes de que acabe el año.

De no ser así, el Gobierno no podría cumplir con su objetivo de ingresar 1.200 millones de euros en 2010 por las privatizaciones de tres empresas participadas por el Estado, concretamente la petrolera Galp, el Banco Portugués de Negocios (BPN) y EDP.

Por el momento, sólo ha podido ejecutar la venta de su participación en Galp, que le reportó 900 millones de euros, mientras que, en el caso de BPN, las entidades interesadas declinaron la posibilidad de presentar una oferta debido a las condiciones de venta exigidas por el Gobierno luso.

EDP, que en España controla la firma HC Energía, cuenta entre sus accionistas mayoritarios con Iberdrola (6,79% de los títulos) y Caja de Ahorros de Asturias (5,01%).

En el informe de Parpública sobre sus resultados en los seis primeros meses de 2010, la entidad preveía «concretar durante el segundo semestre las operaciones de reprivatización de cerca del 7 por ciento de Galp y de aproximadamente el 10 por ciento de EDP, a través de dos emisiones de obligaciones permutables por acciones».

Sin embargo, desde la entidad que gestiona las participaciones del Estado luso señalaron que la venta de los títulos de EDP debe llevarse a cabo «al precio y al valor que merezcan los activos» y de acuerdo con las estimaciones del mercado.

De esta forma, indicó, el Ejecutivo luso decide priorizar «el interés financiero y patrimonial de la empresa y del Estado como accionista» en un difícil momento para Portugal.

El Gobierno luso está centrado en su objetivo de rebajar el déficit público para cumplir con las exigencias de Bruselas y calmar la presión de los mercados sobre su deuda soberana.

EDP es una de las empresas en las que el Gobierno portugués todavía mantiene acciones con derechos especiales -o «golden share»- que le permiten bloquear las decisiones más importantes, un privilegio «contrario al derecho comunitario», según el Tribunal de Justicia de la Unión Europea.

La reprivatización de EDP comenzó en 1997 y ésta será su octava fase.

Petersen ejercerá su opción de compra de un 10% de YPF antes de que finalice el año

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Según las fuentes consultadas, fue el propio vicepresidente ejecutivo y director general de YPF, Sebastián Eskenazi, quien reveló las intenciones de Petersen en un cóctel tras el anuncio en Buenos Aires del hallazgo de reservas de gas no convencional en el suroeste argentino por parte de la petrolera.

A finales de 2007 Repsol abrió un proceso para deshacerse de hasta un 45 por ciento de sus acciones en YPF y, como primer paso, en febrero de 2008 le dio entrada en el accionariado al grupo Petersen.

Este grupo controlado por la familia Eskenazi, con activos en el sector bancario y de la construcción, posee actualmente una participación del 15,4 por ciento en la mayor productora de hidrocarburos de Argentina. La opción de compra de un diez por ciento adicional en YPF vence a finales de 2012.

Las acciones de YPF saltaron un 5,20 por ciento en la Bolsa de Buenos Aires tras el hallazgo del yacimiento de gas no convencional, que de momento extiende de seis a 16 años el horizonte de reservas de gas de la petrolera y se inscribe en un programa de inversión lanzado hace un año por la compañía para aumentar su producción e incorporar nuevas reservas.

Repsol, cuyo presidente, Antonio Brufau, dijo que la estrategia de YPF «está siendo valorada positivamente por los inversores internacionales y ha despertado un creciente interés en los mercados».

El grupo español añadió que ese interés «se ha traducido en importantes transacciones de títulos de YPF en Wall Street y en el actual proceso de incorporación de YPF al índice Latibex de la Bolsa de Madrid».

El pasado 25 de noviembre Repsol registró ante la Comisión de Valores de los Estados Unidos (SEC) una solicitud para vender hasta un 15 por ciento de su participación mayoritaria en YPF.

Antes, el pasado 5 de noviembre, YPF había comunicado a la autoridad bursátil argentina la decisión de incorporar acciones de la compañía que cotizan en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires al Latibex, el mercado español de valores latinoamericanos.

Al participar en el anuncio del descubrimiento de gas no convencional, la presidenta argentina, Cristina Fernández, destacó que el «management de YPF ha cambiado sustancialmente a partir de la incorporación de un socio argentino», con lo que «obviamente la gestión mejora».

En los primeros nueves meses del año la petrolera argentina registró una ganancia neta de 4.580 millones de pesos (1.145 millones de dólares), un 121,2 por ciento más que en igual período de 2009.

Al 30 de septiembre pasado, el patrimonio neto de la sociedad ascendía a 21.283 millones de pesos (5.323,2 millones de dólares).

México construirá el mayor banco de energía del mundo

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El depósito estará orientado a la conservación de la energía producida por fuentes renovables y se erigirá en Mexicali (norte del país), el «Silicon Valley» mexicano, según definió el mandatario en la cumbre global sobre el clima que se celebra en Cancún.

El banco energético almacenará, en un principio, la producción de los aerogeneradores y una planta geotérmica ubicados en la zona, y pone la vista en el proyecto de captura de energía solar derivada de la concentración de calor en las regiones desérticas próximas.

La inversión supondrá «un cambio en los mercados de electricidad tanto de México como de California», indicó Felipe Calderón, que esperó también aumentar la eficiencia energética y la optimización del uso de la red de distribución en el país.

Asimismo, convertirá a México en «un referente tecnológico en almacenamiento de energía en el mundo», añadió. El país reformula actualmente su modelo de suministro eléctrico, tras el cierre de una de las empresas públicas que se encargaban de esta labor -con instalaciones en casos obsoletas tecnológicamente- y la toma de sus funciones por parte de otra.

Básicamente, el porqué del banco estará en almacenar las energías producidas por fuentes renovables cuando ésta se genere y canalizarlas posteriormente a la red para uso de los consumidores cuando sea necesario.

Será así, un respaldo para la intermitencia de las fuentes sustentables de energía, apuntó Calderón, y contra las complicaciones y encarecimientos derivados de esta característica intrínseca.

El anuncio tuvo lugar en Green Solutions, un espacio para la presentación de propuestas e iniciativas de negocio en el marco de la XVI Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas de Cambio Climático (COP16).

El presidente afirmó que existe la perspectiva de inversiones por parte de diversas empresas -Iberdrola, Eriksson y Chrysler, entre otras- por un total de 2.200 millones de dólares.

Iberdrola estima invertir en México unos 400 millones de dólares entre 2011 y 2012

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Según informa la eléctrica, así lo ha trasladado su presidente, Ignacio Galán, al presidente de México, Felipe Calderón, en un encuentro celebrado en Cancún, donde ambos han participado en el Ciclo de Conferencias Green Solutions @COP 16, organizado con motivo de la celebración de la XVI Conferencia de la ONU sobre Cambio Climático.

Galán ha expuesto a Calderón los proyectos de la empresa en el país, en el que ya acumula una inversión de 2.700 millones de dólares y su importancia como vector de crecimiento de Ibedrola.

Iberdrola es un operador eléctrico de referencia en México, donde, aparte de pionero en el desarrollo de las energías renovables, es el líder privado en generación (produce el 14,5% de toda la electricidad) y una pieza clave en la mejora y ampliación de las redes de distribución.

Dispone en la actualidad de unos 770 empleados en este país, cuenta con una potencia instalada de más de 5.000 megavatios (MW), principalmente mediante centrales de ciclo combinado de gas.

Asimismo, a través de Iberdrola renovables dispone de 80 MW eólicos ya operativos, en el parque de La Ventosa, y está construyendo el de La Venta III, que le proporcionará en breve otros 103 MW de potencia instalada.

Gas Natural Fenosa acuerda comprar en Estados Unidos gas natural no convencional

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«EEUU ha revolucionado el sector con el desarrollo del gas no convencional. Con este memorando de entendimiento nos garantizamos la compra a largo plazo de un suministro que puede ascender a 2 bcm en uno de los primeros intentos de sacar gas de ese país«, explicó el consejero delegado de GNF, Rafael Villaseca.

En una rueda de prensa en Nueva York, donde viajó para recibir el premio de Platts Glogal Energy al mejor consejero delegado del año, Villaseca anunció la firma de este acuerdo, que puede garantizarle un contrato de en torno a 800 millones de dólares anuales a partir de la entrada en funcionamiento de la planta, prevista para 2017.

GNF quiere «garantizarse la presencia en este mercado y otra fuente de suministro, porque irá directo al mercado europeo y desde luego a España, que está llena de plantas que pueden recibir ese gas», explicó el directivo.

«Tenemos que prepararnos para el aumento del consumo de gas«, ya que «si China e India recuperan sus ritmos de crecimiento, la demanda energética crecerá a medio plazo», y a la vez «queremos diversificar nuestra cartera de suministro, donde ahora contamos con diez o doce países» y que en la actualidad ronda los 35 bcm.

En ese sentido, se mostró convencido de que «la crisis pasará», por lo que GNF ve interesante garantizarse la reserva de suministro en el proyecto que Cheniere está impulsando de transformar una planta de regasificación para hacerla «bidireccional» y donde también se pueda licuar el gas para la exportación.

«EEUU antes era un importador neto de gas natural pese a sus enormes yacimientos, pero la situación ha pegado un vuelco con el desarrollo del gas no convencional extraído de esquistos y pizarras, muchas veces ligado a estratos de los que antes no se podía extraer gas porque la tecnología no lo permitía», detalló Villaseca.

El responsable de GNF destacó además que este mercado está creciendo en este país al 7% anual, lo que «es una barbaridad».

Así, EEUU es cada vez menos importador de gas, «lo que ha sido una revolución mundial, porque muchos países estaban desarrollando centrales de licuefacción para enviar gas al mercado estadounidense y se han encontrado que la demanda ya no es tanta«.

«Ello se ha juntado con la crisis del mercado europeo y asiático en 2009, al tiempo que Canadá está poniendo en el mercado cada vez más gas no convencional», apuntó Villaseca, para quien «no hay ninguna duda de que en tres o cuatro años este tipo de gas será una de las piezas fundamentales (en el sector), porque en realidad ya lo es, ya que EEUU ha cambiado el mundo«.

Al respecto, señaló que «muchas centrales de regasificación de la costa este de EEUU que se pensaron para recibir barcos de gas estudian reutilizarse para poder vender gas a otros países».

El acuerdo con Cheniere, que de momento no es vinculante, supone la primera incursión de GNF en el gas no convencional, «uno de los puntos más excitantes de panorama gasista mundial», según Villaseca.

«Es verdad que algunas tecnologías que permiten hacer gas natural no convencional consumen bastante agua, aunque mucha se recupera, pero no hay duda de que se ha descubierto otra manera de obtener gas en el mundo y eso va a dar un juego importante«.

Para Villaseca, quien detalló que el inicio de las obras de transformación de la planta están previstas para 2012, «estar ligados a este proyecto es una excelente oportunidad y significa entrar en la gran revolución del mundo del gas».

Incluso apuntó que probablemente sea la primera planta que tendrá capacidad para actuar en las dos direcciones, «una novedad tecnológica de enorme magnitud», y no se mostró preocupado por la polémica que genera el desarrollo de gas pizarra.

«El gas pizarra es una forma de gas no convencional, pero hay otras. Está claro que habrá que regularlo, para controlar el consumo de agua y las condiciones de vertido del agua sobrante. Es verdad que el debate está abierto, pero se encontrarán las restricciones razonables para que se pueda desarrollar sin acometer atentados insostenibles contra el medioambiente».

EDP conserva su capacidad de financiación externa, pese a la crisis de deuda soberana

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En declaraciones a los periodistas, Antonio Mexia recordó que su empresa es una de las pocas en Portugal que mantiene una clasificación «A» entre las principales agencias de evaluación de riesgo, aspecto «fundamental» para la propia empresa y para el país.

Portugal, que vive su peor crisis económica desde la instauración de la democracia en 1974, ha registrado intereses récord de su deuda soberana a diez años -indicador para medir la confianza de los mercados- y han llegado a sobrepasar el 7,3 por ciento en el último mes por las dudas acerca de la situación financiera del país.

El presidente de EDP reconoció que la subida de los «spreads» (diferenciales) tiene un impacto para todas las compañías con base en países como Portugal, España, Irlanda e Italia, ya que repercute en el aumento del coste del dinero, apreció.

Sin embargo, reiteró que este año, a pesar de la crisis, EDP espera «un resultado encima del resultado del año pasado, que ya era el mejor de su historia» gracias a que la empresa opera en 12 países, entre ellos Brasil, Estados Unidos y España.

Los beneficios de la eléctrica subieron un 3,5% en los primeros nueve meses de 2010, en relación a ese periodo de 2009, y se situaron en 774 millones de euros.

EDP, que en España controla HC Energía, está participada, entre otras, por la estatal Parpública con un 20,05%; Iberdrola con 6,79%; la Caixa Geral de Depósitos (CGD) con 5,71%; y la Caja de Ahorros de Asturias con un 5,01%.

E.On pone en marcha una central de ciclo combinado en Rusia de 400 megavatios

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Según informó la energética alemana, para conmemorar la inauguración se celebró un acto de apertura al que asistieron el viceprimer ministro de la Federación Rusa, Igor Setchin; el viceministro de Energía de Rusia, Andrey Shishkin, y el comisario de Energía de la Unión Europea, Günther Oettinger.

Según explicó Bernhard Reutersberg, miembro del Consejo de Administración de E.On, se trata de la central eléctrica «más eficiente y moderna de Rusia», con una eficiencia de alrededor del 56%.

Por su parte, el consejero delegado de E.On Rusia, Sergei Tazin,, indicó que «este proyecto es el exitoso resultado de una cooperación efectiva y amistosa con el gobierno ruso. El Gobierno ha demostrado una gran fiabilidad al cumplir sus promesas de liberalizar el mercado energético nacional. E.On, que ha sido el primer inversor estratégico en entrar en el mercado energético ruso en relación con la privatización y la liberalización del mercado».

Con esta central eléctrica, las emisiones de dióxido de carbono se pueden reducir en más de un millón de toneladas para el final de 2012 . De hecho, este proyecto recibió recientemente el reconocimiento de la ONU como el primer proyecto ruso de implantación conjunta acorde a los mecanismos del protocolo de Kyoto.

Además de la central eléctrica encargada en Shatura, E.On está poniendo en marcha otros tres centros en Rusia, como parte de su programa de inversión que se eleva a 2.300 millones de euros. En conjunto, E.On aumentará sus capacidades de centrales eléctricas en Rusia en 2.400 MW, a un total de 11.000 MW.

La gasolina y el gasóleo han bajado hasta un 1,5 por ciento

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En concreto, el precio del litro de gasolina se situó en 1,190 euros y queda a apenas 0,6 céntimos de distancia del máximo anual de la semana pasada, de 1,196 euros.

Por su parte, el gasóleo marca un precio de 1,116 euros el litro que, pese a situarse por debajo del máximo de la semana pasada, es el segundo mayor de los registrados en lo que va de 2010.

Con respecto a principios de año, el precio del litro de gasolina se ha encarecido un 9,2%, mientras que el gasóleo es un 13% más caro que en enero.

El descenso en el precio de los dos combustibles de automoción de referencia coincide con un abaratamiento del crudo en los mercados internacionales. El barril de Brent, de referencia en Europa, cotizaba este miércoles a 83,65 dólares, frente a 84,62 dólares de hace una semana, mientras que el Texas norteamericano se situaba en 81,70 dólares, frente a 81,71 dólares.

Los precios de venta al público de los carburantes en España se encuentran, pese a las subidas que llevan acumuladas en el año, por debajo de la media europea. Así, la gasolina alcanza los 1,350 euros el litro en la Unión Europea de los 27 y los 1,368 euros en la zona euro. En el caso del gasóleo, el precio se sitúa en 1,208 euros en la Unión Europea de los 27 y en 1,190 euros en la eurozona.

Sin embargo, Facua-Consumidores en Acción denuncia que los precios de los combustibles antes de impuestos son mayores en España y ha solicitado a la Comisión Nacional de la Competencia (CNC) y a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) que abran una investigación sobre el sector de las gasolinas.

Ecuador acaba renegociación de sus contratos petroleros: Repsol se queda «in extremis» y Petrobras se marcha del país

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Las cuatro compañías no aceptaron las condiciones que presentó el Gobierno, que pretende incrementar sus ingresos y embolsarse cualquier subida extraordinaria en el precio del petróleo.

Ecuador logró convencer al filo de la fecha límite a la hispano-argentina Repsol-YPF de que se quedara, tanto es así que los documentos del acuerdo no estaban listos para su firma durante la ceremonia en el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables que clausuró las negociaciones.

El titular de ese Ministerio, Wilson Pástor, dijo que con los nuevos contratos la renta petrolera que recibe el Estado pasará del 70% actual al 80%, mientras que el resto irá a las empresas privadas.

Eso significará un aumento de 5.350 millones de dólares en ingresos actualizados para el erario público durante el período de vigencia de los contratos, según sus cálculos.

Además, las compañías se han comprometido a invertir 1.207 millones de dólares, de acuerdo con Pástor, quien indicó en la ceremonia que los resultados de la renegociación «son muy favorables para los intereses del país».

Las empresas que suscribieron los nuevos acuerdos fueron la chilena Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), la italiana Agip y las chinas Andes Petroleum y Petroriental, además de Repsol-YPF. Los rechazaron la coreana Canada Grande, la estadounidense EDC y la china CNPC, junto con Petrobras. En su conjunto las empresas que se irán representan el 14% del bombeo privado de petróleo del país, según Pástor.

El ministro Coordinador Sectores Estratégicos, Jorge Glas, dijo que con las empresas que se van «se ha planteado una transición ordenada para que las operaciones pasen a manos del Estado ecuatoriano, a manos de Petroecuador». Pástor indicó que esa transición durará un máximo de 120 días, durante los cuales se hará un inventario de sus activos y una auditoría ambiental, de forma que se determine un «valor de mercado» que el Estado les pagará como compensación.

Las empresas tienen derecho a demandar a Ecuador en un tribunal internacional de resolución de disputas comerciales, pues el país ha puesto punto final a los contratos antes de su vencimiento. Pástor dijo que el Gobierno no prevé «en este momento» que ninguna de las compañías opte por esa vía, dado que pretende darles una compensación «justa».

Según el nuevo modelo de contrato, el Estado es el dueño de todo el petróleo que bombean las empresas privadas, a las que paga una tarifa fija por cada barril extraído que incorpora una rentabilidad para ellas de en torno al 15%. De este modo, cualquier subida en el precio del petróleo redunda en beneficio de Ecuador, al tiempo que las empresas tienen un incentivo para reducir sus costos, según Pástor.

Petrobras no aceptó la tarifa que le ofreció el Gobierno, así como algunas de las cláusulas legales de los contratos, que restringen la capacidad de las empresas de presentar demandas contra el Estado por incumplimiento de contrato.

La empresa brasileña opera el Bloque 18 y el campo unificado Palo Azul, en la Amazonía ecuatoriana, de donde extrae unos 20.000 barriles diarios de crudo.

Todas las compañías que se quedarán en Ecuador aceptaron ganar menos o un valor similar al actual por el petróleo extraído al precio actual, excepto Repsol-YPF, para la que la negociación significará un aumento de 2,7 dólares por barril en sus ingresos.

El Gobierno hizo esa concesión «debido a las importantes nuevas inversiones» garantizadas por la compañía, que ascenderán a 293 millones de dólares (282 millones en el área del bloque petrolero en el que opera y 11 millones en áreas de exploración) en los próximos ocho años.

Gracias a esa inversión, las reservas probadas se incrementarán en 14,1 millones de barriles y se prevé un potencial de incremento de producción de 5.000 barriles al día, con un riesgo exploratorio del 50%, según el Ministerio.

En las negociaciones con la empresa intervino el propio presidente de Ecuador, Rafael Correa, quien recibió a sus responsables, según confirmó una fuente gubernamental. Eso ayudó a evitar que Repsol-YPF siguiera el camino de Petrobras.

Repsol, satisfecha por el acuerdo alcanzado

Por su parte, Repsol YPF expresó su satisfacción por el acuerdo alcanzado con el Gobierno de Ecuador que supone elevar el precio al que Ecuador le compra el petróleo que extrae en el país desde los 33,22 a los 35,95 dólares por barril, «debido a las importantes nuevas inversiones».

Esto permitirá al Estado obtener 349 millones adicionales de beneficio neto actualizado, sin considerar la posible producción de los campos exploratorios, bajo el supuesto de que el precio medio del petróleo se sitúe en 78 dólares por barril.

A finales de 2009, Repsol contaba en Ecuador con derechos mineros sobre dos bloques de desarrollo que abarcan una superficie neta de 1.210 kilómetros cuadrados.

El año pasado, su producción neta en el país fue de fue de 16.175 barriles de petróleo al día, y las reservas probadas netas de crudo se estimaban en 10,8 Mbbl (millones de barriles de petróleo).

Eni amplia su contrato de explotación hasta el 2023

Asimismo, el grupo de hidrocarburos italiano Eni anunció la ampliación hasta el 2023 de su contrato de explotación en el yacimiento ecuatoriano de Villano, a unos 260 kilómetros al sureste de Quito.

Según informa, Eni firmó con el Gobierno de Ecuador en la capital del país latinoamericano un nuevo contrato de servicio, que prevé «una remuneración fija que incluye los costes de producción y nuevas inversiones, como está previsto en la nueva ley de hidrocarburos».

Este nuevo acuerdo, en el que se enmarcan los cerca de 50 millones de barriles de petróleo que Eni tiene aún por «recuperar», contempla además la extensión del área en el que opera la italiana a una nueva zona «con potencial de exploración» en el campo de Oglan, a unos 7 kilómetros de la central de tratamiento de Villano y en la que se calculan unos 300 millones de barriles de petróleo.

Eni, a través de su subsidiaria Agip Oil Ecuador y que está presente en el país latinoamericano desde 1988, opera desde 2000 en el yacimiento de Villano, donde se producen actualmente unos 18.000 barriles de petróleo cada día.