miércoles, 29 de mayo de 2019
martes, 28 de mayo de 2019
miércoles, 22 de mayo de 2019
Producción de gas cae un 25%, las regiones calculan regalías
Brasil sigue nominando gas por debajo de lo estipulado en contrato – que expira en un mes -, mientras que Argentina se ha ceñido escrupulosamente a solicitar los mínimos establecidos en el anexo al contrato autorizado a la baja y firmado definitivamente en febrero. El resultado es una producción promedio de 42 millones de metros cúbicos de gas al día (MMmcd), una cifra sensiblemente inferior al promedio de 2018, donde se alcanzaron picos de 57-58 millones de metros cúbicos hasta agosto, fecha en la que Argentina empezó a aplicar una estrategia agresiva para forzar la reducción de volúmenes. Aproximadamente es un 25 por ciento inferior respecto al mayo del año anterior, donde se produjeron 56 MMmcd, que tendrá impacto en las regalías.
El informe de la secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija de la última semana de abril y la primera de mayo también muestra que Incahuasi ha desplazado a Margarita – Tarija como principal campo productor, fundamentalmente por el ajuste del pozo tarijeño en su entrega de gas a Argentina, que redujo nominaciones, pero también ha que ha ocupado el espacio abierto en la provisión a Brasil por el declive de San Alberto.
Producción
Entre abril y mayo la producción de gas en el país se fijó en 40 millones de metros cúbicos de gas al día; un 25% menos que en 2018
Datos congelados
El gráfico del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, que ofrece datos con meses de retraso, se ha quedado fijado en febrero, donde muestra una producción de 52 millones de metros cúbicos diarios, que se reparten por departamento con el siguiente detalle: Tarija 28; Santa Cruz 16; Chuquisaca 6,5 y Cochabamba 1,3.
En febrero, el ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez aceptó finalmente firmar el anexo al contrato que redujo los volúmenes de venta a 11 obligatorios durante siete meses de verano, y elevaba a 16 en mayo y septiembre y 18 en los centrales de invierno. La fórmula de cálculo eleva el precio a partir de ciertos volúmenes, pero Argentina no tiene intención de superar los mínimos, como reflejan los datos de la secretaría de Hidrocarburos de los meses de abril y mayo.
Argentina prevé ahorrar 450 millones de dólares del contrato con Bolivia luego de haber subsidiado generosamente la producción no convencional en Vaca Muerta. La renegociación se aceptó luego de que el Gobierno argentino dejara de pagar desde mayo hasta octubre las facturas de gas, provocando una ejecución de boleta que además interpretaron como una declaración de guerra, pues los siguientes meses redujeron de 20 a 6 millones de metros cúbicos las nominaciones de gas provocando incluso daños en el sistema productivo boliviano como reconoció el Ministerio.
El repunte de febrero tiene que ver con las multas por los cálculos de volúmenes globales contemplados en contrato; pues en los meses siguientes se ha estabilizado la nominación en lo firmado.
Tarija, a la espera del Jaguar X6
Después de que el pozo Boyuy X2 no se materializara como un gran pozo productor comercial – algo que los operadores todavía buscan -, las esperanzas de encontrar un gran campo en Tarija pasan por el Jaguar X6, cuya perforación inició hace exactamente un año en el área de Huacareta, al oeste de Entre Ríos.
El área ingresa en un porcentaje en la Reserva de Tariquía, si bien el pozo es perforado en San Diego, que no está en el área protegida. El jefe de operaciones de Shell en Bolivia, Orlando Vaca, señaló hace un año que se pretendían alcanzar los 4.600 metros de profundidad para encontrar Huamapampa, para lo que se invertirían unos 70 millones de dólares. Por lo general, esas profundidades podrían haberse alcanzado en ocho – diez meses, pero hasta el momento no hay informe oficial.
El caso brasilero
Desde finales de abril, Petrobras, que opera el contrato de compra venta con Bolivia, nomina apenas 12 millones de metros cúbicos de gas al día. El contrato vigente permite máximos de 30 millones de metros cúbicos y mínimos de 24, si bien también existen posibilidades de compensar al mes y al año, a pesar del daño que este sistema hace a la producción en el país.
El contrato finaliza en junio de 2019 y de momento no ha habido una reunión de alto nivel que aclare el futuro del mismo. El operador brasilero ha cursado multas en 2018 por incumplimientos y los organismos políticos, como la Agencia Nacional del Petróleo, fuertemente influenciado por el gobierno de Jair Bolsonaro, han recomendado recortar las nominaciones bolivianas y ha puesto en tela de juicio la capacidad de cumplir con el contrato. Del otro lado, el Ministerio de Hidrocarburos ha asegurado que el contrato se ampliará hasta que se cumpla con la entrega de 1,7 Trillones de Pies Cúbicos de gas que en principio faltan por enviar según contrato. El ministro Luis Alberto Sánchez también salió a aclarar que ese volumen no ha sido cobrado con anterioridad – por las cláusulas de toma o paga – y que por tanto se seguirán recibiendo recursos y regalías.
En los últimos meses el Ministerio ha escenificado diferentes firmas de convenio de intenciones con empresas privadas o entre las Shell de Bolivia y Brasil para garantizar la venta del energético más allá de lo que suceda con el contrato principal. También ha habido acercamientos con los gobiernos de Estados federados, como el del Mato Grosso, y generalidades sobre la posibilidad de que YPFB utilice el ducto tendido para distribuir directamente gas en el mercado brasilero como cualquier operador privado. En cualquier caso, y hasta que se cierren los términos del contrato principal, el escenario sigue abierto.
El informe de la secretaría de Hidrocarburos de la Gobernación de Tarija de la última semana de abril y la primera de mayo también muestra que Incahuasi ha desplazado a Margarita – Tarija como principal campo productor, fundamentalmente por el ajuste del pozo tarijeño en su entrega de gas a Argentina, que redujo nominaciones, pero también ha que ha ocupado el espacio abierto en la provisión a Brasil por el declive de San Alberto.
Producción
Entre abril y mayo la producción de gas en el país se fijó en 40 millones de metros cúbicos de gas al día; un 25% menos que en 2018
Datos congelados
El gráfico del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, que ofrece datos con meses de retraso, se ha quedado fijado en febrero, donde muestra una producción de 52 millones de metros cúbicos diarios, que se reparten por departamento con el siguiente detalle: Tarija 28; Santa Cruz 16; Chuquisaca 6,5 y Cochabamba 1,3.
En febrero, el ministro de Hidrocarburos Luis Alberto Sánchez aceptó finalmente firmar el anexo al contrato que redujo los volúmenes de venta a 11 obligatorios durante siete meses de verano, y elevaba a 16 en mayo y septiembre y 18 en los centrales de invierno. La fórmula de cálculo eleva el precio a partir de ciertos volúmenes, pero Argentina no tiene intención de superar los mínimos, como reflejan los datos de la secretaría de Hidrocarburos de los meses de abril y mayo.
Argentina prevé ahorrar 450 millones de dólares del contrato con Bolivia luego de haber subsidiado generosamente la producción no convencional en Vaca Muerta. La renegociación se aceptó luego de que el Gobierno argentino dejara de pagar desde mayo hasta octubre las facturas de gas, provocando una ejecución de boleta que además interpretaron como una declaración de guerra, pues los siguientes meses redujeron de 20 a 6 millones de metros cúbicos las nominaciones de gas provocando incluso daños en el sistema productivo boliviano como reconoció el Ministerio.
El repunte de febrero tiene que ver con las multas por los cálculos de volúmenes globales contemplados en contrato; pues en los meses siguientes se ha estabilizado la nominación en lo firmado.
Tarija, a la espera del Jaguar X6
Después de que el pozo Boyuy X2 no se materializara como un gran pozo productor comercial – algo que los operadores todavía buscan -, las esperanzas de encontrar un gran campo en Tarija pasan por el Jaguar X6, cuya perforación inició hace exactamente un año en el área de Huacareta, al oeste de Entre Ríos.
El área ingresa en un porcentaje en la Reserva de Tariquía, si bien el pozo es perforado en San Diego, que no está en el área protegida. El jefe de operaciones de Shell en Bolivia, Orlando Vaca, señaló hace un año que se pretendían alcanzar los 4.600 metros de profundidad para encontrar Huamapampa, para lo que se invertirían unos 70 millones de dólares. Por lo general, esas profundidades podrían haberse alcanzado en ocho – diez meses, pero hasta el momento no hay informe oficial.
El caso brasilero
Desde finales de abril, Petrobras, que opera el contrato de compra venta con Bolivia, nomina apenas 12 millones de metros cúbicos de gas al día. El contrato vigente permite máximos de 30 millones de metros cúbicos y mínimos de 24, si bien también existen posibilidades de compensar al mes y al año, a pesar del daño que este sistema hace a la producción en el país.
El contrato finaliza en junio de 2019 y de momento no ha habido una reunión de alto nivel que aclare el futuro del mismo. El operador brasilero ha cursado multas en 2018 por incumplimientos y los organismos políticos, como la Agencia Nacional del Petróleo, fuertemente influenciado por el gobierno de Jair Bolsonaro, han recomendado recortar las nominaciones bolivianas y ha puesto en tela de juicio la capacidad de cumplir con el contrato. Del otro lado, el Ministerio de Hidrocarburos ha asegurado que el contrato se ampliará hasta que se cumpla con la entrega de 1,7 Trillones de Pies Cúbicos de gas que en principio faltan por enviar según contrato. El ministro Luis Alberto Sánchez también salió a aclarar que ese volumen no ha sido cobrado con anterioridad – por las cláusulas de toma o paga – y que por tanto se seguirán recibiendo recursos y regalías.
En los últimos meses el Ministerio ha escenificado diferentes firmas de convenio de intenciones con empresas privadas o entre las Shell de Bolivia y Brasil para garantizar la venta del energético más allá de lo que suceda con el contrato principal. También ha habido acercamientos con los gobiernos de Estados federados, como el del Mato Grosso, y generalidades sobre la posibilidad de que YPFB utilice el ducto tendido para distribuir directamente gas en el mercado brasilero como cualquier operador privado. En cualquier caso, y hasta que se cierren los términos del contrato principal, el escenario sigue abierto.
viernes, 17 de mayo de 2019
DECRETO SUPREMO N° 3760 - Se difiere a cero por ciento (0%) el Gravamen Arancelario para la importación de Diésel Oíl correspondiente a la Subpartida Arancelaria 2710.19.21.00
DECRETO SUPREMO N° 3760
EVO MORALES AYMA
PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA
CONSIDERANDO:EVO MORALES AYMA
PRESIDENTE CONSTITUCIONAL DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA
Que el Parágrafo II del Artículo 54 de la Constitución Política del Estado, determina que es deber del Estado y de la sociedad la protección y defensa del aparato industrial y de los servicios estatales.
Que los numerales 4 y 5 del Parágrafo I del Artículo 298 del Texto Constitucional, establecen que son competencias privativas del nivel central del Estado, el Régimen Aduanero y Comercio Exterior.
Que por Decisión N° 805, de 24 de abril de 2015, de la Comisión de la Comunidad Andina, se deja sin efecto la adopción del Arancel Externo Común hasta que se asegure la flexibilidad de cada País Miembro en la aplicación de niveles arancelarios comunes.
Que el Artículo 26 de la Ley Nº 1990, de 28 de julio de 1999, General de Aduanas y el Artículo 7 de la Ley N° 2492, de 2 de agosto de 2003, Código Tributario Boliviano, disponen que el Poder Ejecutivo actual Órgano Ejecutivo, mediante Decreto Supremo establecerá la alícuota del Gravamen Arancelario aplicable a la importación de mercancías.
Que el inciso d) del Artículo 10 de la Ley N° 3058, de 17 de mayo de 2005, de Hidrocarburos, señala el principio de continuidad, que obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte y distribución, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida.
Que el Parágrafo VI del Artículo 17 de la Ley N° 3058, en el marco de la ejecución de la Política Nacional de Hidrocarburos, determina que la importación de hidrocarburos será realizada por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, por sí o por contratos celebrados con personas individuales o colectivas, públicas o privadas, o asociado con ellas, sujeto a reglamentación.
Que el Decreto Supremo Nº 3438, de 20 de diciembre de 2017, difiere temporalmente a cero por ciento (0%) el Gravamen Arancelario para la importación de Diésel Oíl correspondiente a la Sub - Partida Arancelaria NANDINA 2710.19.21.00, desde el 1 de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2018.
Que YPFB como único mayorista e importador, a fin de cumplir con el abastecimiento de combustible y garantizar la disponibilidad de Diésel Oíl en el mercado interno, adquiere Diésel Oíl a precio internacional, al que deben agregarse los costos de transporte, seguros, impuestos, Gravamen Arancelario y otros, lo que encarece el costo total del producto en comparación con el precio del mercado interno.
Que es función del gobierno precautelar el normal abastecimiento de Diésel Oíl en el país, a través de la producción nacional y la importación de hidrocarburos líquidos, por lo que corresponde establecer los mecanismos necesarios para dicho fin.
EN CONSEJO DE MINISTROS,
DECRETA: ARTÍCULO ÚNICO.- Se difiere a cero por ciento (0%) el Gravamen Arancelario para la importación de Diésel Oíl correspondiente a la Subpartida Arancelaria 2710.19.21.00, desde el 1 de enero de 2019 hasta el 31 de diciembre de 2019.
Los señores Ministros de Estado en los Despachos de Economía y Finanzas Públicas; y de Hidrocarburos, quedan encargados de la ejecución y cumplimiento del presente Decreto Supremo.
Es dado en la Casa Grande del Pueblo de la ciudad de La Paz, a los veintiséis días del mes de diciembre del año dos mil dieciocho.
FDO. EVO MORALES AYMA, Diego Pary Rodríguez, Alfredo Rada Vélez, Carlos Gustavo Romero Bonifaz, Javier Eduardo Zavaleta López, Mariana Prado Noya, Mario Alberto Guillén Suárez, Luis Alberto Sanchez Fernandez, Rafael Alarcón Orihuela, Eugenio Rojas Apaza, Milton Claros Hinojosa, Félix Cesar Navarro Miranda, Héctor Enrique Arce Zaconeta, Héctor Andrés Hinojosa Rodríguez, Rodolfo Edmundo Rocabado Benavides, Carlos Rene Ortuño Yañez, Roberto Iván Aguilar Gómez, Cesar Hugo Cocarico Yana, Wilma Alanoca Mamani, Gisela Karina López Rivas, Tito Rolando Montaño Rivera.
miércoles, 15 de mayo de 2019
El Estado debe devolver a Repsol $us 130 millones por Boyuy X-2
Por no haber firmado un contrato independiente para la exploración y trabajar en el área Caipipendi, YPFB tendrá que reembolsar a los operadores del pozo.
El Estado le devolverá a Repsol al menos 130 millones de dólares por la perforación del pozo Boyuy X-2, debido a que está dentro del área Caipipendi, que es operada por esa compañía y sus socios. Si se trataba de un contrato independiente, las operadoras habrían asumido el riesgo, lo que hubiese evitado el gasto, afirmaron expertos del área.
El investigador de la Fundación Jubileo Raúl Velásquez explicó que la perforación del pozo ubicado en Tarija requirió una inversión aproximada de 130 millones de dólares por parte del titular del contrato (Repsol Bolivia, Shell Bolivia y PAE).
“En el marco de lo establecido en el Anexo D de los contratos de operación, (los gastos) serían presentados como un costo recuperable, dado que se trata de un área, en este caso Caipipendi, que se encuentra con dos campos en producción (Margarita y Huacaya)”, precisó el investigador de la fundación.
Velásquez sostuvo que la actividad exploratoria en el área de hidrocarburos se caracteriza por un alto riesgo, ya que las probabilidades de encontrar recursos en la zona tradicional (Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija) promedian el 30% y resulta normal en el sector que haya fracasos exploratorios.
Sin embargo, resaltó que el problema se hace complejo cuando estas actividades de exploración se las ejecuta “a contrarreloj” y en un contexto de caída de producción, como resultado de la falta de exploración durante más de una década.
“La situación empeora si son las mismas autoridades del sector las que han generado una falsa expectativa, anunciando anticipadamente posibles reservas, incremento de producción e ingresos adicionales por renta petrolera de un hidrocarburo que aún no ha sido encontrado”, consideró Velásquez.
En ese contexto, mencionó que desde hace más de seis años, tanto el Ministerio de Hidrocarburos como Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) llevan a cabo una serie de anuncios sobre la existencia de hidrocarburos e incluso estiman ingresos por regalías para las regiones, sin siquiera haber iniciado la perforación de un pozo.
Para el analista Hugo del Granado, la petrolera del Estado tendrá que devolver el gasto en el que incurrió la operadora Repsol y sus socios. De acuerdo con sus cálculos, éste oscilará entre los 130 y 150 millones de dólares.
“Es bueno explicar que se tendrá que devolver la inversión como costo recuperable, porque Boyuy no tiene contrato independiente, sino que es parte del bloque Caipipendi”, declaró.
En su criterio, el Gobierno no puede afirmar que la exploración de Boyuy sirvió para obtener información y ganar experiencia geológica del área, ya que ese trabajo se lo habría logrado con menores recursos, por lo que la perforación fue cara al superar los 130 millones de dólares.
El exministro de Hidrocarburos Álvaro Ríos indicó que la perforación de ningún pozo exploratorio puede ser calificada de fracaso, porque hay ganancia geológica y en este caso sobre un nuevo concepto del área referente al Huamampampa profundo.
“El pozo no produjo comercialmente, como muchos otros, y punto. Es un pozo caro debido a la profundidad y dificultad geológica. Boyuy está dentro del contrato del bloque Caipipendi y, por lo que entiendo, es un costo recuperable. La palabra final la tienen YPFB y Repsol”, dijo.
Los costos recuperables en la industria de los hidrocarburos
El concepto de costos recuperables está definido en los contratos vigentes desde mayo de 2007, como los “costos incurridos y reportados por el titular y aprobados por YPFB conforme al procedimiento financiero y contable”.
El procedimiento figura como Anexo D de los contratos. Una vez aprobados, deben ser reembolsados por YPFB a las petroleras y luego auditados.
De acuerdo con la modalidad establecida, las petroleras son retribuidas por YPFB con una participación en las utilidades, que es variable para cada contrato y además con el reembolso de los costos (opex, gastos de operación) e inversiones (capex, costos de inversión), en que hayan incurrido.
YPFB dejó de publicar en su página web los reportes de costos recuperables y a la fecha se desconoce cuánto se devolvió a las operadoras petroleras que tienen contratos con Bolivia. Hasta 2012, las publicaciones fueron irregulares.
La Ley 3740 de agosto de 2007 establece que YPFB está obligado a publicar cada semestre toda la información referida a los costos recuperables y al cálculo de su participación, en su web y a través de comunicados oficiales.
YPFB afirma que el pozo es “descubridor” de estructuras
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comunicó ayer que Boyuy X-2 se convirtió en un pozo “descubridor” y que su perforación habilita la exploración de dos megaestructuras gasíferas ubicadas en el bloque Caipipendi y el área Iñiguazu. Aclaró que para su cuantificación y posterior explotación se deben perforar nuevos pozos exploratorios.
El gerente de Administración Técnica, Exploración y Desarrollo de YPFB, Javier Esquivel, señaló, a través de un comunicado, que a una profundidad cercana a los 8.000 metros se encontró el reservorio Huamampampa profundo, que hasta la fecha no había sido investigado y se descubrió gas donde ningún análisis previo indicaba la presencia de hidrocarburos en las condiciones físico-químicas como las descubiertas por el pozo Boyuy.
“En Bolivia, estadísticamente, de cada cinco pozos exploratorios perforados, uno llega a ser considerado descubridor. En términos técnicos, esto ubica al pozo Boyuy X-2 como un éxito exploratorio con 100% de efectividad, al ser el primer pozo en el área y descubridor de gas al mismo tiempo”, se lee en la nota.
En criterio de Esquivel, para convertir estas dos áreas en megacampos, los operadores recomiendan realizar mayores trabajos, más inversión y la perforación de nuevos pozos.
Con base en esa explicación, el pozo cumple su etapa de “descubridor” de gas para dar inicio a nuevas perforaciones de exploración y posterior desarrollo de Iñiguazu y Caipipendi. Esquivel dijo que lo que se viene en Boyuy son operaciones rutinarias.
viernes, 10 de mayo de 2019
martes, 7 de mayo de 2019
sábado, 4 de mayo de 2019
Cochabamba iniciará la venta de la gasolina 87; surtidores se alistan
Cochabamba será el primer departamento del país que comenzará a vender, a partir de este lunes, la nueva gasolina de 87 octanos, que estará mezclada en 8 por ciento con alcohol anhidro.
“Esperamos que sea Cochabamba el primer departamento, después una parte de Santa Cruz” y, posteriormente, el resto del país, dijo el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, entrevistado por la red estatal de medios.
En Cochabamba, el presidente de la Asociación de Surtidores (Asosur), Diego Ferrufino, dijo que la totalidad de los surtidores de esta ciudad se encuentran técnicamente preparados para recibir y comercializar el nuevo combustible, aunque muchos propietarios aún tenían que hacer trámites legales al tratarse de un nuevo producto por recibir.
Ferrufino dijo que se buscaba coordinar con la Autoridad Nacional de Hidrocarburos (ANH) para ver la parte administrativa, la forma y los precios con que se va a proceder a la venta. El jueves pasado, el mismo Sánchez declaró en Santa Cruz que el costo sería de 3,74 bolivianos por litro, es decir, el mismo precio que la gasolina especial, la cual, sin embargo, será paulatinamente retirada del mercado.
Consultados sobre el tema, Rubén Alvarado y Gonzalo Valdivieso, presidentes de la Cámara de Transporte Internacional (regional y nacional, respectivamente), coincidieron en señalar que su sector no fue consultado sobre el tema y por tanto tampoco disponían de ninguna información.
“Nos preocupa que sea un gasolinazo disfrazado. Si el Gobierno no está en condiciones de mantener la subvención, que nos lo digan de forma abierta”, dijo Valdivieso, quien añadió que el Gobierno no tiene por qué imponer nada en clara alusión al dato de que la gasolina especial será paulatinamente retirada del mercado.
Alvarado, en tanto, añadió que al sector, más que la gasolina, le preocupa el diésel, y por tanto se prestará más atención con el biodiésel.
Sánchez, por su parte, añadió que 1,3 millones de vehículos en el país se beneficiarán con la venta de la gasolina especial de 87 octanos.
“Esta cantidad de motorizados funciona actualmente con gasolina especial de 85 octanos”, dijo.
Según Sánchez, la nueva gasolina, que sustituirá a la de 85 octanos, beneficiará a la población, tomando en cuenta que dará mayor rendimiento y potencia a los vehículos, además de disminuir la subvención estatal a la gasolina y la importación de aditivos, cuidando el medio ambiente.
Añadió que la incorporación de alcohol anhidro a la mezcla para la obtención de la nueva gasolina permitirá al Estado el ahorro de al menos 30 millones de dólares en 2019.
Por su parte, el analista y experto en hidrocarburos Bernardo Prado cuestionó la veracidad de este ahorro tomando en cuenta que se elabora con un alcohol subvencionado.
Según Prado, la nueva gasolina surge ante el fracaso comercial del Super Etanol 92 y la necesidad de comprar la sobreproducción de alcohol al sector cañero.
Destacó también que el Gobierno no haya hecho ningún estudio de mercado para la incorporación de ninguno de estos tipos de gasolina.
Un analista observa que la nueva gasolina llega ante el fracaso del bioetanol 92 y la falta de estudios de mercado
CAÑEROS PODRÁN EXPORTAR AZÚCAR
Tras varias horas de negociaciones, el Gobierno accedió a la solicitud de los productores de caña de azúcar de exportar un excedente de 3 millones de quintales a mercados de Perú, Chile y Colombia. La decisión permitiría a los cañeros dar un respiro ante la sobreoferta del endulzante en el mercado interno.
Oscar Alberto Arnez, presidente de la Comisión Nacional de Productores de Caña de Bolivia, dijo a Radio Fides que la sobreoferta, según los propios productores, provoca iliquidez, más aun cuando la zafra 2019 está cerca.
En abril, los cañeros amenazaron con salir a las carreteras con mil tractores en caso de que el Gobierno no dé respuestas a sus demandas. En esa ocasión, señalaron que en los depósitos de los ingenios están almacenados alrededor de 4 millones de quintales de azúcar.
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