IV. políticas comerciales, por sectores




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Minería y energía

  1. Características


            1. El sector del petróleo y del gas es de importancia fundamental para la economía de Trinidad y Tabago. En 2010, ese sector representó más de un tercio del PIB, aproximadamente la mitad de los ingresos del Estado y más del 80 por ciento de las exportaciones totales (cuadro IV.5).13 Por otra parte, el sector emplea a un número relativamente reducido de trabajadores (alrededor del 5 por ciento de la población activa), lo que evidencia un alto nivel de productividad, característico de las industrias extractivas que requieren un uso intensivo de capital en todo el mundo.

Cuadro IV.5

Contribución del sector energético a la economía

(Porcentaje)







2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Contribución al PIB

39,0

42,6

47,1

45,0

49,0

35,9

35,7

Exploración y producción

21,9

23,6

27,8

24,1

27,9

20,3

20,3

Refinado

6,9

7,6

7,0

7,5

7,6

6,5

5,7

Productos petroquímicos

6,2

6,8

7,2

7,0

6,8

4,5

5,8

Otros

4,0

4,6

5,1

6,4

6,7

4,6

3,9

Contribución a los ingresos del Estado

41,1

52,6

61,8

55,6

57,1

49,5

52,3

Exploración y producción de petróleo y gas

31,6

42,6

54,9

45,9

49,0

40,3

43,9

Otros impuestos

9,5

10,0

6,9

9,7

8,1

9,2

8,4

Proporción de las exportaciones de mercancías

85,8

85,9

91,1

88,6

88,2

85,4

83,4

-productos extraídos

15,7

10,7

15,5

11,3

14,0

12,9

17,9

-productos refinados

53,5

53,5

60,7

54,9

56,0

62,9

49,9

-productos transformados

16,6

21,7

14,9

20,7

18,2

9,6

15,6

Nota: En el concepto "Otros impuestos" se incluyen las retenciones fiscales en la fuente, las regalías, el impuesto del petróleo, el impuesto de desempleo, los impuestos especiales de consumo y los ingresos por concepto de pagos por firma de contratos de participación en la producción.

Fuente: Central Bank of Trinidad and Tobago, Annual Economic Surveys.

            1. En Trinidad y Tabago, la producción comercial de petróleo comenzó en 1908 y alcanzó su nivel más elevado, a saber, 230.000 barriles diarios en 1978 antes de descender a unos 123.000 barriles diarios en 2003. La producción volvió a aumentar a 148.000 barriles diarios en 2005, aunque desde entonces se ha registrado un descenso del 28 por ciento, debido al gradual agotamiento de las reservas. Por otra parte, la producción de gas natural ha seguido creciendo hasta alcanzar 43.000 millones de m3 en 2010 (cuadro IV.6). Las actuales reservas comprobadas de petróleo crudo y gas natural de Trinidad y Tabago son suficientes para mantener la producción al nivel actual durante nueve años. Aunque nuevas actividades de exploración y la mejora de los métodos de extracción podrían aumentar las reservas, particularmente de gas natural, el escaso volumen de las reservas en comparación con el ritmo de producción pone de relieve la necesidad de diversificar la economía y reducir la dependencia de los hidrocarburos.

            2. En 2009, como se indicó en el examen anterior, el principal mercado para las exportaciones de petróleo, particularmente de petróleo crudo, fueron los Estados Unidos, aunque las exportaciones a otros países de la CARICOM (en particular Jamaica, Barbados y Suriname), sobre todo de productos refinados, fueron importantes. Los Estados Unidos fueron también el principal destino de las exportaciones de gas, junto con España, el Reino Unido y Corea. Todo el gas se exporta en forma de gas natural licuado (GNL).

Cuadro IV.6

Producción y reservas de petróleo y gas natural, 2002-2010








2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Exploración

Km

21

29

29

20

39

44

35

5

11

Petróleo crudoa































Producción

miles de barriles diarios

131

134

123

137

148

123

115

108

106

Importaciones

miles de barriles diarios

88

91

62

92

80

91

89

95

68

Exportaciones

miles de barriles diarios

68

71

56

73

72

60

54

54

45

Reservas comprobadas

millones de barriles

990

756

620

612

605

464

460

418

397

Gas natural































Producción

millones de m3/día

52

73

83

89

107

113

115

116

123

Utilizaciónb

millones de m3/día

44

66

74

80

98

102

101

103

108

de los cuales:




























 

Productos petroquímicos

millones de m3/día

20

21

24

23

31

31

30

31

34

Generación de electricidad

millones de m3/día

6

7

7

7

7

8

8

8

8

GNL

millones de m3/día

18

38

40

44

59

63

64

64

66

Reservas comprobadas

miles de millones de m3

588

533

532

530

483

482

436

408

381

a Incluye también los condensados.

b La utilización se refiere a las ventas de gas y no incluye el gas natural utilizado para consumo propio.


Fuente: Ministerio de Energía e Industrias Energéticas (con excepción de las reservas comprobadas reseñadas en el BP Statistical Review of World Energy, junio de 2011).
  1. Políticas


            1. El Ministerio de Energía y Asuntos Energéticos (MEEA) se encarga de la formulación de políticas en materia de exploración y extracción de hidrocarburos y minerales, así como de energías alternativas. Además de la formulación de políticas, el Ministerio también desempeña diversas funciones operativas, entre ellas, las siguientes:

  • expedir licencias para la prospección y la producción, y para la suscripción de contratos de participación en la producción entre las empresas petroleras públicas y privadas;

  • reglamentar y supervisar los programas de trabajo y el equipo de las empresas petroleras y mineras;

  • reglamentar y supervisar las instalaciones de almacenamiento, los oleoductos y gasoductos, y la comercialización de productos y actividades relacionados con el petróleo, así como la expedición de las licencias pertinentes;

  • reglamentar y supervisar los contratos de arrendamiento y licencias de minería; y

  • prestar asistencia en la ejecución del Plan Nacional de Emergencia para la Gestión de los Derrames de Petróleo.

            1. La actual política en materia de petróleo y gas se concentra en el fomento de las actividades de prospección y el desarrollo de las etapas de transformación avanzada del gas y del petróleo, y de los productos petroquímicos. Aunque es improbable que se altere la orientación general de la política energética, en ésta se presta una mayor atención a las preocupaciones medioambientales y el contenido local. A principios de 2011, el MEEA realizó una serie de consultas acerca de la posibilidad de elaborar una política energética titulada "Reactivación del motor económico de Trinidad y Tabago: una nueva política energética para 2011-2015". Las consultas se centraron en cuatro cuestiones: la extracción de los recursos, la utilización y fijación del precio del gas, el contenido local y las fuentes alternativas de energía.14

            2. El Gobierno promueve la participación local en el sector del petróleo y el gas. En abril de 2004 se estableció el Comité Permanente de Contenido Nacional, y en octubre de ese año se publicó un marco de política.15 La cuestión fue una de las más importantes abordadas en las consultas públicas sobre la política energética que se celebraron a principios de 2011.

            3. El marco normativo por el que se rige el sector del petróleo en Trinidad y Tabago está constituido por diversas disposiciones legislativas, a saber, la Ley del Petróleo de 1969, el Reglamento del Petróleo de 1970 y la Ley sobre Impuestos Petroleros de 1974. Según las disposiciones del Reglamento del Petróleo, para realizar actividades de exploración o producción de petróleo se requiere una licencia del Ministerio de Energía y Asuntos Energéticos. Previa convocatoria de licitación por el Ministerio, pueden concederse cuatro tipos diferentes de licencias o permisos:

  • licencia de exploración (derechos públicos sobre el petróleo), que concede al titular el derecho no exclusivo a llevar a cabo las actividades petroleras previstas en la licencia;

  • licencia de exploración y producción (derechos públicos sobre el petróleo), que concede al titular derechos exclusivos de exploración, producción y venta de petróleo de conformidad con los términos de la licencia en las capas existentes en tierras estatales y zonas submarinas;

  • licencia de exploración y producción (derechos privados sobre el petróleo), que concede al titular derechos exclusivos de exploración, producción y venta de petróleo de conformidad con los términos de la licencia en tierras no estatales; o

  • contrato de participación en la producción, por el que se rigen las actividades de exploración, producción y venta de petróleo en una zona determinada.16

            1. Según las autoridades, los contratos de participación en la producción han sido los arreglos contractuales preferidos desde 1995, ya que confieren al Estado la posibilidad de preservar la titularidad del petróleo, dejando la asunción de todos los riesgos y costos al contratista que, a cambio, recibe una parte de la producción. En 2009 se firmaron cinco contratos de ese tipo, y en 2011 se concertaron otros cuatro. De 2005 a 2011 se aprobaron 15 licencias de exploración y producción.

            2. La proporción de la producción que se debe ceder al Estado en virtud de un contrato de participación en la producción se especifica en el contrato y puede variar de un año a otro en función del costo de producción, los precios de los productos y otros factores. La participación del Estado en la producción también cubre los pasivos de la empresa relacionados con algunos impuestos y gravámenes como el impuesto sobre los beneficios del petróleo, el impuesto de desempleo, el impuesto complementario sobre el petróleo, el impuesto del petróleo, las regalías, los pagos en concepto de regalías especiales, el gravamen sobre la producción de petróleo y las retenciones fiscales en la fuente. Los distintos impuestos y gravámenes dependen del tipo de licencia o contrato de participación en la producción adjudicado y de las condiciones específicas de la licencia o contrato.

            3. Por motivos fiscales, la Ley de Finanzas de 2010 redefinió las zonas de aguas profundas para incluir las de profundidad superior a 400 metros. En esas zonas, el impuesto sobre los beneficios del petróleo se redujo del 50 al 35 por ciento, mientras que la proporción de los gastos de exploración que pueden desgravarse como inversión en bienes de capital se incrementó al 40 por ciento.

            4. En general, la tasa de las regalías aplicadas al petróleo crudo es del 12,5 por ciento del valor de producción. Las regalías aplicadas al gas varían según el contrato de que se trate, a saber:

  • 0,015 dólares de Trinidad y Tabago por pie cúbico vendido;

  • 5 por ciento sobre los primeros 100.000 millones de pies cúbicos vendidos, 10 por ciento sobre los siguientes 100.000 millones de pies cúbicos y 15 por ciento sobre el resto;

  • 12,5 por ciento de la producción de gas natural; o

  • 15 por ciento del gas natural obtenido y almacenado.

            1. El impuesto complementario sobre el petróleo (SPT) es un gravamen que se aplica a los ingresos brutos obtenidos del petróleo crudo con exclusión de las regalías y los pagos en concepto de regalías especiales. De conformidad con la Ley sobre Impuestos Petroleros, modificada por la Ley de Finanzas de 2010, el tipo del SPT varía en función de que las actividades sean marinas, o terrestres o de aguas profundas, y depende, en el caso de las actividades marinas, de si el contrato fue suscrito antes o después del 1° de enero de 1988:

  • si el precio del petróleo crudo es igual o inferior a 50 dólares EE.UU. por barril, el tipo del SPT es nulo;

  • si el precio es superior a 50 dólares EE.UU. pero inferior a 90 dólares EE.UU. por barril, el SPT se aplica a un tipo base del 18 por ciento a la producción terrestre y en aguas profundas, del 42 por ciento a las licencias marinas expedidas antes del 1° de enero de 1988, y del 33 por ciento a las licencias expedidas después de esa fecha;

  • si el precio es superior a 90 dólares EE.UU. e inferior a 200 dólares EE.UU. por barril, el tipo del SPT aumenta en el 0,2 por ciento por cada dólar que exceda del nivel de 90 dólares EE.UU. por barril; y

  • si el precio supera los 200 dólares EE.UU. por barril, el tipo del SPT se fija en niveles máximos del 40 por ciento para las actividades terrestres y en aguas profundas, del 64 por ciento para las licencias marinas expedidas antes del 1° de enero de 1988, y del 55 por ciento para las licencias marinas expedidas después de esa fecha.

            1. El impuesto complementario sobre el petróleo puede reducirse en el 20 por ciento en el caso de yacimientos petrolíferos marinos maduros y pequeños yacimientos petrolíferos marinos, definidos éstos como yacimientos que producen 1.500 barriles diarios o menos, y aquéllos como yacimientos que se explotan comercialmente desde hace 25 años, como mínimo.

            2. La producción de petróleo crudo puede beneficiarse también de bonificaciones fiscales del 20 por ciento respecto de algunos tipos de gastos de capital en campos petrolíferos maduros o proyectos de recuperación asistida de petróleo que utilicen las correspondientes técnicas de recuperación asistida (como la inyección de vapor, dióxido de carbono o agua).

            3. Desde su creación en 1995, se ha ampliado el alcance de los contratos de participación en la producción, que ahora contienen disposiciones sobre recuperación de costos, renuncia, abandono, programas de trabajos mínimos (incluida la prospección), procedimientos para fomentar el desarrollo de los mercados de gas natural y obligaciones financieras tales como pagos por concepto de firma de contratos, actividades de investigación y desarrollo, formación de nacionales, pagos por equipo técnico, y becas. También se incluyen disposiciones similares en las licencias de exploración y producción. En virtud de la Ley de Finanzas de 2010, el número de productos que pueden ser objeto de contratos de participación en la producción se redujo a dos esferas principales: el programa de actividades mínimas y el reparto de beneficios del petróleo. La Ley fija asimismo los límites para la recuperación de los costos en el 50 por ciento para la zona de explotación en aguas poco profundas (menos de 400 metros) y en el 55 por ciento para la explotación en aguas de profundidad media (entre 400 y 1.000 metros).

            4. El gravamen sobre la producción del petróleo se destina a la subvención de los productos del petróleo en el mercado interno. Las empresas que producen más de 3.500 barriles diarios están sujetas al pago de ese gravamen, hasta un máximo del 4 por ciento de los ingresos brutos derivados del petróleo crudo.17 Los ingresos obtenidos mediante el gravamen no cubren el costo total de las subvenciones. La diferencia es costeada por el Gobierno. En 2010, el total de subvenciones se elevó a 2.919 millones de dólares de Trinidad y Tabago, y los ingresos procedentes del gravamen sobre la producción de petróleo ascendieron a 564 millones de dólares de Trinidad y Tabago.
  1. Petróleo


            1. La Empresa de Petróleo de Trinidad y Tobago (Petrotrin), de propiedad estatal, participa en las actividades de exploración y producción (terrestres y marítimas), refinado, comercialización y almacenamiento. Petrotrin controla aproximadamente tres cuartas partes de las reservas petroleras y se encarga de la prospección, el desarrollo y la producción de hidrocarburos, y posee y explota la única refinería del país, situada en Pointe a Pierre. Las actividades de prospección y explotación del petróleo se realizan por lo general a través de empresas mixtas en las que participan Petrotrin y empresas petroleras internacionales.18 En 2010, Petrotrin tenía participaciones en 21 empresas mixtas. En el ejercicio cerrado el 30 de septiembre de 2010, Petrotrin registró beneficios (antes de impuestos) por valor de 775 millones de dólares de Trinidad y Tabago sobre un ingreso total de 25.942 millones de dólares de Trinidad y Tabago.19

            2. En la refinería de petróleo de Pointe-a-Pierre, que tiene una capacidad de producción de 168.000 barriles diarios, se está aplicando actualmente el Programa de Optimización de la Gasolina, que se inició en noviembre de 2005 y cuya finalización estaba prevista para octubre de 2011, con un costo de inversión total de 9.398 millones de dólares de Trinidad y Tabago. Con el fin de asegurar que la refinería funcione casi a plena capacidad, se importa petróleo crudo, principalmente de África Occidental y Colombia, para el refinado y la exportación.20 En los últimos años, la utilización de la capacidad en la refinería ha sido de más del 90 por ciento, con la excepción de 2010, cuando disminuyó a cerca del 76 por ciento21 a causa de algunos problemas. La producción actual equivale a más del 98 por ciento de la capacidad.

            3. La empresa estatal Lake Asphalt of Trinidad and Tobago (1978) Ltd., también participa en la extracción, transformación y comercialización de los productos petroleros. Esta empresa extrae asfalto de Pitch Lake (un depósito superficial de asfalto, formado naturalmente, y situado en La Brea) y transforma y vende el denominado Trinidad Lake Asphalt y otros productos bituminosos. En 2007, los beneficios netos de la empresa ascendieron a 17 millones de dólares de Trinidad y Tabago sobre unos ingresos totales de 151 millones de dólares de Trinidad y Tabago.22

            4. La Empresa Nacional de Comercialización del Petróleo (NP), de propiedad estatal, es una de las dos empresas con licencia para la venta al por menor de productos petroleros en Trinidad y Tabago. NP se dedica a la comercialización de combustibles derivados del petróleo, gas licuado de petróleo, gas natural comprimido y productos especiales de la industria del automóvil que le suministra Petrotrin. En la actualidad, NP produce cada año 12 millones de litros de aceites lubricantes, grasas y algunos otros productos de sus plantas industriales de mezclado, que tienen una capacidad de producción anual de 16 millones de litros. Todos los productos, con excepción de los combustibles, se exportan casi íntegramente a otros países del Caribe. NATPET Investments Company Ltd, filial de propiedad exclusiva, explota una de las plantas de gas licuado de petróleo para venderlo en el mercado interno.23

            5. Los precios al por mayor y al por menor de la gasolina, el queroseno, el diesel para automóviles y el GLP, y el margen para las empresas mayoristas como la Empresa Nacional de Comercialización del Petróleo (NPMC) se fijan por medio de una orden sobre márgenes brutos en aplicación de la Ley sobre Gravámenes y Subvenciones a la Producción de Petróleo. Entre los elementos que conforman esa estructura de precios figuran el precio de salida de la refinería, el impuesto especial de consumo, el margen de venta al por mayor, el margen de venta al por menor, el impuesto sobre el valor añadido y las subvenciones. En 2009, con arreglo al Aviso Legal Nº 81/2009, se modificó el margen bruto para algunos productos del petróleo, en previsión de un aumento de los márgenes brutos de la gasolina. Una vez que se establecen los márgenes brutos, se fijan los precios al por mayor y al por menor (actualmente, el precio mayorista de la gasolina súper sin plomo, IVA incluido, asciende a 3,80450 dólares de Trinidad y Tabago, y el precio minorista a 4,00 dólares de Trinidad y Tabago).
  1. Gas natural


            1. La Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tabago (NGC), de propiedad estatal, tiene el monopolio del transporte, la distribución y la venta de gas natural en el país. En 2008, los beneficios de la empresa se elevaron a 5.400 millones de dólares de Trinidad y Tabago sobre una cifra total de ventas de 15.800 millones.24 La Corporación Nacional de Energía (NEC) es una filial de propiedad plena de NGC que se encarga del desarrollo y la gestión de las zonas industriales, las instalaciones portuarias y marinas, y las nuevas actividades en el sector de la energía basado en el gas.

            2. Trinidad y Tabago exporta gas en forma de gas natural licuado (GNL), producido por Atlantic LNG en Point Fortin. Atlantic LNG explota cuatro unidades (o trenes) de licuefacción, la última de las cuales comenzó a producir en 2005. La capacidad total de los cuatro trenes es de unos 15 millones de toneladas de GNL al año y 30.000 barriles diarios de líquidos de gas natural.25 Cada unidad es propiedad de un consorcio de empresas que también tiene participaciones en los yacimientos de gas que abastecen a los diferentes trenes, y las exportaciones se destinan a las filiales de esas empresas.

Cuadro IV.7

Compañía de Gas Natural Licuado de Trinidad y Tabago

(Unidades de producción)




Tren

Capacidad

Accionistas

1

GNL: 3 millones de toneladas al año

Líquidos de gas natural: 6.000 barriles diarios



BG Atlantic 1 Holdings Ltd

BP (Barbados) Holding SRL

China Investment Corporation (CIC)

NBC Trinidad and Tobago LNG Ltd

Repsol GNL Port Spain B.V.


2 y 3

GNL: 3,3 millones de toneladas al año (cada tren)

Líquidos de gas natural: 5.000-6.000 barriles diarios (cada tren)



BG 2/3 Investments Ltd

BP Train 2/3 Holding SRL

Repsol Overzee Financiën B.V.


4

GNL: 5,2 millones de toneladas por año

Líquidos de gas natural: 12.000 barriles diarios



BG Atlantic 4 Holdings Ltd

BP (Barbados) Holding SRL

Trinidad and Tobago LNG Ltd

Repsol Overzee Financiën B.V.



Fuente: Información en línea de Atlantic LNG: http://www.atlanticlng.com/v2/ [octubre de 2011] y datos facilitados por las autoridades.

            1. World GTL Trinidad Limited (WGTL-TL) es un proyecto mixto entre Petrotrin (49 por ciento) y World GTL Inc. (51 por ciento) para la explotación de una planta de conversión de gas en combustibles líquidos en la refinería de Pointe-a-Pierre. Esa planta utilizó como materia prima el gas natural suministrado por la empresa Petrotrin, que fue la compradora exclusiva del diesel producido y del hidrogeno obtenido como producto derivado. En septiembre de 2009 la empresa WGTL-TL quedó sujeta a administración judicial. Según las autoridades, se elaboró una estrategia para que la empresa prosiguiera sus actividades tras las reuniones con el administrador y los representantes de WGTL-TL y de Petrotrin. En agosto de 2011, finalizó la fase de publicidad de la venta de la fábrica, y el proceso de venta está actualmente en curso.

            2. En Trinidad y Tabago, la principal materia prima de las industrias petroquímica y de generación de electricidad es el gas natural. Existen 11 plantas de amoníaco y 7 de metanol, así como instalaciones de fabricación de urea, hierro y acero, además de la producción de líquidos de gas natural. El primer complejo de producción de amoníaco construido en Trinidad y Tabago, que cuenta con dos plantas productoras, es una empresa mixta entre el Gobierno y Yara International (antes Norsk/Hydro Agri). Todas las demás plantas de producción de amoníaco son privadas. La mayoría de las empresas petroquímicas se encuentran en el Polígono Industrial de Point Lisas, propiedad de la Empresa de Fomento del Puerto Industrial de Point Lisas (PLIPDECO), que lo administra y que es, a su vez, propiedad del Estado en un 51 por ciento.26

            3. Se utilizan diversos modelos para fijar el precio del gas natural en Trinidad y Tabago. En lo referente al gas natural licuado, los precios se vinculan a los precios de los principales mercados de consumo. En lo tocante a las ventas de NGC a las empresas petroquímicas y eléctricas y a la industria, los precios al productor se determinan mediante negociaciones con los productores, y las diferencias de precios dependen del uso final del gas y el producto fabricado. En relación con los productos petroquímicos, NGC comparte los riesgos derivados del precio de mercado, permitiendo que el precio del gas fluctúe con el precio del producto básico producido (amoníaco y metanol).

v) Electricidad


            1. La Comisión de Electricidad de Trinidad y Tabago (T&TEC), organismo estatal, tiene el monopolio del transporte y la distribución de la electricidad. Casi toda la electricidad se genera en centrales eléctricas que utilizan gas. En la isla de Trinidad, la electricidad es generada por tres productores de electricidad independientes: Power Generation Company (PowerGen) (con una capacidad total de 1.344 megavatios (Mw)), Trinity Power (225 Mw) y Trinidad Generation Unlimited (TGU) (720 Mw). T&TEC tiene una participación mayoritaria en PowerGen (los demás accionistas son MaruEnergy Trinidad LLC (39 por ciento) y Amoco Trinidad Power Resources Corporation (10 por ciento)). En la isla de Tabago, se puso en marcha en octubre de 2009 una central eléctrica de 64 megavatios, propiedad de T&TEC, en sustitución de la central eléctrica de gasóleo de 21 megavatios de T&TEC.

            2. Los productores venden electricidad a T&TEC en cumplimiento de los acuerdos de venta de electricidad a largo plazo negociados con el proveedor, T&TEC y la Comisión Nacional de la Energía.

            3. Los precios de la electricidad son fijados por la Comisión de Industrias Reguladas, organismo oficial establecido en virtud de la Ley de la Comisión de Industrias Reguladas de 1998, que también se encarga de formular recomendaciones para la concesión de licencias de producción de electricidad, supervisar el cumplimiento de las condiciones relativas a las licencias y desempeñar otras funciones relacionadas con la reglamentación de los servicios públicos.27 Los precios de la electricidad varían en función de que el consumidor sea un usuario residencial, comercial o industrial: los usuarios residenciales pagan entre 0,26 y 0,37 dólares de Trinidad y Tabago por kilovatio/hora; los usuarios comerciales pagan entre 0,415 y 0,61 dólares de Trinidad y Tabago por kilovatio/hora; y los usuarios industriales pagan entre 0,145 y 0,218 dólares de Trinidad y Tabago por kilovatio/hora, además de un cargo mensual en función de la demanda, que oscila entre 37 y 50 dólares de Trinidad y Tabago por kVA.
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