Días atrás, habilitó la exportación de gas cuando el mercado interno esté abastecido, pero a los beneficiarios de la resolución 46 se les descontará proporcionalmente el beneficio por el volumen que manden al exterior. Tiene su lógica, ya que para el Gobierno no sería fácil explicar que garantiza el precio de u$s 7,50 ó 7 dólares el millón de BTU a un producto que las empresas venden luego a Chile por debajo de ese valor. De repente, empresas y funcionarios vieron agitarse el fantasma de Pino Solanas denunciando a la opinión pública ese eventual despropósito. Energía está a hora a punto de introducir una corrección que puede parecer una nimiedad técnica, pero que ilustra el empeño oficial en cuidar las formas y la exigida caja pública evitando el malhumor de las petroleras que invierten. Aquel descuento se practicará sólo si el gas se despacha desde una cuenca que efectivamente tiene un proyecto con el beneficio de la resolución. El Orejano es el principal campo no convencional de YPF en gas, pero no tiene subsidio, algo que no invalida la apuesta que hace junto a Dow, en parte porque en un año bajó a la mitad los costos de desarrollo. La compañía comandada por Miguel Gutiérrez sí consiguió la aprobación para amparar algunos otros proyectos bajo la 46, pero todavía no alcanzó el volumen requerido para cobrarlo. Esta desventaja, sin embargo, la dejaría hoy más libre para exportar sin ningún descuento y así atender, por ejemplo, el apetecible mercado brasileño. Las fábricas paulistas pagarían hasta u$s 13 el millón de BTU, más del doble que sus competidoras locales, lo que delinea ahí un interesante mercado potencial. Claro que antes de cualquier plan de exportación masiva hay que garantizar la infraestructura para sacar el producto desde Vaca Muerta. Accionistas de las transportadoras de gas y productoras conversan cómo financiar un ducto que suba desde Neuquén a los grandes centros de consumo con un desvío próximo a Bahía Blanca. Justo adonde Transportadora de Gas del Sur tiene una planta que le permitiría separar gases, otro negocio prometedor que haría la firma en la que Marcelo Mindlin (Pampa Energía) explota en sociedad con Sielecki y Werthein. Así se gesta un proyecto de 1200 millones de dólares que las potenciales inversoras especulan hacer fuera del marco regulatorio del gas para que su renta no tenga el techo de casi 8,9% anual en dólares que impone esa norma. Suculenta para otras latitudes pero insuficiente en este caso. Son empresas grandes, que piensan en grande y siempre van por más. 

20.09.2018 –  ENERGÍAS RENOVABLES (SANTIAGO, CHILE)

Enel Chile, filial en el país de la italiana homónima, ha anunciado la puesta en operaciones de la llamada Sala de Control Renovables, ubicada en el edificio corporativo de la empresa, presentada como la única de Sudamérica en integrar las cuatro tecnologías de generación renovable: hidro, solar, eólica y geotérmica. Según un comunicado de la firma, «el centro opera de forma remota todas las centrales de energía renovable de la compañía sumando en total 4,7 GW de capacidad instalada, por lo que corresponde a la mayor sala de control de

una generadora en Chile». El centro, construido en cuatro meses tras la fusión de Enel Chile con la filial chilena de Enel Green Power, permite monitorear y gestionar todas las 36 plantas renovables de la compañía en el país. De acuerdo con el gerente mundial de Enel Green Power, la División Global de Energías Renovables de Enel, Antonio Cammisecra, «desde esta sala de control, supervisamos una combinación de tecnología equilibrada, optimizando los flujos de energía en línea con la demanda de red y la disponibilidad de suministros de fuentes renovables y dentro del mix de generación general a nivel de país, con beneficios para el sector energético y los clientes”. La información abunda en que la Sala de Control Renovables «cuenta con la última tecnología en automatización, sistemas de comunicación y visualización de datos, además de la infraestructura necesaria para soportar y garantizar la operación de todas las instalaciones de forma continua, es decir, 24 horas al día y 365 días al año». Enel Chile asegura ser el primer operador de energía renovable en el país con una capacidad instalada bruta de 3.557 MW en hidro, 642 MW eólicos, 492 MW fotovoltaicos y 48 MW geotérmicos. 

14.09.2018 – PULSO (SANTIAGO, CHILE)

Si bien la Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) había hecho una primera aproximación al hidrógeno verde con un evento el año pasado, el que se realizó hace unos días en el Hotel Icon marcará un antes y un después del interés de nuestro país en este elemento. Tanto autoridades como el sector privado ya están analizando cómo dar el vamos para producir este gas que se usa como combustible, donde la principal ventaja de Chile es su abundante producción de energía solar. Durante el seminario “Hidrógeno Verde para la transición energética de Chile” se escuchó varias veces la posibilidad de convertirnos en una potencia en este aspecto. El evento comenzó a las 8.30 horas con más de 400 asistentes. Después de las 18.00 horas, aún quedaban 300. Para producir el hidrógeno verde, se debe tomar agua, la cual -luego de un proceso de electrólisis, genera oxígeno e hidrógeno (ver infografía), lo que requiere una gran cantidad de energía. Actualmente, cerca del 96% del hidrógeno del mundo se extrae a partir de combustibles fósiles y sólo el 4% del agua. Pero esto está cambiando radicalmente gracias a la disminución del costo de las energías renovables, especialmente la solar. Y Chile, es uno de los productores de energía fotovoltaica que ha tenido el mayor crecimiento en los últimos años, razón por la que están puestos tantos ojos en el Desierto de Atacama, con sus 3.500kWh/m2 (DNI) y 3.000 horas de sol al año, además de una radiación promedio de 65% más que en Europa. Pero, además, el hidrógeno es un gas con una muy baja densidad y hay que comprimirlo y almacenarlo de forma eficiente, algo que tampoco es barato. Menos aún si se decide pasarlo a un estado líquido (licuefacción). Sin embargo, tiene una autonomía mayor y tiempos de carga menores que las baterías eléctricas y -a diferencia de los combustibles fósiles- sin emisiones de C02. “La idea de fomentar esto en Chile comenzó hace unos años cuando vimos que en Alemania estaban produciendo hidrógeno a partir de sus remanentes de energía eólica. Acá en Chile no se conocía mucho el hidrógeno verde”, comenta Rodrigo Vásquez, asesor del Programa de Energías Renovables de GIZ, y agrega: “En el último año el interés ha crecido muchísimo en las empresas, principalmente como combustible para la minería, pero ya se están viendo en otros nichos. Todos estamos aprendiendo, especialmente ahora que hay una nueva concepción de la sustentabilidad”.

Algunos ajustes
Paralelamente, Corfo ya estaba explorando la idea de implementar hidrógeno verde en camiones para la minería que -según los especialistas- podría ser la primera aplicación

concreta a nivel local. Y con la llegada del actual gobierno, el Ministerio de Energía dejó de coquetear con este combustible y lo ha mencionado directamente dentro de su “Ruta Energética”. En este aspecto, el camino de Chile pasa por comenzar a generar proyectos en cuatro líneas de negocio: Transporte en la minería (reemplazar el diésel o tener motores duales), almacenamiento de hidrógeno, fertilizante en base a amoníaco (ver recuadro) e incluso, exportar hidrógeno verde. Y de pasada, aprovechar de mejorar nuestra independencia energética. La comuna de Diego de Almagro (Región de Atacama) podría ser la capital de estas iniciativas, en su calidad de “niña bonita” de la producción de energía solar en Chile. “Como gremio, estamos atentos a lo que está sucediendo con la economía del hidrógeno en nuestro país, sobre todo porque vemos que es una gran oportunidad para profundizar el desarrollo de las energías renovables”, comenta Darío Morales, director de estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera). Morales reconoce que el interés ha crecido mucho en el último año entre las empresas de este gremio, muchas de las cuales ya crearon áreas específicas para enfrentar el hidrógeno. Y a pesar de que Chile tiene muchas ventajas, “una de las principales barreras – y a la vez una oportunidad- es tener la capacidad de seguir impulsando políticas públicas en las cuales el Estado, la academia y el sector privado trabajen en conjunto y en pos de un objetivo común”, comenta el director de estudios de Acera. Por su parte, Philipp Bezler, gerente de Estrategias y Desarrollo de Negocios de Siemens Chile (uno de los grandes actores de tecnología para generar hidrógeno verde), estima que “se ha visto un gran avance de las autoridades en los últimos dos años. Creo que como país tenemos un tremendo potencial, incluso, para la exportación. Pero claramente necesitamos un marco regulatorio y líneas de subsidios que incentiven a la industria energética a cambiarse cada vez más al hidrógeno verde”, concluye Bezler.

Fertilizante: el otro potencial
Otro negocio interesante es el “amoníaco verde”, compuesto que se obtendría de la mezcla de hidrógeno verde y nitrógeno. Este elemento es la base para desarrollar fertilizantes (urea) en la industria agrícola. “Muchos ven a este producto como una vuelta a lo que fue Chile hace más de 100 años: un gran productor mundial de fertilizantes”, dice Rodrigo Vásquez, de GIZ, refiriéndose a la época de oro del salitre. Hoy podría pasar algo similar, pero con un foco más sustentable.

21.08.2018 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

Mónica Vallejos – En medio de la guerra comercial con Estados Unidos, China utilizará tanqueros de Irán para sus compras de crudo a la república islámica, a la que le brindará así respaldo financiero. Y todo esto pese a que EE. UU. exhortó a los importadores de crudo iraní a suspender sus pedidos desde noviembre, como una forma de presionar al gobierno persa a negociar un nuevo acuerdo nuclear. Japón, Corea del Sur, India y casi todas las naciones europeas ya recortaron sus transacciones. De esta forma, Irán encontró en China a un poderoso socio, cuyas compras mensuales de crudo son de unos u$s 1500 millones y que tan sólo en julio, contrató 17 tanqueros a la empresa iraní National Iranian Tanker Co (NITC) para transportar el crudo. Tras retirarse en mayo del acuerdo nuclear firmado con Teherán y varias potencias mundiales por considerar que el país persa incumplía las condiciones del pacto, EE. UU. reimpuso sanciones al régimen iraní. China, que a su vez disminuyó sus importaciones de crudo estadounidense por efecto de la guerra arancelaria con Washington, ha dicho que se opone a sanciones unilaterales y que defenderá sus lazos comerciales con Teherán. “El traslado comenzó recientemente y fue casi una decisión simultánea de las dos partes”, dijo un ejecutivo de la industria petrolera en Pekín que pidió no ser identificado. Irán empleó un sistema similar entre 2012 y 2016 para eludir las sanciones aplicadas por potencias occidentales, las cuales redujeron sus exportaciones e hicieron virtualmente imposible conseguir los seguros de embarques para hacer negocios con Teherán.

Días atrás, el ministro del Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, dijo que la francesa Total dejó atrás oficialmente su inversión en el proyecto de gas de South Pars. Más tarde, la petrolera francesa que solía ser uno de los principales compradores de crudo iraní, confirmó su salida. Las firmas europeas se desprenden del crudo iraní por temor a las sanciones de Washington y a perder acceso a operaciones que requieren de dólares estadounidenses. En tanto, el presidente de EE. UU. , Donald Trump, dijo que no espera muchos progresos en las conversaciones comerciales con China esta semana en Washington, que se producen cuando entran en vigor nuevos aranceles a bienes chinos por valor de u$s 16. 000 millones, junto a medidas de represalia de Pekín sobre bienes estadounidenses valuados en un monto similar. “Soy como ellos, tengo un horizonte a largo plazo”, agregó. Además expresó que “creo que China está manipulando su moneda, absolutamente. Y creo que el euro también está siendo manipulado”. La Oficina del Representante Comercial de Estados Unidos también está realizando audiencias esta semana sobre propuestas para otros gravámenes sobre bienes del gigante asiático por valor de u$s 200. 000 millones. 

15.08.2018 –EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

David Cayón – El ministro de Energía, Javier Iguacel, confirmó ayer que el Gobierno estudia cerrar el registro que proponía incentivos a las empresas que produzcan gas no convencional en Vaca Muerta. La medida, que se estableció con la Resolución 46, propone precios especiales para las empresas que produzcan shale o tight gas en la Cuenca Neuquina pero, entendiendo que las empresas están generando un excedente exportable, Iguacel explicó que no es la intención oficial subsidiar la venta de gas al exterior. “Las empresas que decidan exportar no van a poder seguir utilizando los beneficios de la resolución 46. Esta tiene un beneficio para estimular la producción en la Argentina y reducir los costos de los argentinos. Subsidiar la exportación sería incoherente y hasta nos pueden acusar de dumping”, señaló el funcionario a El Cronista. Aquel yacimiento que tenga este beneficio no podría exportar y, en el caso que tenga contratos de largo plazo ininterrumpibles, el operador en la cuenca que cuente con el beneficio podrá hacerlo pero se le descontará del beneficio el volumen exportado. “Esto no es una modificación de la resolución. Las empresas que ya tienen el beneficio aprobado lo mantendrán pero, dado el éxito que tuvo, estamos analizando cerrar el registro y estudiando qué límites le damos a las que fueron presentados pero no fueron aprobadas”, expresó el ministro. Tecpetrol, de Techint, supo aprovechar desde el principio el precio estímulo; en cambio, varias empresas competidoras, con YPF a la cabeza, se quejan de que les quedaron afuera varios proyectos, y eso complicará las inversiones previstas. Por otra parte, el ex titular de Vialidad Nacional adelantó que se implementarán dos tipos de contratos de exportación de gas. “Los primeros se denominarán interrumpibles; por ejemplo, para el verano en donde habría excedente y que cuando hay necesidad para el mercado interno se corta y se abastece localmente”, dijo el funcionario. Los segundos se llamarán ininterrumpibles, que se utilizarán para que “en la medida que tengamos agotada la capacidad interna y ya ni haya forma de sacar gas, permitir que siga en pie la exportación del excedente a Chile y no tener que parar la producción de los pozos”. En los próximos días se publicaría esta resolución con los nuevos formatos e Iguacel adelantó que iban a “agilizar los trámites para que en la próxima reunión interministerial con Chile podamos dar la noticia de que volvemos a vender energía limpia y barata al vecino país”. 

En los primeros cinco meses del año, el sistema (el conjunto de usuarios residenciales, comerciales, industria, centrales eléctricas, GNC, entes oficiales y subdistribuidores) requirió en promedio 120 MMm3d de gas. En julio de 2017, el mes más frío, se necesitaron 145,2 MMm3d. Llegar, tal como visualiza Iguacel, a 260 MMm3d de producción de gas, significará precios muy competitivos para el mercado local, junto con el fin de las importaciones de gas de Chile y de Gas Natural Licuado para el invierno. Otro de los propósitos presentados por Iguacel es el de alcanzar 500. 000 empleos asociados al desarrollo de Vaca Muerta. Un viejo estudio del Ministerio de Planificación, que data de 2014, estimaba que el incremento de los puestos de trabajo en la región sería, como mucho, de 150. 000 empleos, con 550. 000 nuevos pobladores, por lo que lograr 500. 000 nuevos empleos sería toda una revolución para el área. Según el ex secretario de Energía Jorge Lapeña, “lo que dijo el ministro es interesante, porque blanquea al fin lo que proyecta el Gobierno, pero no coincide con los pronósticos que se hicieron en el Instituto Mosconi”, del que es director. “La producción de petróleo convencional (que es el 88% del total) sigue en baja. En gas tampoco vemos que se pueda duplicar. La demanda local crecer y la oferta recién se está recuperando, auspiciosamente”, expresó el especialista. “El objetivo de duplicar la producción de gas es posible y tenemos que tenerlo como país, pero no sé si en cinco años, capaz en más. Necesitamos exportar GNL, que va a tomar más tiempo”, dijo un importante ejecutivo del sector, en reserva a El Cronista.

15.08.2018 – EL UNIVERSAL (CARACAS, VENEZUELA)

Caracas.- La comisión de Finanzas de la Asamblea Nacional (AN) inculpó al Gobierno nacional por la pérdida de Citgo, luego de que un juez estadounidense autorizara su incautación, la cual era filial de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) en EEUU, a favor de la minera Crystallex, que reclama a Venezuela 1.400 millones de dólares por la nacionalización de sus negocios y anunciaron que se realizará una investigación para determinar las responsabilidades políticas individuales. El diputado Juan Andrés Mejía, miembro de la comisión, comentó que las autoridades nacionales y otros organismos son cómplices ante la gestión económica realizada por el Ejecutivo en los últimos años. “La AN, la comisión de Finanzas y otras instituciones entre 2005 y 2015, ignoraron lo que se estaba haciendo mal, son responsables de a lo que hemos llegado”. El pasado jueves, un juez federal de EEUU dictaminó la medida de embargo a la empresa refinadora de crudo, fallando a favor de la compañía minera canadiense Crystallex, cuyos activos en Venezuela fueron expropiados en 2008 por el entonces presidente Hugo Chávez. Señaló que “esto no es algo que vemos con emoción, sino todo lo contrario, con muchísima preocupación y consternación porque no solamente se trata del presente de los venezolanos, sino también del futuro de las próximas generaciones”. Mejía reseñó que estos casos pudieron evitarse si se hubiese hecho una correcta inversión y pagos a tiempo a los acreedores, “el Estado decidió endeudar a la nación, manejaron de muy mala manera la economía y éstas son las consecuencias”.

En bancarrota

El diputado Mejía dijo que «la empresa refinadora venezolana, como parte de Pdvsa, fue sometida a un endeudamiento bárbaro, tanto en la emisión de bonos como a préstamos de empresas de otros países como el caso de la rusa Rofnet, poniéndola en riesgo». Destacó que la valoración de Citgo ronda entre los 6 y los 10 mil millones de dólares estadounidenses, pero que más allá de lo económico tiene una valoración estratégica para la industria petrolera venezolana. Mejía precisó que Crystallex fue declarada en bancarrota en 2011. A partir de entonces introdujo una demanda contra Venezuela ante el CIADI, Internacional de Arreglos de Diferencias Relativas, que produjo un resultado en 2016 mediante la que se le otorga a la empresa la posibilidad de cobrar un monto alrededor de los 1.400 millones de dólares por la expropiación en 2011 del yacimiento de oro Las Cristinas -uno de los depósitos auríferos más grandes del mundo- ubicado en el estado Bolívar. Expresó que hoy el dinero que reclama Crystallex es «una cifra muy importante”, que deja a Venezuela en “bancarrota” si se suma a los más de 9.000 millones de dólares que debe pagar el país en servicios de bonos este 2018. Asimismo, recalcó que el dinero que ingresó al país durante esos años «fue robado y despilfarrado» y advirtió que acciones como la de Crystallex probablemente no se detengan. “Tenemos ante el CIADI 21 demandas y 44 acciones interpuestas”. Pdvsa controlaba a través de Citgo Petroleum tres refinerías en los estados de Texas, Illinois y Luisiana, así como una red de aproximadamente 10.000 gasolineras en todo Estados Unidos.

*Comentario de XDT Ingenieria: La capacidad del chavismo para destruir Venezuela ha sido increíble. La mezcla de incapacidad y corrupción más brutal que uno pudiera imaginar.

10.08.2018 – EI (SANTIAGO, CHILE)

La ministra de Energía, Susana Jiménez, señaló que el proyecto de ley de Eficiencia Energética que se enviará próximamente al Congreso contempla otorgarle la facultad a esta cartera para “normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos con el fin de facilitar el acceso y conexión de los usuarios de estos a la red de carga”. La autoridad encabezó el evento “Electromovilidad: Proyección y propuestas para avanzar”, en un evento organizado por la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), donde se presentaron los resultados del Estudio de Movilidad Eléctrica en Chile, cuyo objetivo fue identificar las brechas existentes, y presentar propuestas que permitan favorecer la penetración de esta tecnología en el país. Jiménez dijo que otra iniciativa para el impulso de la electromovilidad es avanzar “hacia una infraestructura más homogénea y armonizada que asegure el libre acceso a los cargadores públicos y también se está desarrollando un informe técnico con la factibilidad eléctrica, a nivel de distribución, con los diferentes puntos de los terminales de las líneas del Transantiago y un documento con recomendaciones en materia de seguridad e interoperabilidad que deban tener las instalaciones para la carga de los buses eléctricos”. La ministra dijo además que el Ministerio comenzó a realizar los análisis “para establecer la estandarización y normativa de la red de cargadores para vehículos eléctricos medianos y livianos, y una normativa de diseño de instalaciones de electrolineras y una propuesta de homologación de cargadores. Por su parte, el director ejecutivo interino de la AChEE, Sebastián Jure, indicó que el estudio de electromovilidad es un aporte para el desarrollo de políticas públicas, precisando que el documento reconoce varias fortalezas en este tema dentro del país, como la existencia de recursos como el cobre y litio, además de la disponibilidad de energías renovables. Los detalles del estudio fueron explicados por David Cabieles, Profesional de la AChEE, quien destacó que las proyecciones para la electromovilidad muestran un escenario futuro, donde los vehículos eléctricos alcanzarían una participación de mercado del 14% en 2040, mientras que el consumo eléctrico de estos vehículos llegarían a un total de 5.000 GWh al año. Cabieles dijo que el estudio no prevé impactos relevantes de este desarrollo en las redes de distribución. 

10.08.2018 – LA PATILLA (CARACAS, VENEZUELA)

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) es un organismo internacional fundado en septiembre de 1960 en Bagdad, Irak, por los entonces presidentes de Venezuela e Irak, Rómulo Betancourt y Muhammad Najib ar-Ruba’i respectivamente. Los países miembros fundadores fueron Arabia Saudita, Kuwait, Irán, Irak y Venezuela, el único perteneciente al Hemisferio Occidental. La producción combinada de esos países en 1960 sumaba 8,27 millones bpd, con Venezuela bombeando 2,85 millones bpd, es decir el 34,4% de la Opep. La Opep con los años resultó una poderosa herramienta geopolítcia, en la medida que los miembros fundadores fueron elevando la producción y se fueron incorporando miembros a la organización. Con el pasar del tiempo, la Opep ha tenido varias etapas, la primera, como lucha contra el dominio internacional de las exportaciones petroleras por las grandes empresas privadas, principalmente estadounidenses, luego en los años 70 y 80 en las estatizaciones de las empresas privadas y la intervención política de los precios. Después de ello una etapa de debilitamiento durante los años 80 y 90 con precios estables por aumento de la oferta de países no Opep. En la década del 2000 la demanda mundial creció vigorosamente impulsando los precios a niveles récord durante años, para que luego cayeran por la disminución de la demanda y exceso de oferta. En la actualidad la Opep se vuelve a comportar como un cartel antimercado al restringir la oferta para elevar los precios del crudo. La importancia de Venezuela dentro de la organización fue disminuyendo con el tiempo y con la llegada del chavismo al país, se ha vuelto marginal. El socialismo trajo una monumental crisis socio económica con la destrucción de la economía nacional y de la empresa bandera del país, Pdvsa, que es hoy una empresa chatarrizada en vías de implosión. En 1970, la producción de Venezuela fue de 3,70 millones de bpd, es decir el 16,5% de la producción total Opep de 22,53 millones bpd. En el año 2000 de 2,89 millones bpd, el 10,15% del total Opep de 28,48 millones bpd. Entre los años del boom de precios del petróleo 2003- 2012 la Opep produjo entre 27 y 32 millones bpd de crudo. Y Venezuela pudo mantener una participación de 10% y 7,8% del total Opep, pero declinando desde el año 2011. Ya la crisis en Pdvsa comenzaba a brotar con fuerza.

Con la llegada de Maduro al poder, comenzó la debacle. Según cifras preliminares de julio, de la encuesta Platts, la producción de Venezuela alcanzó un mínimo de más de 60 años al producir apenas 1,24 millones bpd, el 3,80% de la producción Opep de 32,66 millones bpd. De ser uno de los cuatro grandes productores de la Opep durante décadas, con el paso del tiempo redujo su participación a alrededor del 10% de la organización, hasta colapsar con la llegada de Maduro al poder. En julio, el país fue el octavo productor de la organización, ahora con 15 miembros, donde sólo 5 miembros producen más de 2 millones bpd, y Venezuela cayendo abruptamente al 8vo puesto, detrás de Nigeria y Angola. Hoy Arabia Saudita (32,5%), Iraq (13,99%), Irán (11,395) y EAU (9,095) concentran el 67,02% de la producción Opep. Las dos principales ventajas geoplíticas del país, una presencia poderosa dentro de la Opep y como suplidor seguro en el mercado premiun mundial de crudo, los EEUU, despareció con el saqueo socialista al país. Hoy Venezuela es una enana sin fuerza tanto en la Opep como en los mercados de EEUU. El chavismo acabó con el modelo industrial petrolero que le había servido por décadas al país. Habrá, con muchísima urgencia que instaurar otro, fundamentalmente privado, si no queremos que “las reservas más grandes del mundo” se queden permanentemente ahí. En el subsuelo.