El Sector Petróleo en la Economía Mundial

El sector petróleo en la economía mundial –junio 2012

MOVIMIENTO DE LOS PRECIOS RECIENTE

Perspectiva de Corto Plazo según la Administración de Información Energética de EE.UU.  (EIA) [1]

1º        Después de aumentar a USD $ 119 por barril a principios de febrero de 2013, el precio al contado del petróleo crudo Brent cayó a un mínimo de USD $ 97 por barril a mediados de abril y luego se recuperó a un promedio de USD $ 103 dólares por barril en mayo. EIA espera que el precio spot del petróleo crudo Brent promediará USD $ 102 dólares por barril en el segundo semestre de 2013, y USD $ 100 por barril en 2014. Sin embargo, según los precios de los contratos en el mercado a futuros de crudo, los precios podrían subir un alza considerable en el 2014 (grafico 27)

2º        EIA espera que el precio de la gasolina regular tenga un promedio de USD $ 3.53 dólares por galón durante la temporada de manejo del verano (abril a septiembre). El precio minorista promedio de la gasolina regular anual se prevé una disminución de USD $ $ 3,63 por galón en 2012 a $ USD $ 3.49 por galón en el 2013 y a $ USD $ USD $ 3,37 por galón en 2014 (grafico 28). Previsiones de los precios energéticos son muy inciertas, y los valores actuales de los contratos de futuros y opciones sugieren que los precios podrían diferir significativamente de los niveles proyectados (grafico 28).

3º        En abril de 2013, se estima el consumo total de combustibles líquidos en los países no miembros de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) llegó a 44,5 millones de barriles por día (bbl / d), lo que– para la primera vez en la historia– fue más alto que el consumo en los países de la OCDE (44,3 millones de bbl / d). La  EIA espera que el consumo en los países de la OCDE tendrá un promedio de 45,5 millones de bbl / d en el 2013 en comparación con 44,6 millones de bbl / d para los países no pertenecientes a la OCDE. También, la EIA prevé que el consumo total anual promedio de  líquidos en los países no miembros de la OCDE va a superar los niveles de la OCDE en 2014 (grafico 29)

4º        Un movimiento de los precios del petróleo por encima del nivel de  USD $98  a  USD $100 /por  barril probablemente dará lugar a un poderoso movimiento alcista del precio del petróleo hacia los  USD $110 a USD $115 /por barril (Grafico 30.) El miércoles 3 de Junio, el WTI cerró en USD 101.21 dólares por barril en la Bolsa de Nueva York, y el Brent cerro en USD $ 105. 78 por barril (grafico 31).  Los analistas esperan que en las próximas semanas el precio del WTI se moverá hacia la barrera de USD $ 115 dólares por barril, y; de romperla decisivamente se espera que el precio a mediano plazo se moverá hacia USD $ 150 dólares por barril hasta USD $ 170 dólares por barril; producto de la agudización de guerras y conflictos en el Mediano Oriente: fuerzas imperialistas—bajo el liderazgo de EE.UU., otros países miembros de la OTAN e Israel– contra Siria e Irán. Desgraciadamente, en un mundo globalizado bajo el modelo Neoliberal del capitalismo. salvaje y rapaz contra los pueblos para exprimir el máximo de plusvalía, las guerras son parte del “menú” diario (ver Anexo sobre las guerras). Solamente bajo un mundo globalizado bajo un modelo Socialista, humanista  e incluyente sin distinción de raza o credo. Así  puede la Humanidad esperar vivir en una situación cualitativamente diferente y bajo condiciones de paz.

PRECIOS DE LA CANASTA DE LA OPEP [2]

Los precios de la canasta de la OPEP, con observaciones diarias, han mostrado una tendencia hacia la baja recientemente (grafico 32). Sin embargo, los precios en referencia, con observaciones semanales, muestran un punto de inflexión  apuntan hacia el alza (ver Anexo 2, gráficos 33 y 34). Pero a largo plazo (Junio/2008 a Junio/2012), la subida de los precios de la Canasta ha sido sostenida y; no obstante que en lo que va del año (Junio/2013) el precio promedio anualizado ha bajado un tanto (grafico 35) es de esperar—como se indicó más arriba—que el precio va a repuntar. Se espera la subida  siempre y cuando la economía mundial se recupere, aunque sea lentamente, y entonces los precios de la canasta de la OPEP continuaran su tendencia hacia el alza. Y es que en la correlación de reservas probadas  entre los Países Productores de Petróleo  Miembros de OPEP y Países Productores de Petróleo  No Miembros de la OPEP, los primeros tienen un 81  por ciento de las reservas probadas mundiales (grafico   ). De ahí el interés del imperialismo norteamericano de dominar Iraq, Libia,  Irán, Venezuela; países con porcentajes altos de reservas probadas. Además, valga la reiteración, en ciertas partes del mundo están sonando los tambores de guerra –(ver ANEXO: LAS GUERRAS DE 2013) —lo que tiende a presionar los precios del petróleo hacia el alza.

 

PRECIOS DEL PETRÓLEO VENEZOLANO

La creciente preocupación por los suministros de crudo debido a las tensiones geopolíticas en el caso de Siria, y la publicación de algunos datos económicos positivos en Estados Unidos dieron impulso a los precios petroleros durante la semana del 17 al 21 de Junio. En general los precios del petróleo venezolano han mostrado una ligera tendencia alcista (Grafico   36 ). Los mismos promediaron USD $ 101.06 por barril en el 2011;  USD $ 103.42 por barril en el 2012; USD $ 103.72 por barril en el primer Trimestre del  2013; y una baja a aproximadamente USD $ 100 por barril en  lo que va del segundo Trimestre del 2013

Mucho más que en otros países exportadores netos de petróleo, el comportamiento del Producto Interno Bruto (PIB); de  la producción y de los precios del petróleo en Venezuela deben de considerarse con criterios políticos y geopolíticos, en tanto que el imperialismo norteamericano y otras fuerzas de extrema derecha –internacionales e internas a Venezuela-quieren derrocar–por todos los medios políticos, militares, económicos, sociales y de guerra mediática– al gobierno legalmente constituido. Es un hecho que  –desde que el Comandante Chávez   se postuló a los comicios presidenciales de 1998, los cuales gano, asumiendo por primera vez la Presidencia desde el 2 de febrero de 1999–se han celebrado en Venezuela muchísimas elecciones democráticas a nivel nacional y regional-en las cuales la Revolución Bolivariana gano. No obstante esos triunfos de las fuerzas revolucionarias, a  cada paso, la derecha nacional e internacional, se opusieron a los triunfos democráticos—queriendo hacerlos aparecer en la guerra mediática  como falsos y fraudulentos. Lo mismo hicieron cuando el Presidente Nicolás Maduro fuer electo.  Es así que los  triunfos políticos, y el manejo de la economía política del Socialismo del Siglo XXI, se han dado en el contexto de batallas multidimensionales a favor del pueblo y en contra de las fuerzas oscurantistas. En esas batallas el imperialismo ha atacado de manera especial la industria petrolera y el sector energético.

En esa dirección, es importante considerar lo expresado por los estudiosos Mark Weisbrot, Rebecca Ray y Luis Sandoval, quienes afirman[3] que la economía Venezolana: “…fue influenciada  por choques externos, especialmente los relacionados a la inestabilidad política. Chávez asumió la presidencia cuando los precios del petróleo se encontraban en sus niveles más bajos en 22 años; el primer año fue marcado por crecimiento negativo. Esa tendencia fue invertida para el primer trimestre de 2000 y la economía continúo su crecimiento hasta el tercer trimestre de 2001, durante un periodo de gran inestabilidad política. En diciembre de 2001, la Federación de Cámaras de Venezuela (Fedecámaras) organizó una huelga general empresarial en contra del gobierno.     Esta inestabilidad política, acompañada de mucho vuelo de capital, continuó hasta abril de 2002, cuando el gobierno electo fue derrocado en un golpe militar. El gobierno constitucional fue restaurado en 48 horas, pero la estabilidad no se recuperó, ya que la oposición continuaba buscando la manera de derrocar al gobierno por medios extrajudiciales. El crecimiento continuó siendo negativo durante el resto del año 2002 y luego la economía fue golpeada con una huelga petrolera liderada por la oposición entre diciembre de 2002 y febrero de 2003. Esto causó que la economía entrara en una severa recesión durante la cual Venezuela perdió aproximadamente el 24 por ciento de su PIB. La economía comenzó a recuperarse en el segundo trimestre de 2003 y ha crecido a un ritmo bastante rápido desde entonces, con la excepción de un descenso en el  2009”…el  cual fue producto de la crisis 2007-2009. En nuestra opinión, cuando se visualiza el comportamiento del PIB en Venezuela (grafico 37), se deben recordar los factores políticos—como los indicados en este y en el siguiente párrafo.

Otra fuente [4] indica que:” Entre los años 2002 y 2003 la empresa petrolera venezolana fue objeto de una fuerte reestructuración, ocasionada por la situación de sabotaje interno enfrentada por el Gobierno de Venezuela durante esos años. Durante el mes de diciembre de 2002, parte de los trabajadores de PDVSA acataron un paro general empresarial indefinido, convocado  por la gran empresa privada (representada por la patronal Fedecámaras) y por los partidos de la derecha opositora-aglutinados en la llamada Coordinadora Democrática– y varios sectores de la así denominada sociedad civil. El objeto de todo esto fue exigir la renuncia de Hugo Chávez a la presidencia de Venezuela. Como consecuencia del sabotaje, la producción de crudo, así como las actividades de refinación y comercialización cayeron en más de 90%. Las pérdidas monetarias estimadas de la Nación producidas por dicha suspensión de actividades, ascienden a más de USD $ 10.000 millones de dólares, mientras que aproximadamente unas 18.000 personas (unas 2/3 partes de la fuerza laboral de la empresa) fueron despedidas por abandonar sus puestos de trabajo y plegarse al paro. Una vez finalizado el paro, PDVSA tardó aproximadamente año y medio en retomar condiciones de operación normales.”

La inversión y crecimiento del sector petróleo es bastante importante por muchas razones; entre otras porque el PIB Petrolero tiene un importante impacto/influencia en la tasa de crecimiento del PIB global, a precios constantes (cuadro 2). Por ejemplo, en el 2004, en que el PIB global creció en 18.3% a precios constantes, el PIB petrolero creció a 13.7% a precios constantes. Por lo tanto lo que sucede en el sector petrolero de Venezuela de ahora hacia el futuro es de gran importancia para el crecimiento del PIB.

Cuadro 1: Venezuela: Tasa de Crecimiento del PIB

Fuente: “¿Es sostenible la recuperación económica de Venezuela?”;

http://www.cepr.net/index.php/other-languages/spanish-reports/ies-sostenible-la-recuperacion-economica-de-venezuela

Sobre el crecimiento general del PIB Venezolano dos economistas expertos afirman en su estudio [5] que:

“Durante los primeros cuatro años del gobierno de Chávez, cuando el gobierno no tenía control sobre la empresa nacional de petróleos (PDVSA), sí hubo, de hecho, un alto grado de inestabilidad económica. Esto culminó con el golpe militar de abril de 2002, seguido de una huelga petrolera (entre diciembre de 2002 y febrero de 2003) que paralizó la economía. La huelga petrolera causó una recesión extremadamente severa, la cual resultó en una pérdida del 29 por ciento del PIB. Sin embargo, incluso después de culminado el paro, las predicciones de los analistas apuntaban a un futuro grave y a una recuperación lenta y difícil. En repetidas veces, los pronósticos del Fondo Monetario Internacional (FMI) subestimaron el crecimiento del PIB, con un gigantesco error de 10,6, 6,8 y 5,8 puntos porcentuales para los años entre 2004 y 2006. En realidad, la recuperación fue bastante rápida y la economía creció a un ritmo récord durante los cinco años posteriores, con un crecimiento del PIB de casi el doble entre el final de la huelga petrolera (primer trimestre de 2003) y el cuarto trimestre de 2008. Con el colapso de los precios del petróleo en el cuarto trimestre de 2008, muchos analistas concluyeron que el día del juicio final para Venezuela había llegado finalmente. El comienzo de una recesión se dio en el primer trimestre de 2009 y los pronósticos negativos persistieron hasta mucho después del comienzo de la recuperación, durante el segundo trimestre de 2010. En 2011, la economía venezolana desafió a la mayoría de pronósticos al registrar un crecimiento de 4,2 por ciento, el cual, para el primer semestre de 2012, es de un 5,6 por ciento. No obstante, la mayoría de pronósticos aún se mantienen pesimistas. El crecimiento actual de Venezuela es considerado generalmente como insostenible y se han sugerido varios escenarios negativos, incluyendo algunos en los que se da una espiral de deuda, de inflación y una crisis de la balanza de pagos. Sin embargo, estos pronósticos pesimistas han estado bastante lejos de dar en el blanco durante la mayor parte de la última década….Concluimos que el crecimiento económico actual de Venezuela es sostenible y podría continuar al ritmo actual, o a uno mayor, durante muchos años más.” [6]

Por lo tanto, para el futuro crecimiento del PIB global venezolano, importa mucho la inversión en el sector petróleo. Al respecto, es de notar que las Reservas Probadas más grandes de los Países miembros de la OPEP son de Venezuela (Grafico 38).  Pero—por causas de lucha política contra la derecha reaccionaria y del enfrentamiento al sabotaje,  a la desestabilización, y al golpe de estado durante todo el periodo revolucionario 1999 a 2013—la  producción Venezolana no está entre las mayores de los países de mayor producción mundial (Grafico 39). En efecto, durante el 2012 la producción de Venezuela fue de 2.3 millones de barriles por día; cantidad que se mantuvo en el primer Trimestre del 2013.

En el pasado Venezuela logro producir hasta 3,5 millones de barriles por día (grafico 40). Pero—como se indicó más arriba– la política contra revolucionaria y saboteadora de las fuerzas de derecha—internas e internacionales– en contra del gobierno del Presidente Chávez logró durante un tiempo golpear duramente a PDVSA

Durante los años 2004 y 2005 el Gobierno Revolucionario del Presidente Chávez ejecuto cambios en PDVSA, orientándola como impulsora de programas sociales y educativos para la población venezolana. En este sentido, PDVSA apoya ahora directamente las actividades que el gobierno venezolano desarrolla en el mejoramiento de las condiciones de vida de la población y; en el apoyo internacional y solidario a numerosos países. La derecha venezolana  e internacional —agrupada alrededor del ultra derechista Enrique Capriles– lanza fuertes críticas a las actividades sociales y de solidaridad internacional de PDVSA. Las críticas incluyen—desde luego—la orientación de PDVSA por el Gobierno Revolucionario Bolivariano, frente al panorama energético mundial: incluyendo la  creación de Petrocaribe y Petrosur. La derecha está totalmente en contra de la utilización del petróleo como instrumento político y de negociación por parte del gobierno venezolano.

En cuanto a la inversión petrolera durante el  periodo 2014 a 2019, el Periódico “El Tiempo” informo (edición del  13 de Junio) que el presidente de Petróleos de Venezuela (PDVSA), Rafael Ramírez, ratificó en un evento con el sector privado que la inversión para el Plan Siembra Petrolera superará los USD $ 257 mil millones de dólares para el 2019. El Ministro sostuvo un encuentro con empresarios privados para invitarlos a participar en el Plan Siembra Petrolera 2013-2019. El periódico informo lo siguiente en relación al evento: [7]

“El presidente de PDVSA sostuvo un encuentro con empresarios privados para invitarlos a participar en el Plan Siembra Petrolera 2013-2019. El funcionario señaló que la meta de producción de petróleo es de 4 millones de barriles diarios para 2014 y de 6 millones para  2019. Ramírez afirmó que para lograr esta meta es necesaria la participación del sector privado. “Ya se abrió un registro para estas empresas, y se están estudiando propuestas que se presentarán al presidente de la República, Nicolás Maduro”. El también ministro de Petróleo y Minería señaló que en la Faja Petrolífera del Orinoco se está estudiando la creación de zonas especiales de producción, pues actualmente se generan 1 millón 229 mil barriles diarios, pero la meta es llegar a 4 millones en los próximos años. Para lograr esa cifra, indicó que es necesario ejecutar la construcción de seis mejoradores, dos refinerías, y la perforación de 10 mil pozos. “Debemos conformar un conglomerado industrial desde la Faja Petrolífera del Orinoco para dar apoyo a la intensidad de producción. Es necesario hacer agrupaciones de industriales para la fabricación de equipos mecánicos”. Ramírez destacó que está en planes la firma de nuevos convenios para la constitución de empresas mixtas entre Pdvsa Industrial y el sector privado. También refirió que de cumplirse las metas establecidas, para  2009 se podría fabricar  80% de los insumos y materiales necesarios para la producción del hidrocarburo.”

“El encuentro celebrado ayer sirvió para la firma de un memorándum de entendimiento entre Pdvsa y las empresas privadas para promover y facilitar la creación e instalación de fábricas para pinturas petroleras, marinas e industriales; cables para bombas electro sumergibles; cables submarinos, comerciales e industriales; compuestos termoplásticos y empacaduras espiro metálicas. “ El presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, capítulo Anzoátegui, Mario Castillo Serrano, señaló que propusieron proyectos tecnológicos para la exploración y producción de petróleo y el manejo de plantas móviles de concreto para la Faja Petrolífera. Aseveró que las empresas están dispuestas a participar en la creación de un fondo de financiamiento con un capital de 200 millones de dólares, que incluya a la banca pública y privada, para levantar capitales a escala nacional e internacional. Castillo también indicó que plantearon la necesidad de crear una cartera de hidrocarburos para el financiamiento de las deudas que mantiene el holding con el sector privado. Agregó que todas las ideas surgieron de la instalación de 10 mesas de trabajo en las áreas socio productivas, jurídicas, de insumos, mantenimiento, ejecución de proyectos y otras. Ayer fue la 4ta jornada entre Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y el sector privado conexo, destinado a la presentación de proyectos para el Plan Siembra Petrolera 2013-2019. Previamente se realizaron encuentros similares en los estados Sucre, Zulia y Falcón, y en los próximos días se llevarán a cabo otras reuniones en Monagas y Bolívar.”

En conclusión: Para el futuro de Venezuela es importantísimo ejecutar su Plan de Inversiones 2014-2019 en el sector Petróleo. Los precios internacionales nunca han estado tan elevados en el periodo        , medidos en dólares constantes de 2012 (grafico 41). Y además, en un futuro próximo–de un año a año y medio– se prevé una subida de precios de petróleo nunca visto en la historia (grafico 42).

La Producción de Petróleo y Gas Proveniente de Conchas: Shale Oil y Shale Gas.

La Revolución Científico/Técnica en la Producción de Petróleo y Gas Proveniente de Conchas (shale oil y shale gas)

1º   Definiciones [8]

Gas de Esquisto

No debe confundirse con el petróleo de esquisto. El gas de esquisto, también conocido como gas de lutita o gas pizarra (en inglés: shale gas y en francés: gas de schiste), es un hidrocarburo en estado gaseoso que se encuentra en la formaciones rocosas sedimentarias de grano muy fino. Este tipo de gas natural se extrae de zonas profundas en terrenos donde abunda el esquisto, las lutitas o las argilitas ricas en materia orgánica. El interior rocoso del esquisto presenta baja permeabilidad, lo que impide su ascenso a la superficie. Por ende, para la extracción comercial de dicho gas, es necesario fracturar la roca hidráulicamente.

Recientemente, a partir del 2010 el gas de esquisto ha tenido un auge comercial importante, sobre todo en los Estados Unidos, pero también es un recurso natural sensible en países como Francia y Canadá. El balance de la extracción del gas de esquisto está llamado a un debate ecológico y medioambiental, pues a esta industria se le acusa de destruir fuentes de agua dulce tanto exterior como subterránea.

También se le critica por aumentar la cantidad de emisiones de gases de efecto invernadero, principalmente de dióxido de carbono. Geológicamente, a la extracción de este tipo de gas, se le acusa de ser responsable de al menos dos temblores de tierra en Gran Bretaña y otro en Arkansas.En Quebec, un reciente estudio demostró que los yacimientos de extracción sufren de fuertes emanaciones de gas, lo que despertó un fuerte rechazo de la población local hacia esta industria.

Petróleo de Esquisto

Los esquistos bituminosos (lutitas bituminosas) son rocas sedimentarias arcillosas, generalmente negruzcas, que contienen materiales inorgánicos y orgánicos, procedentes de la fauna y la flora acuáticas (en lenguaje coloquial serían rocas empapadas de petróleo). Este material es transformado diagénicamente en medio reductor y da lugar a materia orgánica compleja con un elevado peso molecular. La composición de los esquistos bituminosos es:

C= 80% , H=10%, O=6%, N=3%, S=1%. El contenido en petróleo de los esquistos bituminosos varía enormemente, de forma que de una tonelada pueden extraerse de 75 a 125 litros de petróleo. El proceso de extracción del petróleo consiste en la trituración, combustión en hornos y extracción.

2º   Producción en EE.UU.

En el 2012, los EE.UU. registraron el mayor incremento en la producción de petróleo en el mundo y el mayor incremento en la historia de EE.UU. (grafico 43), desatando una oleada de nuevas reservas de crudo que están ayudando a frenar el alza los precios mundiales del petróleo y favorecer los objetivos de la política exterior de Estados Unidos por adelantado. La producción de petróleo en los EE.UU. aumentó 14% el año pasado a 8,9 millones de barriles por día, de acuerdo con la revisión estadística del Anuario de British Petroleum (BP) anual recientemente publicado. Esa producción, impulsada principalmente por el desarrollo de nuevos campos de petróleo de concha, como los de Dakota del Norte, ayudó a suplir más oferta para compensar la merma  en otros países productores de petróleo. Por el contrario, la producción de petróleo en tierras de producción tradicional cayó en un 18% entre  2010 y 2012.  “El crecimiento de la producción de petróleo en  EE.UU. fue un factor importante para mantener la estabilidad de precios, y; evitar que los precios del petróleo se elevaran considerablemente, a pesar de que 2012 fue un segundo año consecutivo de grandes interrupciones en el suministro de petróleo”, dijo el presidente ejecutivo de BP, Bob Dudley. El auge de la producción de petróleo de concha (oil sands)  de EE.UU. y Canadá contrasta con la evolución de muchos países; grandes países productores de petróleo como México, Nigeria, Brasil y Venezuela, donde la tendencia de la producción es hacia la baja. La producción canadiense creció casi un 7%, impulsada, tanto por la producción de crudo tradicional y por el desarrollo de las arenas bituminosas (oil sands).

3º   Petróleo y Gas de fuentes no convencionales

Conforme información publicada por la empresa petrolera española Repsol,  hace dos décadas, cuando los grandes yacimientos convencionales empezaron a escasear, la industria petrolera se embarcó en la búsqueda de nuevos hidrocarburos hasta lograr perforar pozos a 8.000 metros de profundidad en el lecho marino. Hoy, el desarrollo tecnológico abre las puertas a nuevos retos como explorar las zonas árticas y, en 10 años, el petróleo procedente de las aguas profundas puede suponer una cuarta parte de la producción mundial. Las empresas de petróleo y gas innovan en diversos campos, desde la ingeniería a las tecnologías de la información, para alcanzar unos objetivos cada vez más profundos, más remotos y más difíciles de acceder. Las nuevas fronteras exploratorias están en el Ártico, en los océanos a profundidades aún mayores y en los recursos no convencionales, como el shale oil y  el shale gas. El desarrollo de estos recursos exige fuertes inversiones económicas y sólo es posible con unos precios de los hidrocarburos que permitan asumir estos costes.

Según Repsol, el fin de la era del petróleo fácil ha hecho necesario que la industria desarrolle nuevas técnicas de exploración y producción para permitir que “hoy seamos capaces de tener una probabilidad de éxito exploratorio mucho mayor y nos atrevamos a invertir mucho dinero en un sondeo donde antes simplemente éramos incapaces de adivinar lo que había en el subsuelo”, explica Luis Cabra, Director General de Exploración y Producción de Repsol. Las tecnologías llamadas de “iluminación del subsuelo” han sido una de las claves para acceder a nuevas reservas.  Son sistemas que permiten obtener mapas en dos o tres dimensiones de estructuras geológicas que pueden contener hidrocarburos. El avance más reciente son las técnicas llamadas de modelaje 4D, que proporcionan imágenes dinámicas del movimiento de fluidos de un yacimiento. Pero aunque la imagen sísmica permite aproximaciones cada vez más precisas, saber con plena certeza si existen hidrocarburos sólo es posible “haciendo un sondeo”. Por eso los sistemas de perforación con sensores, que analizan el subsuelo mientras se perfora para detectar hidrocarburos “también son decisivos para tener éxito exploratorio”, continúa Luis Cabra.

Como en otros ámbitos, los avances en las telecomunicaciones y en capacidad de supercomputación han permitido que la industria petrolera haya dado en los últimos diez años un salto de gigante. Los sistemas de operaciones en tiempo real hacen posible hoy que los centros de decisión de las compañías petroleras dispongan de datos online desde explotaciones situadas en cualquier lugar del mundo. En este campo, Luis Cabra destaca también la tecnología de posicionamiento dinámico vía satélite que mantiene a los buques y plataformas de perforación petrolífera en la vertical del sondeo con una precisión de centímetros, incluso en medio de fuertes temporales. Pero el riesgo exploratorio, entendido como probabilidad de no encontrar hidrocarburo, sigue siendo algo consustancial a la industria petrolera y, como media, “tenemos que perforar cinco pozos para esperar que uno de ellos tenga éxito y pague la inversión de los otros cuatro”, prosigue Luis Cabra.  “Durante los últimos años, en Repsol hemos llegado a tener un nivel de acierto mayor del 30%, que es muy alto. Pero también exploramos en áreas de frontera aceptando una probabilidad de tan sólo el 10%, cuando la promesa de un gran descubrimiento lo justifica. No se trata en absoluto de jugar a la ruleta, sino de un ejercicio riguroso de análisis y diversificación de riesgos”.

Las aguas profundas son un área clave para búsqueda de nuevos hidrocarburos. De allí procede ya el 10% de la producción mundial de petróleo y, según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el lecho marino puede contener más de 3,5 billones de barriles de crudo. La combinación de adelantos técnicos ha permitido que, en un lustro, el tiempo entre el descubrimiento y el inicio de la producción se haya reducido en  estas áreas de 10 a 3 años.  Pero extraer el petróleo de las aguas de Brasil, el Golfo de México o Angola, resulta más caro y difícil. El coste de producción se duplica sobre las explotaciones convencionales, con gastos diarios por pozo que pueden superar el millón de euros. Y, además, el reto tecnológico es enorme: “Imaginemos la dificultad de identificar posibles yacimientos tan profundos, alcanzar el fondo marino a casi 3 kilómetros de profundidad y desde ahí perforar otros 4 ó 5 kilómetros hasta llegar al petróleo o al gas”.   “Después hay que extraer el hidrocarburo, transportarlo desde varios pozos a un mismo punto de la superficie del mar, donde en una plataforma o barco se procesa y envía al buque de transporte”. Estas operaciones en medio del océano han requerido avances en casi todos los ámbitos del conocimiento, desde el desarrollo de nuevos materiales más resistentes para las tuberías y las válvulas, al empleo de robots submarinos que trabajan por control remoto. Mirando veinte años atrás, era difícil imaginar que hoy se estuvieran perforando pozos a esa profundidad, “pero lo que nadie pensaba era que la tecnología iba a permitirlo en un plazo tan corto. Y  que pudiera hacerse de forma segura, con un alto nivel de protección ambiental y en armonía con otras actividades humanas relativamente cercanas, como el turismo por ejemplo, como ocurre en Río de Janeiro, las costas de Florida o a 60 kilómetros de Canarias en un futuro, si lo hacemos bien y tenemos éxito exploratorio”.

Los hidrocarburos del futuro vendrán de las aguas ultra profundas, donde “quedan bastantes áreas por explorar, de la explotación de los crudos extra pesados y el “shale oil”, con el que todavía no hemos hecho más que empezar. Y también las zonas árticas están muy inexploradas”. La tecnología permite ya “trabajar en estos sitios de forma segura y con unos costes que hacen que el petróleo y el gas sigan siendo competitivos frente a otras fuentes de energía”. “Pero hay que pensar que la época de la energía barata ha terminado. La demanda del mundo por desarrollar y la disponibilidad limitada de las fuentes hacen que el precio sea alto y también que deba primar la eficiencia y el ahorro de energía”. A largo plazo, la tendencia es a un incremento de los costos porque las nuevas reservas por descubrir estarán en zonas cada vez más inaccesibles.

El petróleo aporta un tercio de la energía que consume el planeta y el 95 % del transporte mundial emplea combustibles derivados del crudo. El eterno debate sobre el ‘peak oil’ o pico de producción, el momento en el que la nueva producción de petróleo no compense la cantidad consumida, sigue abierto porque la evolución tecnológica está cambiando continuamente el escenario. “Estoy convencido de que, dentro de treinta años, tendremos reservas para otros cuarenta años como tenemos hoy, ya que los nuevos descubrimientos seguirán reponiendo la producción que consumamos”, finaliza Luis Cabra.

4º   También según Repsol, tras las aguas profundas de los océanos, la ‘nueva frontera’ en la búsqueda de hidrocarburos son los recursos no convencionales: shale gas y shale oil. Estos recursos no convencionales son hidrocarburos que se encuentran en unas condiciones que no permiten el movimiento del fluido, bien por estar atrapados en rocas poco permeables o por tratarse de petróleos de muy alta viscosidad.

5º   Bajo este nombre se engloban distintos tipos de hidrocarburos gaseosos, como el shale gas  (gas de esquisto), el tight gas (gas de formaciones compactas) o el metano contenido en capas de carbón. También existen los crudos no convencionales, como el shale oil (petróleo de esquistos) o tight oil (petróleo de formaciones compactas). Igualmente, se incluyen en este tipo de recursos los crudos extrapesados y las arenas bituminosas u oil-sands. Siempre estuvieron ahí, pero hasta ahora la tecnología y los precios no hacían viable su explotación. Para extraerlos se deben emplear nuevas técnicas, técnicas no convencionales, para liberar los hidrocarburos o para reducir su viscosidad y que así fluyan  hacia los pozos.

6º   Los recursos no convencionales han exigido que la industria cambiara sus modos de extracción.

Infografía: Recursos no convencionales

Una segunda oportunidad para yacimientos maduros

Gracias a la explotación de sus recursos de gas no convencional, EE.UU. ha pasado de ser un país netamente importador tener la perspectiva de ser autosuficiente. Reservas consideradas no explotables hace pocos años cubren hoy el 50% de la demanda de gas y, según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), podrían ser suficientes para asegurar el abastecimiento del país durante más de un siglo. En los años 80 se empezaron a aplicar en ese país nuevas técnicas en yacimientos que ya estaban en declino. Fueron necesarias dos décadas para empezar a ver los resultados. Pero ahora, muchos de esos viejos yacimientos han rejuvenecido y el petróleo y el gas que todavía esconden han disparado la producción y  las reservas.

El éxito en EE.UU. ha sido tal que ahora se realizan prospecciones por todo el planeta y nadie en la industria de la energía quiere quedar al margen de este juego: “Esto no es una moda pasajera. El volumen de estos recursos es tan importante que va a justificar enfocarse en su desarrollo”, afirma José María Moreno, director de Análisis Técnico y Proyectos Especiales de Repsol. Tras EE.UU., Canadá inició su producción en 2005 y China, el pasado año. Junto a estos tres países, según los geólogos, las perspectivas más prometedoras están en Argentina, Australia y Sudáfrica. En Europa, señalan a Polonia y Francia. España no tiene un subsuelo que favorezca la acumulación de shale gas y, aunque se están realizando algunas exploraciones, no se esperan grandes resultados.

Más inaccesibles y dispersos, los recursos no convencionales han exigido que la industria cambiara sus modos de extracción. El alumno aventajado es el shale gas, también llamado ‘gas pizarra’ porque suele encontrarse atrapado o absorbido en este tipo de roca. Su producción ha sido posible por la combinación de dos de estos nuevos métodos: la perforación horizontal y la fracturación hidráulica.

Para liberar el gas retenido se perfora horizontalmente un pozo de unos 1.000 metros y se inyecta agua a presión hasta fracturar la roca. A continuación, se bombea material sólido granulado para mantener abiertas las fracturas. Con estas técnicas se consigue recuperar como media un 20% del recurso.

El shale gas requiere una explotación muy intensiva, porque “cada pozo muestra un pico inicial de producción seguido de un declino  bastante acusado, para estabilizarse en un caudal residual muy bajo en un tiempo muy corto”, explica José María Moreno. Por esta razón, se realizan un mayor número de pozos que en una producción convencional, entre 8 y 16 pozos desde un mismo emplazamiento, lo que disminuye su impacto ambiental.

El volumen estimado de los petróleos no convencionales es muy grande (grafico 44).  Las arenas bituminosas y el petróleo extra-pesado suponen más de la mitad de los recursos remanentes identificados. Si estos cálculos se confirman, Canadá, muy rico en estos hidrocarburos, pasaría a ser el país del mundo con mayores reservas de petróleo, superando a Arabia Saudí.

Este tipo de recursos puede suponer en las próximas décadas una aportación decisiva para el suministro mundial de energía. La irrupción del gas no convencional ha elevado las reservas mundiales hasta los 920 billones de metros cúbicos, según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Por comparar, España consumió en 2010 algo más de 34 mil millones de metros cúbicos.  Aunque no todo ese gas se logre recuperar, podría ser suficiente para abastecer al mundo los próximos 150 años. En el horizonte ya aparecen nuevos recursos como el bitumen en carbonatos o los hidratos de metano alojados en el fondo marino. Todavía se investiga en un método económico para producirlos, pero ya se conoce el enorme poder energético que encierran. Todo indica, afirma Moreno, “que  gran parte de la producción de los próximos años vendrá, cada vez más, de yacimientos no convencionales”.

Cantidades y Ubicación de Reservas para la Producción de Petróleo de Conchas (shale oil)  y Gas de Conchas (shale gas)

1º   El 10 de Junio del 2013 el Energy Information Agency (EIA) publicó un estudio denominado “Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States”.  En ese estudio la EIA informa lo siguiente:

“Este informe presenta una evaluación inicial de los recursos no convencionales de petróleo y gas, y; actualiza la evaluación previa de los recursos de gas de esquisto (shale gas) y petróleo de esquisto (shale oil) presentadas  en abril del 2011 de. Se evalúan 137 formaciones de esquisto en 41 países fuera de Estados Unidos,  y la expansión de  69 formaciones de esquisto en 32 países considerados en el informe anterior. Hay dos razones para llevar a cabo una evaluación actualizada de recursos de esquisto tan pronto después del informe previo. En primer lugar, la investigación geológica y  los resultados de perforación no estaban disponibles para su uso en el informe de 2011. Las nuevas investigaciones  permiten una evaluación más informada de las formaciones de esquisto, cubierto en este informe, así como otras formaciones de esquisto que no se evaluaron en el 2011. En segundo lugar, mientras que el informe de 2011 se centró exclusivamente en el gas natural, la evolución reciente de los Estados Unidos ponen de relieve el papel de las formaciones de esquisto y otros recursos apretados como fuentes de petróleo crudo, condensados de arrendamiento, y una variedad de líquidos transformados a base de gas natural húmedo. Las estimaciones en el informe actualizado,  tomados  en conjunto con la propia evaluación de los recursos dentro de los Estados Unidos de la EIA,  indican que  los recursos técnicamente recuperables son de 345 miles de millones de barriles de  petróleo de concha (shale oil) en el  mundo y 7.299 billones de pies cúbicos de  recursos mundiales de gas de concha (shale gas). ”

2º   En efecto, la geografía de los recursos no tradicionales es virtualmente mundial (grafico 44). Las reservas técnicamente recuperables para petróleo de concha (shale oil) y gas de concha (shale gas) son verdaderamente masivas (grafico 45). Los 10 países con mayores reservas de shale oil son diferentes a los 10 países con mayores reservas de shale gas (grafico 46).

3º   La EIA advierte que sus evaluaciones y estadísticas deben tomarse con cautela. Afirma así: ” Nuestras estimaciones sobre las reservas de petróleo provenientes de esquisto bituminoso y las estimaciones de los recursos de gas de esquisto son muy inciertas y lo seguirán siendo hasta que se prueben extensamente con los pozos de producción. La metodología de este informe para estimar los recursos de esquisto fuera de los Estados Unidos se basa en la geología y las tasas de recuperación de recursos de esquisto en formaciones similares en los Estados Unidos (conocidos como análogos); en los cuales se ha producido petróleo de esquisto de petróleo y gas de esquisto en miles de pozos productores. Debido a que en EE.UU. estos pozos  han demostrado poder producir rápidamente en grandes volúmenes– a un costo relativamente bajo– se ha revolucionado la producción de petróleo y la producción de gas natural en EE.UU. Estos recursos en 2012 proporcionan el 29 por ciento de la producción total de petróleo crudo EE.UU. y el 40 por ciento del total de gas natural en EE.UU. naturales Sin embargo, teniendo en cuenta la variación entre las formaciones de esquisto en el mundo, tanto en geología y en condiciones por encima de la tierra, aún no está claro que los recursos globales técnicamente recuperables de esquisto también resultarán ser económicamente recuperables. El impacto en el mercado de recursos de esquisto fuera de los Estados Unidos va a depender de sus propios costos de producción y volúmenes…Varias naciones han comenzado a evaluar y poner a prueba el potencial de producción de las formaciones de esquisto que se encuentran en sus países. Polonia, por ejemplo, ha alquilado superficie prospectiva  y ha perforado 43 pozos de prueba en abril de 2013. Argentina, Australia, China, Inglaterra, México, Rusia, Arabia Saudita y Turquía también han comenzado exploración o expresado interés en sus formaciones de esquisto.”

Perspectivas  Estratégicas

En un reciente estudio denominado “Geostrategic Implications of Unconventional Oil and Natural Gas”  por Sarah O. Ladislaw  y Maren Leed, Center for Strategic and International Studies (April 1, 2013) [9] se analizan los impactos estratégicos y geopolíticos de la energía proveniente de fuentes no convencionales, a saber shale oil y shale gas. El artículo es demasiado largo para reproducirlo aquí, pero si conviene leer los siguientes extractos (traducidos del Ingles rápidamente) que indican que probablemente el mundo se mueve hacia una nueva correlación de fuerzas geopolíticas y geoestratégicas, en lo referido a petróleo y gas natural; y por supuesto, como derivado, las relaciones políticas, militares, y económico/financieras también serán profundamente afectadas.

“Entre 2007 y 2009 la dinámica geopolítica de la energía tomo visiblemente un rumbo nuevo, con los productores de energía basados ​​en combustibles fósiles tradicionales preocupados por este aparente aumento de la voluntad global para considerar seriamente las fuentes alternativas de energía. Entre las principales regiones consumidoras, incluyendo Europa, Asia, e incluso los Estados Unidos la inversión en el desarrollo de tecnologías de energía limpia y nueva instalación ha sido visto como uno de los principales pilares de la estrategia de seguridad económica y ambiental. Los Estados Unidos trataron de obtener la autosuficiencia energética a través de un mayor uso de los biocombustibles, los vehículos híbridos y eléctricos, y para participar en un renacimiento nuclear global para des carbonizar el sector energético. Los políticos estadounidenses hicieron campaña para lograr menor dependencia de EE.UU. en lugares del mundo como el Medio Oriente, Venezuela y Nigeria. Por su parte, los políticos europeos trataron de romper definitivamente su dependencia de las importaciones procedentes de Rusia. Sin embargo, en los últimos años el mundo de la energía ha ido cambiando. La crisis financiera mundial y la recesión económica, junto con la percepción de estancamiento del régimen climático internacional, seguido de un desastre nuclear sin precedentes en Fukushima, Japón, y el peor derrame de petróleo en aguas profundas en la historia de EE.UU. todos han servido para modificar una vez más el panorama geopolítico de la  energía. Mientras que los niveles más bajos de crecimiento económico han dado a las compañías de energía más tiempo para invertir y traer recursos energéticos en línea, en previsión del crecimiento futuro, también ha exacerbado la transición a la nueva dinámica geopolítica, con algunas economías rápidamente emergentes que experimentan un más sólido retorno más rápido a el crecimiento económico y el aumento del consumo de energía y una mayor capacidad para gastar dinero en el país y en el extranjero para cultivar aún más los recursos.”

“Quizás el cambio más fundamental a surgir durante este periodo de tiempo ha sido la realización generalizada de la viabilidad económica, tecnológica y comercial de los recursos de gas natural enorme de petróleo y en América del Norte y la posibilidad de transferir este éxito a la producción a otras partes del mundo con recursos similares. Estos acontecimientos pueden alterar el panorama energético mundial en varios aspectos importantes. En el plano interno, la combinación de los altos precios del gas natural en el período 2006-2008, una estructura de propiedad y la regulación de los recursos permisiva, la composición de los conocimientos tecnológicos y de la industria han permitido que los productores de petróleo de EE.UU. y los productores de gas logren mejorar los procesos de producción y desbloquear el potencial de producción de hidrocarburos provenientes de  abundantes recursos que se creía anteriormente ser antieconómicos.

La transformación resultante ha sido abrumadora. Según el último pronóstico de la Agencia Internacional de Energía, Estados Unidos superará a Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo en 2017, superará a Rusia como el mayor productor de gas natural en 2015, será autosuficiente en energía en 25 años, y podría ser un exportador neto de petróleo en 2030. Incluso las estimaciones más conservadoras de la Administración de Información de Energía de EE.UU. (EIA) reconocen un cambio sustancial. La EIA prevé un futuro en el que los Estados Unidos se mueve de un importador neto de 50 por ciento de los líquidos en 2010 a entre 22 y 36 por ciento en 2035, en función de una serie de factores. Por el lado del gas, la EIA estima que Estados Unidos será un exportador neto de gas en 2020.

Anteriormente, los Estados Unidos eran considerados como un futuro destino principal de las exportaciones mundiales de gas natural (es decir, un importador de gas natural). Ahora, el Departamento de Energía de los EE.UU. tiene actualmente quince aplicaciones para terminales de exportación de gas natural y casi 80 mil millones de dólares de la industria petroquímica se han trasladado de nuevo a los Estados Unidos para aprovechar el gas barato y abundante. El mismo tipo de transformación está sucediendo en el lado del petróleo. En 2011, las exportaciones de productos petrolíferos refinados superaron a las importaciones por primera vez en más de seis décadas, y se convirtieron en un elemento superior de productos básicos de exportación de EE.UU. La producción de petróleo en las regiones productoras de petróleo no convencional de núcleo está avanzando tan rápidamente que la infraestructura de oleoductos no puede seguir el ritmo. El petróleo ahora, cada vez más,  se envía por ferrocarril hasta colocar el producto en el mercado para moderar las tendencias alcistas de los precios del petróleo. No desde antes de las crisis energéticas de la década de 1970 los Estados Unidos han pensado en sí mismo como una nación abundante energía.

Suministros de gas y petróleo no convencional ahora proporcionan la fuente de más rápido crecimiento de la nueva producción de hidrocarburos en EE.UU. y se espera que constituyan la mayor parte del crecimiento de la producción en el futuro. Según un estudio ampliamente citado por encargo de la EIA, el petróleo no convencional similar y potencial de recursos de gas también existe en China, Europa, Rusia, el Medio Oriente, Canadá y América Latina. Mientras que los marcos comerciales (estructura normativa, los derechos mineros, la estructura del sector, los regímenes fiscales, la infraestructura, los mercados, la gobernanza, las preocupaciones ambientales, etc.) varían según la región, la mayoría de los analistas llegan a la conclusión de que al menos parte de la producción de estos recursos se materializaran en los próximos dos décadas, pero que algunos países llegar mucho más rápido que otros.

Las posibles consecuencias de los cambios de energía

Si bien las predicciones de la trayectoria exacta del desarrollo de los recursos recién descubiertos en EE.UU. varían, es evidente que los acontecimientos recientes, sin duda, tienen implicaciones geopolíticas para muchas relaciones dentro y fuera de los mercados energéticos mundiales. Los cambios en los saldos de la oferta y  demanda del suministro de energía en los países claves ya están empezando a producir un nuevo cableado del mapa energético mundial. ¿Cómo podría desarrollarse estos cambios? Hay una serie de interacciones potenciales que podrían verse afectadas.

El primero es el equilibrio global de poder entre y entre los proveedores y consumidores de energía. La energía ha sido siempre un factor importante en las relaciones internacionales. Los países ricos en recursos energéticos son a menudo capaces de generar riqueza a través de la venta de los recursos energéticos a otros países o usar la energía para impulsar el desarrollo económico nacional y las instituciones fuertes. Los países que carecen de los recursos básicos de energía a menudo tienen que depender de otros países para la energía que alimenta la economía, o encontrar maneras de utilizar fuentes de energía alternativas para confiar en ella. En tiempos de escasez de recursos o de conflicto, esta “tiene” versus “no tienen” dinámica puede ser un factor determinante en la percepción del poder. El potencial para producir cantidades significativas de petróleo y gas natural de las cuencas de gas y petróleo no convencional y de hecho puede reequilibrar lo que se presume que es un cambio en los titulares de los recursos energéticos a un pequeño número de regiones en el mundo, es decir, Eurasia y el Oriente Medio. Dentro de un amplio estudio de los cambios internacionales, también hay dinámicas dentro de las regiones clave que son casi seguros de ser afectados, Asia, ante todo entre ellos. Países asiáticos podrían verse afectados por la revolución no convencional en un número de maneras. En primer lugar, como consumidor de energía de más rápido crecimiento del mundo, menos competencia por los recursos con los Estados Unidos o la perspectiva de las exportaciones de Estados Unidos significa una reducción general de los precios y del suministro de presión en ausencia de otros cambios externos. En segundo lugar, la presencia de los recursos de gas y petróleo no convencional y en una serie de países de Asia (se cree que China tendrá la mayor base de recursos de gas no convencional en el mundo) tiene el potencial de contrarrestar el reequilibrio energético que ha tenido lugar hacia Asia como nuevo Centro de Exportación demanda. Esta realidad podría cambiar el patrón actual de las inversiones globales, erosionan el impulso actual para estrechar las relaciones Este-Asia Oriente, y tal vez cambiar el enfoque de las empresas estatales de energía de China e India a sus inversiones domésticas.

Los cambios potenciales en el Hemisferio Occidental no son menos profundos. Varios analistas de la energía notables todas han sugerido que los nuevos recursos no convencionales podrían producir un reequilibrio del mapa energético hacia una mayor autonomía para el Hemisferio Occidental, o incluso la independencia energética potencial de América del Norte, aunque cada uno tiene una diferencia de opinión en cuanto al momento, la naturaleza, y tal vez importancia geopolítica de este cambio. Esta visión se basa en un conjunto de circunstancias muy positivo para la producción de petróleo no convencional y gas en América del Norte. También se basa en una perspectiva optimista para la producción de los recursos del petróleo del pre-sal de Brasil, la capacidad de México para reformar su sector de petróleo y gas para atraer inversiones y frenar la décadas de disminución de la producción, un cambio de trayectoria en las prioridades políticas nacionales e internacionales de Venezuela además de su perfil de producción de petróleo, y un gobierno argentino dispuesto a invertir en su propia abundancia de recursos no convencionales. Si bien esta visión del el futuro no se puede reproducir con exactitud, las bases para un importante cambio regional están claramente presentes. Como señaló recientemente un analista de energía del Hemisferio Occidental notable y durante mucho tiempo, América del Norte solía ser el principal consumidor de energía en el hemisferio. Los flujos comerciales de Norte a Sur ya casi han invertido en una amplia gama de fuentes de energía, como el gas natural, productos refinados, y los biocombustibles.

Por el contrario, la incapacidad o falta de voluntad para producir estos recursos, junto con la abundancia de EE.UU. podrían acelerar las tendencias actuales de la mayor de Asia Oriental Medio lazos y Asia como el destino principal de las exportaciones mundiales de energía. Cuestiones estratégicas importantes para la región incluyen, entre muchos otros, los efectos de los recursos de gas no convencionales en China en la dinámica regional de comercio de gas, la interacción entre el gas no convencional y el futuro del desarrollo de la energía nuclear, los efectos del comercio de gas natural en materia de precios y su potencial influencia esto podría ofrecer vis-à-vis los productores de gas del Medio Oriente Asia.

Conclusiones: Los cambios en el mundo energético, petróleo y gas proveniente de fuentes no convencionales, se muestran crecientemente profundos y poderosos en el mundo.  Eso si  se terminó la historia del petróleo barato, la economía tendría que ajustarse a pagar un petróleo cada vez más caro, no por falta de encalse entre la oferta y la demanda, sino por los altos cotos que requiere la extracción de las nuevas fuentes de energía como la shale oil y shale gas, además de las fuentes de mares profundos y el petróleo obtenido de arena. Esto cambiará la geoconomía y geopolítica del petróleo, trasladando fuerza adicional al imperialismo americano y sus aliados europeos, aunque también se reforzará la presencia de países del sur, como Argentina que hasta ahora no tiene un papel importante en este giro económico mundial.

 

[1] Fuente: http://www.eia.gov/forecasts/steo/

[2] The new OPEC Reference Basket (ORB): Introduced on 16 June 2005, is currently made up of the following: Saharan Blend (Algeria), Girassol (Angola), Oriente (Ecuador), Iran Heavy (Islamic Republic of Iran), Basra Light (Iraq), Kuwait Export (Kuwait), Es Sider (Libya), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab Light (Saudi Arabia), Murban (UAE) and Merey (Venezuela).

[3] http://www.cepr.net/documents/publications/venezuela-2009-02_spanish.pdf

[4] http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leos_de_Venezuela

[5]Los doctores Mark Weisbrot y Jake Johnston del  Centro de Investigación en Economía y Política (CEPR), publicaron un estudio (Octubre 2012): ¿“Es sostenible la Recuperación Económica de Venezuela?”. Su conclusión es afirmativa.   El CEPR tiene en su gabinete de asesores  a  dos Premios Nobel de Economía Dr. Robert Solow y Dr. Joseph Stiglitz. Además cuenta con la Dra.  Janet Gornick, profesora en la facultad de Maestría de CUNY; y el Dr. Richard Freeman, profesor de economía en la Universidad de Harvard. http://www.cepr.net/index.php/other-languages/spanish-press-releases/nuevo-informe-evalua-la-sostenibilidad-de-la-recuperacion-economica-de-venezuela

[6] Nota: Es de señalar que las proyecciones pasadas del FMI, presentadas a lo largo del periodo 1999 a 2012,  sistemáticamente subestimaron—con gran margen de error—las tasas de crecimiento del PIB venezolano. Esto lo  demuestran los Doctores Mark Weisbrot y Jake Johnston –del  Centro de Investigación en Economía y Política (CEPR)– en su estudio (Octubre 2012): ¿“Es sostenible la Recuperación Económica de Venezuela?”. Por lo tanto es grande la probabilidad que la economía Venezolana crecerá muy por encima de las tasas proyectadas para 2013-2016 por el FMI (grafico 37); sobre todo si se materializa el plan de inversiones en el Sector Petrolero y en los Sectores No Petroleros. Por supuesto, en lo político se supone que las fuerzas revolucionarias aíslan del pueblo y aplastan a la derecha fascista—interna e internacional– que pertenece al núcleo central de apoyo a Enrique Capriles.

[7] http://eltiempo.com.ve/locales/puertocruz/economia/ramirez-257-mil-millones-contempla-plan-de-inversion-hasta-2019/94364

[8] Wikipedia

[9]https://csis.org/files/publication/130401_Geostrategic_Implications_Unconventional_Oil_Natural_Gas_Ladislaw_Leed.pdf