ASPECTOS ESTRATÉGICOS DEL NEGOCIO DEL PETRÓLEO Y SU INFLUENCIA EN EL DESARROLLO ECONÓMICO DE VENEZUELA Por: Ernesto Fronjosa Lasalle (Profesor Asociado - Universidad Metropolitana, Caracas, Venezuela). Investigación realizada como parte del trabajo del autor en el Programa de Doctorado en Ciencias Sociales y Humanidades de la Universidad Simón Bolívar

CITAR COMO: FRONJOSA L., Ernesto (2014). Aspectos estratégicos del negocio petrolero y su influencia en el desarrollo económico de Venezuela. Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat. Boletín No 28. Octubre de 2014. pp. 175-225.

RESUMEN Lo económico y lo estratégico, son dos planos de cualquier negocio que tienen que ver con su viabilidad en el corto y el largo plazo. Cuando lo primero toma en cuenta consideraciones relacionadas con lo segundo, se encuentra, en realidad, en el campo de este. Las empresas transnacionales verticalmente integradas poseen una cadena de valor agregado que incluye los clientes finales de los grandes centros de consumo. La diversificación de las fuentes de crudo entre varios países, un proceso de integración horizontal, refuerza el eslabón más débil de esa cadena. Esto les permite, además, optimizar su beneficio neto mediante un sistema de valores de transferencia internos. Los países productores, por otra parte, dependen del ingreso petrolero para su desarrollo económico, pero no cuentan con una cadena de valor agregado completa. Deben entregar el crudo en los terminales asociados a las redes de distribución. Venezuela entre 1979 y 1989 logró completar su cadena de valor agregado (integración vertical) en varios centros de consumo importantes (integración horizontal), un paso estratégico trascendental para su desarrollo económico complementario, a largo plazo, del su negocio tradicional como simple productor. A partir de este siglo se revierte ese proceso con grave daño estratégico y, por tanto, patrimonial.

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TERMINOS CLAVE: Industria petrolera, integración vertical, integración horizontal, cadena de valor agregado, valores de transferencia, convenios de comercialización, internacionalización, rentismo

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IMPORTANCIA DEL PETRÓLEO COMO MATERIA PRIMA: El petróleo es hoy en día la mercancía más importante en el comercio internacional. En forma de crudo, alcanza alrededor del treinta por ciento del tráfico comercial marítimo y si se le añade el transporte de productos derivados, dicha participación alcanza el treinta y siete por ciento. La importancia de estas proporciones, resalta más aún si se toma en cuenta que el noventa por ciento del comercio internacional, se lleva a cabo a través de la industria naviera1.

Sin embargo, la enorme importancia económica del petróleo como materia prima es sólo una consecuencia de su importancia estratégica. La revolución industrial originó la necesidad de grandes cantidades de energía originalmente satisfecha con carbón. Muy pronto, sin embargo, resultó evidente que el contenido energético por unidad de volumen del petróleo era muy superior al del carbón. A pesar de los grandes esfuerzos que se están llevando a cabo para el desarrollo de fuentes alternas, la humanidad sigue siendo altamente dependiente del petróleo para satisfacer sus necesidades energéticas, especialmente en el transporte, particularmente en el sector automotor. Es difícil imaginar una sustancia que almacene suficiente energía para desplazar un vehículo de más de una tonelada a ochenta kilómetros por hora por cuatrocientos kilómetros en el espacio que ocupa un tanque de gasolina.

Llama la atención, que si bien son los productos derivados los que se utilizan como fuente final de energía, es el crudo el que ocupa el mayor volumen del transporte comercial. Una razón para ello es que las características físicas de algunos de los productos derivados requieren buques especiales. Resulta, por tanto, más eficiente, siendo la fase de transporte uno de los mayores elementos de costo en la conformación de los precios, para aprovechar las economías de escala, transportar crudo en un solo tipo de embarcación. Hoy

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FUENTE: ICS (International Chamber of Shipping) & ISF (International Shipping Federation): http://www.marisec.org/shippingfacts/worldtrade/volume-world-trade-sea.php?SID=lghwfzybi Consultada: 29/04/2014

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en día los grandes buques como los VLCC y los ULCC2 permiten transportar grandes volúmenes en un solo cargamento, esto reduce sustancialmente el costo unitario del barril transportado. De este modo, el petróleo es transportado para su procesamiento, a sitios más cercanos a los consumidores finales. Con ello, por otra parte, se satisfacen las características de varios de estos consumidores que no son necesariamente las mismas en todos los mercados. Debido a ello, las operaciones de cada refinería, están asociadas a una determinada red de distribución, alimentada con los tipos de crudos más apropiados para satisfacer la demanda de la variedad de productos de ese mercado en particular.

Una observación final de gran importancia con relación a este tema tiene que ver con un hecho totalmente fortuito. La vasta mayoría de los países productores son sociedades que se encuentran, si acaso, en vías de desarrollo y a grandes distancias de los principales centros de consumo en las sociedades más desarrolladas. Para las naciones de las cuales generalmente proviene la producción de crudo, este material constituye la principal, y a veces la única, fuente de ingresos fiscales y su desarrollo económico es altamente dependiente del mismo.

Este ha sido históricamente el caso de Venezuela. El desarrollo económico del país siempre ha estado, y hoy en día está aún más, subordinado al sector petrolero. En 1999 las exportaciones petroleras representaban el 76 % de las exportaciones totales. En 2005 esta proporción llegó al 86 % y en 2012 alcanzó un 96 %. Al mismo tiempo, tradicionalmente, el gobierno es quien decide en que se van a utilizar dichos fondos con las conocidas secuelas de corrupción y clientelismo. Con ello, se incrementa la dependencia de los ciudadanos de las prebendas del Estado con la consiguiente disminución de su libertad individual. Parece ser un lugar común decir que Venezuela debería diversificar su economía para que su desarrollo económico no esté subordinado a un solo renglón. No obstante, el punto de fondo del presente trabajo, es mostrar que 2

Los VLCC y ULCC (por sus siglas en inglés “very large crude carriers” y “ultra large crude carriers”). Estas embarcaciones son capaces de transportar cargas de 300 mil y 500 mil toneladas de peso muerto respectivamente. Esto equivale a entre 5,3 y 9,9 millones de barriles. ¡Aproximadamente entre dos y cuatro veces la producción diaria de Venezuela!

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mientras esto sucede, el país debería desarrollar nuevas maneras de generar los recursos para su desarrollo económico a través de nuevas formas de acometer aquello que mejor conocemos: el negocio petrolero. ESTRUCTURA OPERACIONAL DE LA INDUSTRIA PETROLERA: El objetivo último del negocio petrolero es suministrar combustibles y lubricantes al consumidor final en una estación de servicio, un puerto o aeropuerto, una planta termoeléctrica de generación de electricidad,... Este proceso implica una secuencia de múltiples etapas de naturaleza sustancialmente distinta. El concepto de cadena de valor agregado de Porter (1985, p. 36-48) resulta particularmente útil para describir el mencionado proceso. Cada uno de los eslabones de esta cadena recibe un insumo, que es el producto final de la etapa que le antecede. En la nueva etapa se agrega un valor adicional, con lo cual se genera un nuevo producto final que es, a su vez, el insumo del eslabón siguiente, y así sucesivamente. La generación del valor agregado de cada una de estas etapas, implica un costo que es el “precio” al cual la función siguiente recibe dicho valor agregado. La Figura I muestra la cadena de valor agregado de la industria petrolera.

El primer paso de esta cadena de valor agregado, es la función de exploración que, por ser el primer eslabón de dicha cadena, no cuenta con un insumo recibido de otra función. Su objetivo es, precisamente, comenzando con unas condiciones absolutamente inciertas, reducir dicho grado de incertidumbre e identificar acumulaciones comerciales de hidrocarburos en el subsuelo. La reducción de la incertidumbre es el valor agregado por esta función y todas las operaciones que se llevan a cabo en ella se orientan a esa finalidad. Su producto final es la incorporación de reservas probadas en el subsuelo. La exploración es una actividad orientada al largo plazo, no sólo por el tiempo necesario para extraer la totalidad de las reservas descubiertas, sino también por el tiempo que toma recuperar las inversiones en ese rubro.

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LA CADENA DE VALOR AGREGADO DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO E

I

P

1

E: Exploración P: Producción T: Transporte R: Refinación D: Distribución C: Comercialización

II

T

2

III

R

3

IV

I : Certidumbre II : Disponible en superficie III: Disponible en refinería IV: Manufactura V : A centros de consumo VI: A puntos de venta

D

4

V

C

5

VI

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1: Reservas probadas 2: Potencial de producción 3: Crudo en refinería 4: Productos utilizables… 5: … en centros de consumo 6: … en puntos de venta

Figura I La siguiente función, producción o explotación, se encarga de hacer disponibles paulatinamente en la superficie los volúmenes de reservas probadas que se encuentran en el subsuelo. Evidentemente, la extracción total de los volúmenes de reservas existentes en el subsuelo es, como se mencionó, un proceso que toma una cantidad considerable de años. Los volúmenes producidos en un determinado período representan sólo una fracción de las reservas en el yacimiento3 y provienen de la gran cantidad de pozos que sirven de puntos de drenaje para los diferentes yacimientos que conforman un campo petrolero4. El valor del esfuerzo de esta función se mide, por tanto, por su 3

Un YACIMIENO de hidrocarburos es un volumen de rocas ubicados en el subsuelo cuyos espacios porosos intercomunicados (la porosidad intercomunicada hace a dicha roca permeable, es decir, apta para que los fluidos se desplacen dentro de la misma) constituyen un sistema físico cerrado limitado por cambios (disminución) en la permeabilidad de las rocas o de los fluidos que saturan la roca (generalmente agua). 4 Un CAMPO PETROLERO es una región geográfica en la cual se ubican un conjunto de yacimientos. Por lo general, se tiende a definir como un “campo” a aquel conjunto de yacimientos, situados a diferentes profundidades o vecinos unos de otros en sentido horizontal, cuya área probada proyectada sobre un mapa no presenta soluciones de continuidad. Es decir esa “área probada compuesta” es una figura única que puede presentar “huecos” pero que no constituyen varias figuras aisladas.

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capacidad para suministrar volúmenes de petróleo en la superficie, durante períodos determinados, en la medida que estos sean requeridos. Es decir, se orienta fundamentalmente al corto plazo. La producción total de un campo, luego de recolectada, pasa a la fase de transporte, cuyo valor agregado consiste en hacer disponibles en una refinería los volúmenes de crudo producidos en los campos petroleros. Esta fase, el transporte, es la que conforma el intenso comercio marítimo del que hablamos al principio del presente trabajo.

El siguiente eslabón, la refinación, genera el valor agregado más importante de la cadena, pues allí se transforma esa mezcla compleja de hidrocarburos que son los crudos en productos terminados utilizables por el consumidor final. La refinación es propiamente un proceso de manufactura. Al igual que la función de producción, la refinación está orientada hacia el corto plazo. Su objetivo es suministrar los volúmenes de los diferentes productos requeridos por los distintos mercados en un momento dado. Por ser la composición de los crudos sumamente variada, los productos que se obtienen de ellos lo serán también y poseerán diferente valor comercial. Esta es la razón por la cual los crudos livianos de los cuales se obtienen mayormente productos como las gasolinas tienen un mayor valor comercial que los de mayor gravedad5 de los cuales se derivan productos como el asfalto. Así, por ejemplo, el crudo árabe liviano de 33

o

API proveniente de Arabia Saudita es cotizado a un mayor precio en los

mercados que un crudo extra-pesado de la faja petrolífera del Orinoco que puede llegar a tener una gravedad de 8 o API.

Como ya se mencionó, de los volúmenes de reservas aportados por la función de exploración depende la capacidad de la oferta para satisfacer la demanda

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Se conoce como gravedad de un crudo a su peso específico relativo. El peso específico de una sustancia es el peso de dicho material por unidad de volumen (kilogramos por litro, gramos por centímetro cúbico,…). El peso específico relativo es dicho parámetro medido en comparación al de otra sustancia. En el caso del petróleo la medida de “gravedad”, o peso específico relativo, se toma con relación al agua. La unidad utilizada son los grados API. Una medida definida por el American Petroleum Institute (API) y que se especifica según la fórmula: o API = (141,5/gravedad específica a 60oF) – 131,5. Según esta fórmula, el agua tiene una gravedad específica de 10 o API. Por otra parte, como mayor sea el valor de la gravedad API, más liviano es el crudo. Algunos crudos pesados llegan incluso a tener una gravedad mayor que el agua (se hunden en vez de flotar en ella como es lo usual) tienen gravedades API por debajo de los 10o API.

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en el largo plazo. Por otra parte, los volúmenes de producción y el eficiente manejo de las refinerías, son los que permiten satisfacer dicha demanda en el corto plazo. Para cumplir con este último cometido, es conveniente que la oferta cuente con cierto grado de flexibilidad para absorber variaciones puntuales en la demanda. Esta flexibilidad se logra mediante dos elementos estratégicos. En las refinerías, mediante el mantenimiento de cierta capacidad “ociosa”6 (spare capacity). En el área de producción, se trata de contar con volúmenes adicionales por encima de los normalmente requeridos que se puedan producir de manera inmediata. El volumen máximo que se puede llegar a producir de manera inmediata en un momento dado es lo que se conoce como “potencial de producción”: Por supuesto, tanto el mantenimiento de un potencial de producción como el diseñar una refinería con una cierta capacidad “ociosa” conlleva un costo adicional. La estimación de estos volúmenes adicionales representa un delicado balance entre la estrategia en búsqueda de la flexibilidad necesaria para aprovechar oportunidades futuras del mercado y el costo que representa mantener volúmenes verdaderamente ociosos durante ciertos períodos.

Los dos últimos eslabones de esta cadena son, por una parte, los sistemas de distribución que llevan los productos derivados del petróleo desde las refinerías hasta los diferentes sitios donde se encuentran los consumidores finales. Por otra, están los puntos de venta para la comercialización de dichos productos a dichos

consumidores

finales:

las

estaciones

de

servicio

donde

los

automovilistas llenan el tanque de sus vehículos, los puertos y aeropuertos donde otras unidades de transporte se abastecen durante sus travesías o los tanques de almacenamiento de plantas termoeléctricas que suplen de electricidad a diversas poblaciones. ASPECTOS ESTRATÉGICOS DEL NEGOCIO PETROLERO: El primer aspecto estratégico dentro de la complejidad propia del negocio petrolero es la

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El llamar “ociosa” a esta capacidad adicional no parece ser lo más apropiado. Aunque en un momento dado pueda no estarse utilizando no implica que no cumpla con la importantísima función de darle flexibilidad a la refinería ante aumentos no programados de la demanda.

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necesidad de las empresas de integrarse verticalmente. Según Daniels et al. (2010) la noción de integración vertical consiste en Generar posibles ahorros en costos y seguridad en el abastecimiento (p.

539) […] Ocurre cuando la empresa es propietaria de toda la red de proveedores o por lo menos de una gran parte de ella […] al integrarse verticalmente la empresa puede reducir los costos de transacción […] mediante la internalización de los diferentes niveles de la cadena de valor. (p.

667).

Bajo esta idea, las empresas petroleras llevan a cabo, con esfuerzo propio, todas las funciones de la cadena de valor agregado. Como menciona Hartshorn (1967) “En la práctica, y con mucha frecuencia, las compañías poseen o controlan directamente casi todas las operaciones relacionadas con el petróleo, desde la exploración hasta la venta de los productos procesados” (p. 141). Esto permite mantener un equilibrio entre los productos finales y los valores agregados de las diversas funciones. Uno de los elementos más importantes dentro de este proceso, es la necesaria coordinación entre las capacidades de producción y de refinación en búsqueda del adecuado balance entre la oferta y la demanda en el corto plazo. En este sentido Yergin (1993) menciona que: Aquellos que están en el negocio petrolero se hallan siempre en una búsqueda por el equilibrio. La inversión en una parte del negocio los fuerza a hacer nuevas inversiones en otras partes para proteger la viabilidad de las inversiones existentes.7 (p. 114).

Otra razón para el establecimiento de una integración vertical es que, como todo sistema en serie, el funcionamiento del conjunto de operaciones de la cadena de valor será tan fuerte como el más débil de sus eslabones. El dejar la responsabilidad de alguno de los pasos de la cadena en manos de terceros representa una amenaza potencial para el conjunto. Thompson y Strickland (2001) afirman que “una estrategia de integración vertical tiene atractivo sólo si refuerza de una manera significativa la posición competitiva de una empresa” (p. 167). Y ese es precisamente el caso en la industria petrolera.

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Traducción del autor del presente trabajo.

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Mencionábamos anteriormente, que el mayor volumen de transporte comercial internacional de hidrocarburos, es el crudo y no los productos. Este hecho, sin embargo, no se debe solamente, como mencionábamos en esa ocasión, a la necesidad de adecuar las refinerías y las redes de distribución a la variada demanda de los consumidores finales. Tal vez la razón más importante para explicar este hecho, es la minimización de los riesgos. Las operaciones de extracción no las definen los operadores sino la naturaleza. En contraste, una refinería es una instalación compleja, costosa y de ubicación muy puntual que puede ser seleccionada por su dueño u operador. Como se sabe, los campos petroleros, las fuentes de suministro de crudo, se encuentran inevitablemente dispersos geográficamente sobre una extensión considerable y frecuentemente en áreas remotas sujetas a una serie de riesgos. La construcción de una refinería en esas áreas remotas y desconocidas, incluso posible blanco de eventual sabotaje, representa un riesgo mucho mayor que construirla al inicio de las redes de distribución en los grandes centros de consumo. Esto, además de satisfacer la mencionada adecuación a las características de los mercados, es evidentemente la manera de minimizar los riesgos que representa su construcción en áreas más remotas.

Sin embargo, la estructura verticalmente integrada no basta para asegurar el deseado balance entre las capacidades de producción y refinación. Toda cadena de valor agregado tiene un eslabón más débil que, por ser un sistema en serie, su falla puede afectar negativamente o incluso interrumpir la totalidad del proceso. En el caso de las grandes empresas transnacionales, el eslabón más débil de dicha cadena es el suministro de la materia prima, del crudo. Para comenzar, posiblemente ninguna de las fuentes de producción está, por sí sola, en capacidad para satisfacer totalmente la demanda con la cual estas compañías alimentan sus refinerías y sus mercados. Además, la producción necesaria para satisfacer esa demanda puede provenir de campos ubicados en regiones remotas y en muchos casos inhóspitas y percibidas como vulnerables y de alto riesgo político. Todo esto representa una potencial amenaza para el objetivo final de las compañías: maximizar el retorno para sus accionistas.

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La manera de fortalecer este eslabón más débil de la cadena es un proceso de integración horizontal, consistente en diversificar las fuentes de suministro de producción a fin de distribuir los riesgos asociados a cada región en particular. La noción de integración horizontal es frecuente en el campo de los negocios internacionales y se refiere a la realización de inversiones directas con el mismo objetivo en diferentes sitios. Según Daniels et al. (2010) La integración horizontal puede proporcionar productos terminados o componentes. Para (el caso de) los productos terminados, pueden darse economías de alcance en la distribución, por ejemplo, si se tiene una línea completa de productos por vender incrementando así las ventas por costo fijo

(p. 539).

La definición anterior, está mayormente orientada al área de mercadeo, sin embargo, el concepto es también aplicable al área de producción cuando una empresa posee plantas distintas en diferentes puntos para elaborar productos similares. Este es precisamente el caso de las empresas petroleras multinacionales que operan campos de producción en distintos países.

Existe una consecuencia adicional derivada de la adopción de un esquema de integración horizontal que tiene que ver con la maximización, en diferentes momentos, de la ganancia neta del sistema en su totalidad. La integración horizontal permite, mediante la optimización del sistema de costos en cada área de producción, alcanzar, en cada momento, el mencionado punto óptimo de ganancia neta para el sistema total. Parte importante de esta estructura de costos, es el balance adecuado de los diferentes costos de producción, incluidas las tasas impositivas de las cuales los países productores derivan sus ingresos fiscales. Mediante una estructura de integración horizontal, con filiales operadoras en diferentes países, se maximiza la ganancia neta a través de una compleja labor de coordinación global utilizando valores de transferencia internos en los diferentes niveles de la cadena de valor agregado. La coordinación de las diversas operaciones en las distintas fuentes de suministro de crudo la describe Tugwell (1975) de la siguiente manera: Mucha de la fuerza, independencia y eficiencia de esas organizaciones multinacionales se deriva de su habilidad para coordinar la totalidad del rango 11

de sus operaciones a fin de maximizar sus beneficios […] La maximización de los beneficios demanda que esas actividades sean coordinadas de tal forma que permitan obtener la mayor suma posible de dinero de la operación como un todo […] Los precios pagados, el volumen de petróleo producido, e incluso los métodos de producción y procesamiento utilizados en ( cada) país están afectados por consideraciones extra-nacionales.7 (p. 11).

El cuidadoso esquema de valores de transferencia internos dentro de este sistema global toma en cuenta la estructura fiscal en los distintos lugares en los que opera la empresa. Los valores de transferencia se adaptarán según los sitios donde se lleven a cabo las operaciones del negocio en función del mayor o menor beneficios en cada sitio. Como menciona el mismo Tugwell: Las corporaciones evalúan esos factores (los que influyen en la maximización de los beneficios) en términos de las ventajas fiscales

involucradas según los beneficios sean mayores o menores en el punto de producción, la refinería o el punto de venta. 7 (p.13).

La maximización de la ganancia neta del grupo, lleva a concentrar las ganancias en aquellos países con una menor carga fiscal comparada con la de otras naciones donde dicha carga es más desventajosa. De nuevo Tugwell (1975) describe este punto de la siguiente manera: “De hecho, a fin de maximizar sus beneficios las compañías siempre han tenido, cuando ello es posible, a enfrentar los intereses de los países productores unos contra otros.”7. (p.12).

Otra razón importante para la integración horizontal, es un elemento adicional de riesgo de naturaleza distinta a los que acabamos de ver. Se trata de la permanente amenaza de deterioro del control sobre el negocio que estas empresas tienden a experimentar en cada uno de los países en los cuales operan. Es un fenómeno análogo a lo que Bazerman y Neale (1992) denominan “la maldición del ganador” en el área de negociación. Situaciones en las cuales alguien, una vez logrado un objetivo deseado, se da cuenta de que ha quedado sujeto a un inescapable proceso de deterioro de su posición. En la industria petrolera, suele producirse una migración en el balance de 12

poder entre los estados en cuyo territorio se encuentra un recurso natural de valor comercial y las empresas autorizadas para su explotación. Migración esta a veces insensible y prolongada, pero inexorable. Los gobiernos van adquiriendo paulatinamente una mayor participación en los beneficios económicos derivados de la explotación del producto e incluso un control cada vez mayor sobre las operaciones mismas. De nuevo Tugwell (1975) describe que Con el tiempo, las empresas productoras se hacen vulnerables a las demandas de cambio en la distribución de los beneficios entre ellas y el estado. Hasta cierto punto se han convertido en cautivas de los acuerdos (que ellas mismas han suscrito); ya los riesgos han sido tomados, y el capital ha sido

invertido en los proyectos. […] Resulta cada vez más probable que el gobierno solicite —y las empresas tengan que otorgar— una mayor participación en las ganancias7. (p. 14).

La vulnerabilidad que acabamos de mencionar a la que se ven sometidas con el devenir del tiempo las empresas petroleras multinacionales es un fenómeno de carácter universal. La historia de la industria en el ámbito global, no es sino una manifestación de este fenómeno. Un punto importante de dicha historia es el acuerdo secreto, no hecho público hasta 1952, conocido como el “As-Is Agreement” (“acuerdo del tal como está”) firmado en 1928 en el castillo de Achnacarry, en las Tierras Altas de Escocia entre Walter Teagle de la Standard de New Jersey, Henri Deterding de la Royal Dutch Shell y Sir John Cadman de BP. Este acuerdo puso fin al clima de feroz competencia entre las grandes empresas, prevaleciente desde principios del siglo XX, signada por toda clase de maniobras, sobre todo por las guerras de precios. El aspecto fundamental de este acuerdo establecía que cada incremento de producción en el futuro se llevaría a cabo en las proporciones que cada una de las partes tuviera en el sitio donde dicho incremento debiera ocurrir, de allí su nombre. Con el también llamado acuerdo de Achancarry, se inició un proceso de estrecha cooperación para el dominio del mercado entre las principales compañías productoras, principalmente las siete grandes empresas conocidas coloquialmente como

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“las siete hermanas”8. La mencionada cooperación, podía tomar diferentes formas, desde el establecimiento de consorcios entre varias de ellas con fines concretos en sitios específicos, hasta mecanismos de consultas y acuerdos secretos. Parra (2005) describe con gran claridad y de manera muy sintética este complejo sistema de cooperación en los siguientes términos: Las grandes empresas petroleras nunca llegaron a constituir un cartel que acordara reducir la producción para mantener los niveles de los precios sustancialmente por encima de los costos de suministro en el largo plazo. No necesitaban hacerlo. […] Los desbalances entre los requerimientos de crudo eran establecidos a través de compras por parte de las crude short companies (aquellas cuya capacidad de refinación superaba la de su producción de crudo) a las crude long companies (aquellas con menor capacidad de refinación que de producción). […] Las grandes empresas estaban inclinadas, por razones tanto de su propio interés como históricas, a cooperar más que a competir en la crucial fase aguas arriba de la industria, la producción de crudo, ninguna de ellas se sentía impelida a ir al mercado buscando más fuentes de crudo de bajo costo cortándoles el cuello a los demás.7 (p. 2).

Con el acuerdo de Achnacarry o “As-Is Agreement”, surge un primer aspecto estratégico dentro de este nuevo clima de cooperación cuyo objeto era proteger el crudo de alto costo de producción de los Estados Unidos. Creaba a cambio, un incentivo para los productores de áreas de menor costo. Este sistema, conocido como “Gulf Plus”, establecía una fórmula para la fijación de los precios del crudo en cualquier parte del mundo mediante un proceso de net back9 (costo neto retroactivo) El punto de destino tomado como referencia del net back en el sistema Gulf plus para el crudo de cualquier parte del mundo, 8

El conjunto de empresas conocidas como las “siete hermanas” dentro del comercio petrolero mundial eran: Standard of New Jersey (más tarde convertida en la Exxon Company y hoy en día parte del consorcio Exxon-Mobil), Royal Dutch Shell, British Petroleum, Gulf Oil Company, Texaco, Standard Oil of New York (Socony, más tarde convertida en Mobil Oil Company y hoy parte del consorcio ExxonMobil) y Standard Oil of California (Socal, hoy convertida en Chevron). 9

El net back es un método de cálculo que permite comparar el valor del crudo en diferentes puntos del mundo. El mismo consiste en tomar el precio de venta en un punto de destino tomado como referencia y sustraerle los costos incurridos desde el punto de origen, principalmente los fletes. Se obtiene así el precio calculado retroactivamente en el lugar de origen. Esto permite establecer los precios en diversos puntos de origen, evidenciando diferencias entre el tipo de crudo debidas a su valor comercial en el punto de destino. Una de las aplicaciones es la medición de la comercialidad de los distintos crudos. Así, un crudo será comercialmente explotable, sólo si su valor de net back es superior a su costo de producción.

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era la costa del Golfo de México de los Estados Unidos, independientemente de cuáles fueran los verdaderos puntos de origen y destino. De este modo, los crudos estadounidenses eran valuados a su precio real, mientras que cualquier otro crudo, producido a una distancia de su punto de destino más cercana que el Golfo de México, percibía un sobreprecio debido a ese “flete fantasma” desde su destino real hasta la costa del golfo.

Durante el período posterior al acuerdo de Achnacarry, los precios del crudo en el mercado eran establecidos, de manera unilateral por las empresas, mediante valores de cotización (posted prices) que ellas publicaban periódicamente. Sin embargo el crecimiento del mercado al final de la segunda guerra mundial, produjo el paradójico fenómeno de una depresión en los precios en una época de expansión en la demanda. Este fenómeno se debió al frenético crecimiento de inversiones en nuevas refinerías para satisfacer la explosión en la demanda que llegó, incluso, a superar el volumen de dicha demanda. Esto condujo a las empresas petroleras a tener que llevar a cabo una serie de rebajas en sus valores de cotización, con el consiguiente efecto inmediato en el ingreso fiscal de los países productores cuyo monto estaba referido a los mencionados posted prices. El malestar producido en los países productores por esta situación, desembocó en una serie de eventos que culminaron en la fundación de la OPEP en septiembre de 1960. Se inició de este modo una migración en el balance de poder entre las empresa y los países productores que culminó en octubre de 1973 a raíz de la guerra del Yom Kippur. El subsiguiente embargo de los países árabes de la OPEP a los países occidentales que habían apoyado a Israel llevó a la fijación unilateral de los precios de los crudos por parte de la OPEP. El efecto inmediato fue cuadruplicar el precio del petróleo, así por ejemplo, el crudo árabe liviano pasó de su nivel original de 2,91 dólares por barril a 11,65 dólares por barril.

Se inicia así el período de predominio de la OPEP que se mantendrá de manera clara hasta la última década del siglo pasado cuando el mercado petrolero experimentado cambios radicales resultado de una serie de eventos que modifican, una vez más, pero en esta ocasión de manera más profunda, su naturaleza. Los más notorios de esos eventos son, por una parte, la 15

transformación de los mecanismos de fijación de los precios de referencia del mercado. Por otra, la tendencia a la reagrupación de las grandes empresas petroleras a nivel mundial. Adicionalmente, la aparición de una serie de nuevos actores y la asociación de algunos de ellos con los grandes conglomerados que acabamos de mencionar. Mención aparte merece el papel de la amplísima gama de empresas petroleras estatales. Finalmente, la aparición de nuevos adelantos tecnológicos que han permitido la explotación de depósitos de hidrocarburos cuya extracción se consideraba hasta ahora imposible. LOS FINALES DEL SIGLO XX Y EL PRINCIPIO DEL XXI, UN NUEVO JUEGO: El primer evento, como acabamos de mencionar, lo constituye la nueva forma de estructurar los valores de referencia para los precios en el mercado petrolero. Después del acuerdo de Achnacarry en 1928, las grandes empresas multinacionales en conjunto dominaban el marcado estableciendo, de manera más o menos concertada, el valor de oferta de los diferentes crudos. Este sistema de valores de cotización (posted prices) era establecido unilateralmente por cada empresa quien podía, potestativamente, ofrecer descuentos a los clientes que considerara conveniente. El control sobre los precios del crudo permitía, mediante la aplicación de valores de transferencia internos, mantener los precios del crudo en las refinerías a bajos niveles y con muy poca volatilidad. Estas condiciones de estabilidad, permitían una planificación sumamente precisa, a nivel de dichas refinerías, que era donde se realizaba los beneficios del negocio como un todo.

Al pasar el control del mercado a manos de la OPEP el sistema de precios de cotización el mercado se hace más abierto y aparecen operaciones ocasionales (spot market), transadas por intermediarios particulares. Con ello se produce, sin embargo, una mayor volatilidad en los precios. Para contar con unos valores de referencia para nuevas operaciones e indicativos de las tendencias del mercado en ausencia de los precios de cotización, surgieron las estimaciones del valor de ciertos crudos marcadores (benchmarks). Estas estimaciones eran llevadas a cabo, con la información recabada sobre los precios del mercado spot, por un grupo de publicaciones especializadas (principalmente Platt´s Oilgram y Petroleum Intelligence Weekly). Para los 16

refinadores, el sistema de los valores de referencia basados en los crudos marcadores presentaba un elemento de inestabilidad. Los mecanismos utilizados para establecer el precio de referencia de dichos crudos marcadores se llevaba a cabo en mercados imperfectos y sujetos, por tanto, a manipulaciones. En muchos casos, el mercado era más dependiente de las expectativas de los intermediarios, que del equilibrio real entre la oferta y la demanda.

La conclusión a la que llegaron las empresas de los grandes países consumidores, era que cualquier solución para alimentar de manera estable sus refinerías, parecía requerir la cooperación de los países productores, particularmente de la OPEP, algo que no se veía fácil de conseguir. La forma de contar con un mercado estable para las refinerías, independiente de la influencia de los países productores pareció encontrarse en los contratos a futuro. Como menciona Philip K. Verleger Jr en Varios (1984): Los mercados de futuros ofrecen a los consumidores, refinadores y productores la oportunidad de comprar o vender por adelantado con la finalidad de minimizar su riesgo financiero. De hecho, el desarrollo de contratos a futuro y de un mercado de futuros es la única respuesta al cambio estructural de la industria petrolera que puede llevarse a cabo sin la 7

cooperación de los países exportadores de petróleo . (p. 122).

En marzo de 1983 la Bolsa de Mercancías de Nueva York (NYMEX, por sus siglas en inglés: New York Mercantile Exchange) y la Junta de Comercio de Chicago (CBT por sus siglas en inglés: Chicago Board of Trade) comenzaron a cotizar contratos de petróleo a futuro para el crudo West Texas Intermediate (WTI). Este hecho constituye el fundamento del cambio tal vez más trascendental en la historia de la conformación de la estructura de precios del mercado petrolero. Dicha estructuración, pasó a estar determinada por factores que, por primera vez en la historia, se alejaban de un análisis fundamental y se acercaban más a un análisis técnico10. Factores más 10

La evaluación del atractivo de una inversión, puede llevarse a cabo mediante dos tipos de análisis, el conocido como análisis fundamental y el análisis técnico. El primero de ellos, toma en cuenta las características intrínsecas del bien objeto de la eventual inversión. En el caso del petróleo, estos elementos son, su gravedad, el contenido de impurezas, el costo del flete debido a las distancias, la

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vinculados aún a las percepciones de los agentes que operan en el mercado que a los movimientos reales de las variables fundamentales. La fijación de los precios pasaba a ser controlada por los intermediarios (traders) de los mercados financieros o de commodities más que por la OPEP o por las grandes empresas multinacionales. Entraban así en juego, aspectos de carácter netamente especulativo tales como la competencia de otros mercados que en un momento dado parecieran ofrecer un retorno más atractivo que el petrolero, el efecto estimado de las noticias de prensa y la reacción que, ante las mismas, se pensaba que pudieran tener otros actores del mercado. Con el tiempo, este carácter especulativo ha pasado a ser la tónica dominante de ese mercado. La cantidad de barriles involucrada en las operaciones de contratos a futuro supera en más de tres veces la producción física real. Los eventos geopolíticos y ambientales, suelen ver incrementada su importancia por los efectos que los mismos tienen sobre las percepciones de los actores. El resultado final ha sido que, por una parte, los precios se han mantenido a niveles sin precedentes, aún en términos reales y, lo que es peor, con un incremento considerable de su volatilidad. Justamente lo que se trataba de evitar.

Otro de los elementos característicos del negocio petrolero actual, es la tendencia a la conformación, a través de un proceso de absorciones y fusiones, de gigantescos conglomerados. Una tendencia radicalmente opuesta a las políticas tradicionales de los organismos gubernamentales anti monopólicos, especialmente de los Estados Unidos. Ya desde finales de la década de los setenta del siglo pasado, las grandes corporaciones privadas estaban conscientes de la tendencia al agotamiento de los combustibles fósiles provenientes de las áreas donde los mismos habían sido tradicionalmente extraídos. El problema conocido como del peak oil11, la controversia acerca de situación de inventarios, etc. El segundo método, el análisis técnico, tiene que ver con el estudio de las tendencias de las curvas que registran las estadísticas del valor de dicho bien en las transacciones llevadas a cabo en el mercado, por ejemplo, su máximo y mínimo históricos, la magnitud del “rebote” de dichas curvas en ciertas situaciones, etc. Con ello, se pretende anticipar el precio futuro de dicho bien. 11 El peak oil es el punto en el cual de manera permanente las reservas de hidrocarburos incorporadas por descubrimientos en un determinado período no son capaces de compensar los volúmenes de producción para ese mismo lapso. El origen de la discusión acerca del momento en que dicho punto será alcanzado, si bien —por tratarse de un recurso no renovable— es una noción absolutamente intuitiva, ha pasado por numerosas etapas de intensidad variable. El concepto se remonta al trabajo de M. King Hubbert, un

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si se ha alcanzado o no, de manera permanente a nivel mundial, el punto donde la incorporación de nuevas reservas no permite compensar los correspondientes volúmenes producidos es de larga data. La incorporación de nuevas reservas requiere hoy en día un esfuerzo, físico, financiero y de nueva tecnología, cada vez mayor. Las operaciones de exploración deben ser llevadas a cabo costa afuera, en profundidades de agua cada vez mayores y donde los estratos productores se encuentran también, cada vez a mayor profundidad en la corteza terrestre. El crecimiento del esfuerzo financiero requerido por la tecnología necesaria para ello ha experimentado un crecimiento de tipo exponencial.

La única forma en que las empresas pueden mantener e incrementar su participación en el marcado y los beneficios económicos derivados de ello, sólo se logra a través de un crecimiento importante, proporcional a los retos planteados. La manera más sencilla de lograr esto, es a través de su reagrupación en grandes conglomerados donde los integrantes de los mismos se complementaran en diferentes aspectos del negocio, generalmente compartiendo estructuras horizontalmente integradas. Esto dio origen, a partir de los años ochenta, a una gran cantidad de fusiones y adquisiciones entre las empresas petroleras. Esta tendencia ha dado origen a conglomerados aún mayores a los que fueran originalmente desmembrados a principios del siglo veinte. No es el objetivo de este trabajo entrar en los tortuosos detalles de estos acuerdos, pero sólo a título de ejemplo vale la pena mencionar la fusión, en 1999 de la Exxon Corporation (la antigua Standard Oil of New Jersey) y la Mobil Oil Company (en otra época conocida como la Standard Oil of New York). Las dos mayores empresas del Standard Trust de John D. Rockefeller desmembrado en 1911. La nueva empresa, Exxon-Mobil, pasaría a ser la empresa más importante del mundo, tanto por el tamaño de su inversión en términos de capitalización de mercado como de ganancias netas anuales. Otra fusión de enorme impacto se llevó a cabo en agosto de 2002 entre Conoco Inc. y la Phillips Petroleum Co., Conoco-Phillips pasó a ser el más grande

geólogo y geofísico Director Asociado de la División de Exploración y producción del laboratorio de investigación de la Shell en Houston, en la revista Science del 4 de febrero de 1949 titulado Energy from Fossil Fuels.

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conglomerado petrolero dedicado exclusivamente a las actividades de exploración y producción.

Un episodio interesante dentro de este proceso, es el protagonizado por la empresa Cities Services, adquirida por la Occidental Petroleum Corporation (Oxy) en el otoño de 1982, pero mantenida, sin embargo, como una empresa independiente controlada en un 100 % por Oxy. A finales de ese año, Cities Services transfirió sus actividades de refinación y la red de distribución doméstica y ventas a consumidores finales en los Estados Unidos, en los cuales Oxy no estaba interesada, a una subsidiaria, la Citgo Petroleum Corporation. Citgo fue vendida al año siguiente, 1983, a la Southland Corporation. Tres años después, en 1986, el cincuenta por ciento de las acciones de Citgo fueron adquiridas por Petróleos de Venezuela (PDVSA) quien adquiriría el control total de la misma en 1990. Este caso particular es de especial relevancia en el presente trabajo por lo cual le dedicaremos mayor atención más adelante.

Junto con esta tendencia a la reagrupación de los grandes consorcios, el final del siglo XX, fue testigo de una serie de eventos geopolíticos de trascendental importancia que dieron origen, en el sector petrolero mundial, a la aparición de una serie de nuevos actores. Bower (2009) indica que al advenimiento de este período: Muchas de las tendencias políticas del siglo anterior estaban cambiando. Las grandes empresas multinacionales se estaban convirtiendo en simples pececillos, y el poder de la OPEP estaba siendo cuestionado por los países productores no miembros de dicha organización, especialmente por Rusia y los nuevos países alrededor del mar Caspio .7 (p. xiv).

Tal vez el evento político de mayor impacto del pasado siglo fue el desmoronamiento de la Unión de Repúblicas Socialistas Soviéticas. En un corto período de tiempo, el mundo presenció el hundimiento de la que había logrado que se le percibiera como una gran potencia mundial. En sólo setenta y tres años, el primer ensayo por poner en práctica las ideas de Karl Marx acerca del manejo de una sociedad se derrumbaba estrepitosamente. A raíz 20

de ese hecho, aparecen un grupo sui generis de empresas privadas rusas como nuevos actores en el negocio petrolero. Estas empresas terminaron en manos de una serie de nuevos banqueros y empresarios rusos que han sido frecuentemente calificados como “una nueva oligarquía”. Un proceso de privatización, donde las nuevas empresas privadas conservaron, sin embargo, una fuerte influencia del Estado en un proceso no exento de casos de corrupción y de tráfico de influencias. Sin embargo, con todo y ello Rusia aparecía

nuevamente

como

un

actor

importante

en

los

mercados

internacionales.

Dentro del grupo de grandes empresas rusas vale la pena mencionar a Rosneft, una empresa del estado formada con los activos del Ministerio de Petróleo y Gas de la URSS, que se convirtió en un grupo importante al alcanzar el control de una serie de las nuevas empresas de menor tamaño. Hoy, luego de varios escándalos por supuestos actos reñidos con la ética, Rosneft, ha pasado a ser el mayor grupo de ese país, con una porción de sus acciones cotizadas en forma privada en los mercados de valores de Moscú y Londres. Rosneft ha estado involucrada recientemente en varias operaciones comerciales y financieras en Venezuela.

Otro grupo importante es Gazprom, la principal productora de gas del planeta. Su origen se remonta a 1943, cuando la Unión Soviética definió la industria del gas como una operación separada del petróleo. En 1965 se crea el Ministerio de la Industria del Gas, que en 1989 se transformaría en la Entidad Estatal para el Gas (Gazprom). Al desaparecer la Unión Soviética en 1991, el presidente Yeltzin inició la privatización de Gazprom, aunque el estado conservó el 40 % del paquete total de acciones. En el año 2000 el presidente Putin decidió readquirir para el estado el control de Gazprom. La empresa ha expandido sus operaciones a diferentes países de Europa y actualmente opera también en Bolivia y Venezuela.

Como ya mencionamos, el crecimiento de los requerimientos financieros y de nueva tecnología necesarios para los nuevos esfuerzos exploratorios ha sido una de las razones para la reagrupación de las multinacionales tradicionales 21

en grandes consorcios. Por otra parte, la necesidad de diluir los riesgos asociados a dichos esfuerzos, sobre todo en áreas poco conocidas, ha hecho necesario llevar a cabo alianzas estratégicas con algunos de los nuevos actores del negocio. El sentido altamente pragmático con el que parecen estarse manejando las empresas rusas, ha dado origen a varios importantes acuerdos entre estos dos grupos de organizaciones. Uno de estos acuerdos fue suscrito en 2011entre Rosneft y Exxon-Mobil para el desarrollo del campo gigante Prinovozemelsky en la plataforma continental rusa del mar de Kara en el océano Ártico entre los 75 y 80 grados de latitud norte. Otro acuerdo fue suscrito también en 2011 entre estos mismos grupos para la evaluación y el desarrollo del campo gigante Tuapse situado en la parte de aguas profundas en la costa rusa del mar Negro. En estos acuerdos, como es típico para este tipo de convenios, Exxon-Mobil suple la tecnología, mientras que Rosneft contribuye con la experiencia operacional en el área.

No se puede terminar de hablar de los nuevos actores en el mercado petrolero mundial sin hacer referencia a la República Popular China, con su impresionante crecimiento en demanda energética. Su rápido crecimiento genera la necesidad de contar con una serie de insumos importantes, sobre todo de tipo energético y de diversos minerales y materias primas. A pesar de ser un país con vastos recursos naturales —China es, por ejemplo, el primer productor mundial de carbón con la mitad del volumen producido a nivel global— lo acelerado de su crecimiento la obliga a salir de sus fronteras. En consecuencia, la RPC ha establecido una política de Estado para asegurar en el tiempo el suministro de recursos naturales. Dicha política de Estado, consiste en facilitar préstamos a inversionistas y países mineros y petroleros, a cambio de compromisos de suministro a largo plazo de esos materiales en una especie de compras pre-pagadas. Debido a estos préstamos, los países que los reciben, quedan comprometidos a entregar parte de su producción futura, sin ninguna remuneración en el momento de la operación, puesto que dichos fondos han sido ya entregados y, por supuesto, utilizados. Además, por haber sido los pagos efectuados por anticipado, cabe esperar que la RPC reciba también el crudo o los minerales involucrados a precios preferenciales.

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Dentro del nuevo escenario de la industria petrolera mundial está el papel de las empresas petroleras estatales, sociedades cuya composición accionaria está totalmente o de forma mayoritaria en manos del gobierno de un EstadoNación. Entre ellas están hoy en día algunos de los actores más importantes del mercado petrolero en gran medida debido al hecho de que estas organizaciones controlan alrededor del noventa por ciento de las reservas mundiales de petróleo que han sido reportadas.

El tema relacionado con estas empresas es notablemente complejo debido, en primer lugar, a su dispersión geográfica. Existen o han existido en el sector petrolero, empresas estatales en todos los continentes excepto en Oceanía. Tal vez como resultado de ello, se observa una falta de uniformidad con relación a la finalidad con la que las mismas son constituidas, a su estilo administrativo y a la continuidad con la cual dicha finalidad y estilo operacional son mantenidos en el tiempo. En este sentido, existen notables diferencias entre las empresas estatales de los distintos continentes. Así, las empresas estatales europeas son las menos numerosas y las más estables en cuanto a la permanencia de sus objetivos originales. Un continente en el cual las compañías petroleras estatales han ejercido particular influencia es en América Latina donde estas empresas están sujetas a una serie de visiones contradictorias con relación a sus objetivos y al destino del producto de los resultados de sus operaciones.

Un primer desacuerdo tiene que ver con el papel que dichas empresas deben jugar dentro de estas sociedades. La polémica consistente en definir si las mismas son entidades netamente comerciales, destinadas a proveer a los gobiernos de los ingresos necesarios para satisfacer las demás necesidades de la población, o si deben tener una mayor injerencia del sector político en su administración a fin de darles un mayor “contenido social”. Expresión con la cual usualmente se entiende quebrantar el principio económico básico de la división del trabajo asignándoles a estas entidades múltiples misiones, muchas de ellas considerablemente distintas a la naturaleza de su línea de negocio original. Esto conlleva a un incremento en su número de empleados y suele conducir, a la vez, a una merma en su capacidad para el logro de la misión para la cual fueron originalmente creadas. Finalmente, genera una duplicación 23

de funciones con los organismos del estado encargados, por su propia misión, de satisfacer esas necesidades.

Paralelamente, la situación descrita va acompañada de una actitud de recelo con relación a la participación de capitales extranjeros en la actividad petrolera. Esta participación puede normalmente verse como una forma de que la Nación distribuya los riesgos técnicos, operacionales y financieros en proyectos donde dichos factores son elevados y los niveles de inversión cuantiosos. Muy frecuentemente, sin embargo, esta posibilidad de asociación con capitales extranjeros es vista, por algunos sectores, como una violación a la soberanía nacional y es calificada de “entreguista”.

La influencia de los conflictos mencionados genera en las empresas estatales de estos países una situación de inestabilidad tanto administrativa como operacional. Al ser posible la alternancia en el poder entre los grupos que defienden las posturas opuestas, pueden ocurrir, entre un gobierno y otro, cambios profundos en las políticas públicas relacionadas con el sector. Se producen de este modo cambios drásticos en los objetivos, las estrategias, el esquema

administrativo,

y

como

ya

dijimos,

en

las

características

operacionales de las empresas. Por otra parte, nadie puede garantizar tampoco que estos cambios tengan un carácter permanente. Basta que ocurra un nuevo cambio en el grupo que controla el poder entre aquellos que sostienen una visión diferente de cómo debe manejarse el negocio, para que las condiciones se reviertan nuevamente.

Finalmente, la administración de las compañías petroleras del estado en Latinoamérica está sujeta a una contradicción que genera un elemento de presión adicional sobre los administradores de las mismas. Por una parte, por su naturaleza mercantil y dado el carácter altamente competitivo del negocio petrolero,

existe

una

necesidad

de

mantener

diferentes

grados

de

confidencialidad en muchas de las decisiones tomadas y los acuerdos establecidos. Por otra parte, el elemento político en la administración de estas compañías, que se deriva del hecho de ser propiedad del Estado, exige una absoluta

transparencia.

La

contraposición 24

entre

las

nociones

de

confidencialidad y transparencia suele ser fuente de intensos conflictos para estas empresas con relación a amplios sectores de la población.

Finalmente, en los últimos años se han producido una serie de importantes adelantos en el campo de la tecnología aplicada a la industria petrolera. Algunos de ellos han reactivado, una vez más, la discusión sobre el peak oil12. Estos desarrollos se pueden catalogar en dos grandes grupos. Unos, simplemente consisten en la modificación o la mejora sustancial de métodos ya conocidos, otros, son formas novedosas de explotar hidrocarburos no convencionales cuya extracción no se consideraba posible en el pasado.

Entre los métodos ya conocidos que han sido objeto de ciertas mejoras se encuentran la fractura de las formaciones por métodos hidráulicos. Este método se viene utilizando en la industria petrolera desde finales de la década de los años cuarenta del siglo pasado para mejorar la productividad de formaciones convencionales de baja permeabilidad. La mejora en los métodos para fracturar las formaciones no ha sido realmente dramática, pero ha demostrado ser una herramienta auxiliar indispensable para la producción de las nuevas formas de hidrocarburos que hemos mencionado.

Lo que si representa un avance notable dentro de la tecnología tradicional es la llamada perforación direccional. La posibilidad de perforar intencionalmente pozos desviados de la vertical, data de los años treinta del siglo XX. No obstante, la posibilidad de alterar la dirección de un pozo se mantenía siempre muy cercana a la vertical. Es a partir de la década de los noventa cuando se produce un avance realmente notable al lograr que la perforación se mantenga, continúa y permanentemente, dentro del estrato de interés sin atravesarlo completamente. Cuando esto sucede, se incrementa enormemente el área de drenaje del horizonte productor expuesta al pozo o del intervalo que debe ser sometido a una fracturación hidráulica.

La combinación de la fracturación hidráulica con la perforación direccional es lo que ha permitido mejorar notablemente la explotación de yacimientos convencionales de muy baja permeabilidad. El incremento que acabamos de 25

mencionar del área de fractura y de drenaje permite mejorar notablemente la posibilidad de estimular estos yacimientos y aumentar su productividad.

Sin embargo, el adelanto tecnológico verdaderamente novedoso tiene que ver con los métodos para la extracción de volúmenes de hidrocarburos almacenados en rocas que hasta hace muy poco tiempo eran considerados como imposibles de explotar. Se trata de los hidrocarburos acumulados en las lutitas. Hasta época muy reciente, era impensable la explotación de los materiales que dan origen en las lutitas, su “roca madre”, los hidrocarburos que son luego expelidos de estas y se acumulan en las rocas porosas adyacentes a ellas.

Este es hoy en día uno de los grandes adelantos tecnológicos de la industria petrolera. Es la producción del gas de lutitas y el petróleo de lutitas. El grado de dificultad en la recuperación de ambos es notoriamente distinto. El gas de lutitas, fluye con mucha mayor facilidad debido a la menor viscosidad del gas comparado con cualquier hidrocarburo no gaseoso. En el caso del gas de lutitas, basta fracturar dichas rocas atravesadas por un pozo perforado direccionalmente. No es ese el caso del petróleo de lutitas. Para comenzar, los hidrocarburos líquidos que se encuentran en las lutitas no son aun en muchos casos propiamente petróleo, sino un material conocido como kerógeno, petróleo en formación. Para la extracción del petróleo de lutitas además de fracturar la roca, es necesario aplicar algún método térmico para reducir su viscosidad. Sin embargo, el efecto más importante del calentamiento, es que la intensa temperatura da lugar a un proceso de pirolisis que acelera la transformación del kerógeno en petróleo. El material resultante de este proceso, dependiendo del grado de madurez del kerógeno, puede ser sometido de inmediato al proceso convencional de refinación.

La importancia de estos avances tecnológicos, es su potencial para alterar de manera sustancial el balance entre la oferta y la demanda en el mercado mundial ya que ninguno de los países donde se encuentran reservas importantes de lutitas hidrocarburíferas forma parte de los grandes productores y exportadores tradicionales. Quizás uno de los efectos eventualmente más 26

dramáticos de la nueva tecnología es el caso de los Estados Unidos. Este país ha sido por largos períodos, a partir de 1970, un importador neto de petróleo. Basado en sus reservas de lutitas hidrocarburíferas y en la nueva tecnología para su explotación, en el año 2019 los Estados Unidos pudieran llegar a ser autosuficientes en cuanto a suministro de hidrocarburos. De momento, si bien sigue importando el 35 % de sus necesidades, la disminución en el consumo y el aumento de su producción debido en parte a estas nuevas técnicas, permitió, que a finales de 2013, los Estados Unidos produjeran más de lo que importaban por primera vez en veinte años.

El resultado compuesto de los factores que acabamos de mencionar han hecho que comenzando el siglo XXI, el negocio petrolero presente unas características inéditas en toda la historia pasada de la industria. Esto requiere que, países tradicionalmente petroleros como Venezuela, superen una serie de prejuicios y busquen soluciones creativas para que el petróleo continúe siendo un factor importante de su desarrollo económico. LAS FORMAS DE INTEGRACIÓN EN LOS PAÍSES PRODUCTORES: Tal como mencionamos en la sección correspondiente a los aspectos estratégicos de la industria, la utilización de un esquema de integración horizontal ha sido el mecanismo

empleado

tradicionalmente

por

las

empresas

petroleras

transnacionales con un doble objetivo. Por una parte reforzar el eslabón más débil de su cadena de valor agregado, que en su caso es el suministro de materia prima. Por otra, la presencia en una diversidad de países con diferentes condiciones operacionales y económicas, les brindaba la flexibilidad suficiente para optimizar, a través de la adecuada coordinación de valores de transferencia internos, los márgenes de ganancia neta del conjunto.

La noción de integración, tanto vertical, como horizontal, debería también ser aplicable a las empresas de los países productores. El problema fundamental, es que estas empresas, para empezar, no están ni siquiera verticalmente integradas pues no cuentan con una cadena de valor agregado completa. Carecen de los tres últimos eslabones de dicha cadena: las refinerías en los grandes centros de consumo, las redes de distribución en dichos centros y los 27

puntos de venta a los consumidores finales, donde usualmente se realiza el mayor beneficio comercial del negocio. Estos son eslabones de la cadena simplemente inexistentes para ellas.

Las compañías estatales de los países productores puede que posean el control sobre la materia prima, sobre el suministro del crudo. Sin embargo, ese petróleo producido debe ser, en algún momento, vendido a terceros, generalmente las mismas empresas multinacionales, en un punto intermedio de la cadena. Lo que comúnmente se conoce como “los precios del petróleo”, no es más que el valor de transferencia dentro de la cadena de valor agregado al cual las refinerías en los grandes mercados reciben la materia prima. Aún las escasas ventas internacionales de productos derivados por parte de los países productores que poseen refinerías en sus territorios, terminan en las redes de distribución de las empresas de los grandes países consumidores. Para las empresas multinacionales, los “precios del petróleo” son el costo de producción o, a lo sumo, de producción más transporte, sólo un punto de corte en medio de la cadena de valor agregado. El éxito de la OPEP a partir de los años sesenta, al conseguir una migración en el balance de poder en los mercados fue sólo hasta ese nivel. El control de la cadena completa constituye una fuente importante de poder porqué en ella, precisamente a través del manejo de sus valores de transferencia internos, las empresas maximizan la ganancia neta del sistema como un todo. Esa es la fuente de poder que no han perdido nunca las grandes empresas petroleras. Este aspecto no es de carácter sólo financiero, es, sobre todo, estratégico.

Si una empresa petrolera de un país productor pudiera acceder a una participación importante en la propiedad de las instalaciones en los tres últimos eslabones de la cadena, se le abrirían las posibilidades de utilizar de manera permanente los mecanismos de maximización de ganancias que han usado tradicionalmente las empresas multinacionales. Al completar su integración vertical, esta empresa se liberaría de la dependencia de terceros para la colocación de su producción y la eventual comercialización de la misma o de sus productos derivados.

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Por otra parte, al definir la integración horizontal en la forma que lo hacen Daniels et al. (2010), mencionábamos que esta definición era la más usual cuando se trataba del área de mercadeo ya que “puede proporcionar productos terminados o componentes ( y) pueden darse economías de alcance en la distribución” (p. 539). Esta sería la situación típica para una empresa petrolera estatal, que pudiera acceder a la propiedad de refinerías y redes de distribución doméstica en varios países consumidores. Con ello estaría reforzando los eslabones más débiles, para ella, de la cadena de valor agregado, precisamente los que se encuentran en el sector “aguas abajo”.

EL CASO DE VENEZUELA: Uno de los países que comprendió estos aspectos estratégicos del negocio petrolero fue Venezuela. La total estatización de la industria petrolera, el proceso conocido como la nacionalización, representó un cambio radical en la estructura de la industria del país. La Nación dejaba de ser un simple recaudador de impuestos para pasar a ser, además, el único accionista de las empresas operadoras. El gran reto durante ese período fue mantener la continuidad operacional y recuperar los niveles de actividad de las funciones que habían sido objeto de una lógica descapitalización ante el escenario de la prescripción de las concesiones. Todo ello se logró. La etapa post-nacionalización: En los años siguientes a la nacionalización, se reactivaron una serie de actividades que habían sido reducidas a su mínima expresión en los años inmediatamente precedentes y se generaron nuevas funciones anteriormente dependientes de las concesionarias. Dos logros particularmente relevantes fueron la creación de dos nuevas organizaciones de extraordinaria importancia estratégica para el largo plazo. Por una parte el Instituto de Adiestramiento Petrolero (INAPET) (luego re-bautizado CEPET y actualmente CIED) encargado de todas las fases del adiestramiento del personal de la industria. Este organismo fue el responsable del desarrollo del personal desde los niveles artesanales hasta los de la alta gerencia.

De igual, o tal vez de mayor trascendencia, fue la fundación del Instituto Tecnológico Venezolano del Petróleo (INTEVEP), el centro de investigación aplicada de la industria. El propósito de esta institución era mantener a la 29

industria petrolera nacionalizada a la vanguardia de los rápidamente cambiantes adelantos tecnológicos de la industria del petróleo. Durante el régimen concesionario, esta actividad se llevaba a cabo en los grandes centros de investigación de las empresas multinacionales quienes los distribuían entre sus afiliadas en diferentes países. Por tal motivo, en el periodo inmediatamente posterior a la nacionalización fue necesario establecer, de manera transitoria, convenios de asistencia tecnológica con las antiguas concesionarias.

Durante sus primeros años, entre 1976 y 1999, esta institución registró alrededor de 900 patentes y generó unos 240 inventos, además de llevar a cabo el desarrollo de importantes proyectos como por ejemplo, la tecnología para el mejoramiento de crudos pesados (el proceso conocido como HDH). Este proceso le valió a la institución el Premio de Ciencias de la UNESCO en 1991. Cabe mencionar también el desarrollo de la orimulsión, una forma novedosa y de alto atractivo para la comercialización de estos crudos difíciles de colocar en los mercados. Por su carácter menos contaminante este producto estaba diseñado para competir en condiciones ventajosas en los mercados del carbón, sobre todo en el campo de generación termoeléctrica. Por otra parte, debido a las características de su mercado-objetivo, no constituía una competencia para otros productos venezolanos como el fuel oil residual. Con ello, además, al no considerársele parte de la producción de crudos convencionales, no afectaba la cuota de Venezuela en la OPEP.

Entre las nuevas actividades, vale la pena destacar el caso de la exploración. En esta área, debido al tiempo que toma la recuperación de las inversiones, estas se habían reducido a un mínimo. Debido a ello, durante los últimos años del régimen concesionario, se había producido una notable merma en las reservas probadas del país, sobre todo las de crudos livianos y medianos, que por ser los de mayor valor comercial, eran los que se producían de manera preferente. A partir de 1976 se llevaron a cabo una serie de actividades exploratorias orientadas a subsanar esta situación. Así, por ejemplo, entre 1971 y 1976, se habían perforado en el país solo 33 pozos exploratorios. Únicamente en 1976, se perforaron 25 de esos pozos y para 1982 se habían perforado un total acumulado de 225. Como consecuencia de ese esfuerzo, 30

para finales de 1986 se habían incorporado 40.150 millones de nuevas reservas. Más del doble de la totalidad de reservas probadas de Venezuela al final del año 1975 que era de 18.390 millones de barriles. De particular importancia fue el descubrimiento de una serie de campos gigantes de gas libre en el norte de la península de Paria en 1979. La información básica de estos descubrimientos fue derivada de un levantamiento sismográfico sobre toda la plataforma continental venezolana realizado en 1977. Una de las características resaltantes de esta área eran las enormes inversiones necesarias y los riesgos operacionales y comerciales asociados al desarrollo de estos campos. Para enfrentar esta situación, se estructuró el Proyecto Cristóbal Colón, en el cual se utilizaría, por primera vez después de la nacionalización, la participación de capitales privados extranjeros. Este sería el primer paso del proceso llamado de apertura para establecer asociaciones de riesgo y ganancias compartidas en este tipo de áreas de altos niveles de inversión y riesgo. El proyecto estuvo sometido a una serie de altibajos, donde hubo momentos donde se llegó incluso a dudar de su comercialidad, debido a amplias fluctuaciones en los precios del mercado internacional del gas. Hoy en día, más de treinta años después de los primeros descubrimientos, se siguen haciendo esfuerzos por desarrollar el área a través del proyecto que ha sido rebautizado como Gran Mariscal de Ayacucho y que se sigue llevando a cabo con el apoyo de capitales extranjeros en forma de empresas mixtas.

Entre otra serie de importantes tareas llevadas a cabo en ese lapso cabe destacar el inicio de los esfuerzos para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Igualmente, el cambio de patrón de refinación en las dos grandes refinerías del estado Falcón, Amuay y Cardón y de la refinería de El Palito en el estado Carabobo. El nuevo patrón estaba orientado a la obtención de una mayor proporción de productos derivados de alto valor comercial mediante procesos de conversión profunda de crudos pesados. Finalmente, en agosto de 1997, se interconectan las dos grandes refinerías de Falcón consolidándose como el centro de refinación de Paraguaná con una capacidad de procesamiento de 940 mil barriles diarios, el mayor complejo de refinación a nivel mundial. Entre 1987 y 1991 se realiza el proyecto Nurgas para interconectar las redes de gas del oriente y el occidente del país y entre 1989 y 1992 se lleva a cabo el proyecto GNV (Gas Natural Vehicular) que llegó a adaptar cincuenta mil vehículos a nivel nacional, con énfasis en el transporte público. Una de las consecuencias de este último proyecto habría sido la liberación de gasolinas para la exportación. Sin embargo, el mismo no se 31

expandió como se esperaba debido a que el elevado subsidio de los precios de dichas gasolinas en el mercado doméstico no hacía del gas una opción competitiva.

En el área de producción, se continuó llevando a cabo el esfuerzo por mantener el potencial de producción, ahora con el respaldo de los descubrimientos en nuevas áreas. La gran limitación de la actividad en esta función eran las cuotas establecidos por la OPEP a la producción de cada uno de sus países miembros. Esto llevó incluso a que en ciertos sectores se planteara la posibilidad de abandonar la organización. Tema sumamente polémico pues el desmembramiento de la misma, al comenzar cada país a producir guiado por la maximización de su propio ingreso fiscal, podría conducir a una grave sobreoferta con la lógica caída de los precios. El ingreso fiscal obtenido con una mayor producción pudiera verse más que contrarrestado por una caída de los precios. La internacionalización: Sin embargo, el logro más importante de la industria durante esta etapa, fue sin duda el proceso de internacionalización. Al momento de la nacionalización Venezuela sufría de la misma limitación estructural a la que están sometidos, tal como ya se mencionó, todos los países productores, el no contar con los eslabones finales de la cadena de valor agregado. Los mercados naturales del país habían sido surtidos tradicionalmente por las concesionarias y los esfuerzos iniciales por diversificar los mercados a otros países habían resultado infructuosos. La única solución para Venezuela, en el corto plazo, era establecer contratos de comercialización con las ex concesionarias para poder colocar su crudo en los mercados. El remedio de fondo para liberarse de esta situación de dependencia era, sin embargo, acceder a los eslabones faltantes de la cadena de valor agregado. Además, se debía procurar establecer un esquema de integración horizontal en estos eslabones, que en el caso de un país productor, son los más débiles de la cadena.

A través de este proceso, Petróleos de Venezuela (PDVSA) se convirtió en una empresa totalmente integrada vertical y horizontalmente al incorporar a sus 32

activos una serie de instalaciones “aguas abajo” en varios de los principales mercados del mundo. La empresa estatal venezolana llegó a contar, a finales del siglo veinte, con un conjunto de quince refinerías ubicadas, además de los Estados Unidos, su mercado natural, en países como Alemania, Suecia, el Reino Unido y Bélgica. Además, como parte de estos procesos de integración PDVSA adquirió importantes redes de distribución y puntos de venta a consumidores finales en esos países. Finalmente, adquirió de manera complementaria, una capacidad de almacenamiento en la cuenca del Caribe, en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos y en las Antillas holandesas, cercana a los 30 millones de barriles. Con ello, a través de un proceso de intermediación en el área de almacenaje, participaba en el negocio de otras empresas y países en este importante centro de comercio internacional de petróleo, parte también de su entorno natural. Este esfuerzo representó tal vez el flujo de capitales en forma de inversión directa más importante por parte de un país del tercer mundo hacia un grupo de sociedades que estaban entre los más importantes consumidores de petróleo a nivel global.

Otro efecto importante de estas asociaciones era la posibilidad de colocar parte de la producción de los crudos pesados y extra pesados del país. Para el momento de la nacionalización, el 75 % de las reservas del país eran de crudos con una gravedad por debajo de los 22° API. Al ser dueña de esas refinerías, PDVSA podía adaptar la dieta de las mismas para, de acuerdo a sus intereses, procesar una cierta porción de crudos de más baja calidad. Se introducía así, por razones estratégicas, un elemento de ineficiencia para procesar crudos cuyos productos finales poseían un menor valor comercial. Una refinería propiedad de un tercero no estaría dispuesta, por razones de eficiencia, a realizar una adaptación semejante en su dieta. Vale la pena resaltar que la necesidad de colocar los crudos venezolanos pesados y extra pesados ha sido un argumento muy utilizado a la hora de revertir muchas de las operaciones llevadas a cabo con el proceso de internacionalización. Esto es, sin embargo, un argumento falaz ya que se trata de dos problemas de naturaleza totalmente distinta. Ciertamente, la colocación y utilización de estos crudos, que representan la gran mayoría de las reservas de Venezuela, es un problema complejo y de difícil solución. El mismo no se resuelve, sin embargo, 33

abandonando un excelente negocio comercial de carácter estratégico. Por el contrario, ese negocio alterno, aparte de permitir colocar, como hemos dicho, algunos volúmenes adicionales de crudos pesados, puede significar mantener un importante nivel de ingresos derivados de una faceta distinta dentro del mismo sector petrolero.

La internacionalización se inició en 1979 con la selección de inversiones potenciales en el sector de mercadeo de países industrializados y se emprendieron las primeras gestiones de negociación para la adquisición de algunos de esos activos. Hacia finales de 1980 se establece en Alemania la empresa Ruhr Oel GMBH, una asociación a partes iguales entre PDVSA y la empresa alemana Veba Oel que fue ampliado en 1986. Al final de este proceso la empresa contaba con cuatro refinerías: Gelsenkirchen con una capacidad de procesamiento de 265 mil barriles por día, Neustadt con capacidad de 86 mil barriles diarios, Karlsruhe que procesaba 320 mil barriles diarios y Schwedt que operaba 240 mil barriles por día. Adicionalmente, entre los activos de Ruhr Oel se encontraban otra serie de instalaciones como plantas y terminales, varios oleoductos y redes de distribución. Esto colocaba a PDVSA como propietaria del 50 % del refinador más importante de Alemania que cubría el 20 % del mercado de ese país. De los más de 900 mil barriles diarios que procesaban las cuatro refinerías mencionadas, 250 mil eran de crudo pesado venezolano.

A partir de 1985, se inicia un importante programa de adquisiciones. Ese año, la empresa arrienda al gobierno de las Antillas holandesas la refinería de Curazao con una capacidad de procesamiento de 335 mil barriles diarios que es operada por Isla, una nueva filial de PDVSA. En 1986, se produce una violenta caída de precios en los mercados, el precio del crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) se situó por debajo de los diez dólares por barril. Por supuesto, esta situación fue particularmente crítica para los crudos pesados. La estrategia de PDVSA, fue tratar de asegurar salidas para sus crudos en el largo plazo mediante su presencia en mercados aguas abajo, principalmente en aquel que, por razones de flete, es su mercado natural, los Estados Unidos. Ese año, como ya se mencionó, la empresa estatal venezolana adquiere el 50 % de las acciones de Citgo, una subsidiaria de la Southland Corporation. 34

Dentro de la negociación por Citgo, PDVSA adquiría el 50 % del complejo de refinación de Lake Charles en el estado de Louisiana, la sexta más grande de los Estados Unidos, con una capacidad de 425 mil barriles diarios. La negociación de Citgo condujo, además, a la adquisición de la refinería de Lemont, cerca de Chicago, con una capacidad de procesamiento de 155 mil barriles por día y asociada a una red de distribución exclusiva en los estados de Illinois, Iowa, Michigan, Ohio y Wisconsin. Otras dos adquisiciones fueron la refinería de Paulsboro en el estado de New Jersey con una capacidad de procesamiento de 94 mil barriles diarios y la de Savannah en Georgia con una capacidad de 60 mil barriles diarios. Estas dos últimas refinerías se especializan en la elaboración de productos asfálticos y, por tanto, eran alimentadas con crudos pesados venezolanos. Adicionalmente, se adquirió una participación del 41 % de la refinería de la empresa Lyondell, rebautizada Lyondell-Citgo en la ciudad de Houston. Esta refinería posee una capacidad de procesamiento de 268 mil barriles diarios. Finalmente, en 1987 la empresa estatal venezolana y la Union Pacific Corporation junto con su subsidiaria Champlin Petroleum Company, firman un acuerdo para constituir a partes iguales la Champlin Refining Company. Con este acuerdo, la empresa venezolana pasaba a ser propietaria del 50 % de la refinería de Corpus Christi en el estado de Texas. Dicha refinería tiene una capacidad de procesamiento de 257 mil barriles diarios y posee además una extensa red de distribución en dicho estado además de Oklahoma, Arkansas, Missouri y Kansas. Al año siguiente, en 1988, PDVSA ejerció una opción de compra del 50 por ciento restante de las acciones pertenecientes a su socio, y modificó el nombre de la empresa a Champlin Refining & Chemicals Inc. En septiembre de 1990, esta empresa fue transformada en una subsidiaria de Citgo.

En el año de 1990, PDVSA adquiriría el control total de Citgo. Con ello PDVSA se convertía en propietaria de cinco refinerías y tenía una participación importante en otra dentro del territorio de los Estados Unidos. Su capacidad total de procesamiento superaba el millón 125 mil barriles diarios. Contaba, además, con instalaciones de almacenamiento independientes para cinco millones de barriles. Finalmente, un elemento de extraordinaria importancia, fue 35

que la adquisición de Citgo represento tomar el control de una red de más de 12.500 estaciones de servicio, la empresa con más puntos de ventas a consumidores finales en los Estados Unidos12. Además de esto Citgo produce gran variedad de lubricantes y tiene puntos de venta en varios aeropuertos importantes de los Estados Unidos y vende petroquímicos y productos industriales a varias compañías industriales. La participación total de PDVSA a través de Citgo en el mercado doméstico americano era del 8 %, lo que la convertía en la sexta empresa en el mercado interno de los EE. UU.13

En 1989, PDVSA adquiere los terminales petroleros de Bonaire y las Bahamas. El primero, con una capacidad de cuatro millones de barriles y un puerto de aguas profundas que puede alojar tanqueros ULCC, de hasta 500 mil toneladas de peso muerto. El segundo, el mayor del Caribe, tiene una capacidad de almacenamiento de 21 millones de barriles e, igualmente, un puerto de aguas profundas. En la región de las Islas Vírgenes, PDVSA además se asoció con la empresa Hess Corporation para adquirir el 50 % de la refinería de Saint Croix, con una capacidad de procesamiento de 495 mil barriles diarios. Con estas adquisiciones

PDVSA

incrementa

notablemente

su

capacidad

de

almacenamiento en el Caribe y con ello adquiere una notable influencia en esa cuenca, un importante punto de transición en el comercio internacional del petróleo. La Bonaire Petroleum Corporation (BOPECO) y la Bahamas Oil Refining Company (BORCO) fueron constituidas subsidiaria de PDVSA.

El objetivo original de PDVSA de tratar de asegurar salidas para sus crudos en el largo plazo, había llevado a identificar una oportunidad complementaria de negocio pero de naturaleza totalmente distinta y que posibilitaba la total integración vertical de la empresa. El primer objetivo pasaba a ser algo que se podía lograr en cierta medida mientras se desarrollaba un atractivo negocio, inédito para una empresa estatal de un país productor. El aspecto más importante del nuevo negocio, es que representaba el enorme atractivo estratégico de poder prescindir de cualquier tipo de intermediación para

12

FUENTE: http://economiamineraypetrolera.wordpress.com/2012/07/01/petroleos-de-venezuela-s-apdvsa-10/ 13 FUENTE: http://www.veneconomia.com/site/files/articulos/artEsp576_336.pdf

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acceder a los consumidores finales de los grandes mercados. Con ello dejaban de ser necesarios los contratos de comercialización suscritos al momento de la nacionalización.

Mientras esto sucedía en Norteamérica y el Caribe, en el año 1989, PDVSA se asocia a partes iguales con Neste Corporation de Finlandia bajo la razón social de AB Nynäs, empresa operadora de cinco refinerías europeas. Dos de estas refinerías ubicadas en Suecia: Gothemburg que procesa 125 mil barriles diarios y Nynashamn, con una capacidad de procesamiento de 90 mil barriles por día. Esta última, especializada en el manejo de crudos pesados especialmente de Venezuela. Otras dos refinerías se encuentran en el Reino Unido, una en Eastham, en Inglaterra, con una capacidad de 211 mil barriles y la otra en Dundee, en Escocia, procesando diariamente 205 mil barriles. La otra refinería era la de Antwerp, en Bélgica con una capacidad de 360 mil barriles por día. A nivel de ventas AB Nynäs está presente en once países europeos.

De este modo, para 1999, la capacidad de refinación de PDVSA fuera de Venezuela, incluyendo la refinería Isla en Curazao, era de casi 3 millones y medio de barriles diarios. Igualmente poseía una amplia capacidad de almacenamiento y acceso a un importantísimo segmento de los clientes finales de sus operaciones. Un excelente ejemplo de una empresa estatal de un país productor que había completado su cadena de valor agregado para lograr una verdadera integración vertical, complementada con una estructura de integración horizontal en el mercadeo de sus productos. Esto permitía, junto con la optimización de la estructura fiscal, utilizar la serie de herramientas de ingeniería financiera que ponen en uso las empresas multinacionales para optimizar el beneficio neto del sistema total. Sistema total que no es otro que la misma Nación venezolana. La PDVSA del siglo XXI: A partir del nuevo siglo cambia radicalmente el enfoque del negocio, PDVSA se convierte en instrumento político del gobierno, y utilizando el argumento de darle un mayor contenido social, se abandona el principio económico fundamental de la división del trabajo. Toda organización,

pública o privada, sin fines de lucro o que busque un retorno sobre la 37

inversión de sus accionistas, en estos casos para la Nación, es creada para satisfacer una necesidad determinada de la sociedad. Esta es la misión de esa organización. Toda la actividad de la misma debe, de manera directa o indirecta, orientarse al logro de dicha misión. Cualquier actividad que no esté orientada al logro de ella, compromete recursos productivos que deberían ser utilizados con esa finalidad y daña, por tanto, la eficiencia de la organización. La gran tentación de las compañías petroleras estatales, es transformar una organización eficaz y eficiente como productora y comercializadora, en una empresa con “mayor contenido social”. Rompiendo el mencionado principio de división del trabajo, se le asignan otra serie de funciones distintas a su razón de ser. Tareas que, por otra parte, deberían ser llevadas a cabo por otras entidades del Estado, cuya función específica, su misión, es precisamente esa. PDVSA, la casa matriz petrolera, pasó a tener, de acuerdo a su Balance de Gestión para el año 2012, veinte filiales de las cuales cinco se ocupan de las más variadas actividades no relacionadas con la industria petrolera 14: PDVSA Agrícola, S.A. para la “producción de materia prima de origen agrícola para el procesamiento industrial agroalimentario” 14. PDVSA Desarrollos Urbanos, S.A. para “el desarrollo y la ejecución de obras de infraestructura social no industrial, así como programas de asistencia humanitaria” 14. PDVAL cuya misión es “Ofrecer a la población venezolana productos de la cesta básica e insumos básicos para el hogar a precios regulados en diferentes puntos de venta habilitados a lo largo y ancho del país, atendiendo a toda la cadena de comercialización”14. Palmavén, S.A. que “tiene como eje central la erradicación de la pobreza”14. Lácteos Los Ándes, C.A. “Adquirido por el Estado Venezolano a través de la Industria Petrolera Venezolana PDVSA […] ( para) la producción y distribución de productos lácteos […] adicionalmente el grupo cuenta con 14

FUENTES: http://blog.chavez.org.ve/wp-content/uploads/2010/08/BalancedeGestionPDVSA2009-blog-2.pdf http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenuprinc.tpl.html&newsid_temas=22 http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenufiliales.tpl.html&newsid_obj_id=7446&newsid_temas=20 http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenufiliales.tpl.html&newsid_obj_id=9006&newsid_temas=20

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compañías que se dedican a la comercialización de leche cruda, al transporte y servicios asociados a la actividad”14.

La multiplicidad de nuevas funciones, consecuencia de la ruptura del principio básico de división del trabajo, ha llevado no sólo a la duplicación de funciones con otros organismos del estado, sino a socavar la necesaria atención a su misión principal: el negocio petrolero. Como consecuencia, en muy corto plazo decae la producción, se descuida el mantenimiento preventivo de las instalaciones y se incrementa el número de accidentes industriales. La producción llegó a caer en, por lo menos, 400 mil barriles diarios. Dicha producción, que en 1999 era de 3 millones 250 mil barriles por día, llegó en 2012 a 2 millones 826 mil según cifras de la misma PDVSA y a 2 millones 378 mil según cifras de la OPEP en su informe de mayo de 2012. Venezuela no sólo ha dejado de contar con un potencial de producción, sino que, debido a los volúmenes absorbidos por el mercado interno, no ha sido capaz de alcanzar la cuota que le ha sido fijada por la OPEP que se ubica en 3 millones 050 mil barriles diarios15. Este déficit ha sido cubierto, como de costumbre en estos casos, por el swing producer16 de la organización, Arabia Saudita. Paralelamente, se han incrementado los accidentes tanto de tipo laboral como industrial. Así, por ejemplo, han venido ocurriendo una serie de accidentes, algunos de suma gravedad, en las refinerías. Tal es el caso de los ocurridos en la refinería de Amuay el 25 de agosto de 2012 o el de menor magnitud en la refinería de El Palito al mes siguiente, el 19 de septiembre de 2012. Al mismo tiempo se ha generado la necesidad de importar combustibles a precios internacionales para el mercado interno altamente subsidiado.

Una consecuencia adicional de tener que atender a tantas y tan variadas nuevas funciones, ha llevado la nómina de algo menos de cuarenta mil trabajadores en 1999 a 145.439 empleados según el Balance de Gestión de la empresa para 2012. Por otra parte, una de las medidas más inmediatas al 15

FUENTE: http://www.elmundo.com.ve/noticias/economia/energia/preven-que-venezuela-planteararecorte-de-la-produ.aspx#ixzz33FPualT9 16 El swing producer es aquel país que cuenta con suficiente potencial de producción para absorber cambios en la demanda que otros no pueden satisfacer. En el caso de una organización como la OPEP, es aquel país que está en condiciones para suplir déficits en las cuotas de otros países y alcanzar el volumen de producción total de la organización.

39

establecer para la empresa un enfoque más político a corto plazo que una perspectiva económica en el mediano y largo plazo, es la substitución de la mano de obra. Se trata de desplazar a aquellos individuos competentes en las funciones habituales por personal políticamente comprometido. En el año 2002, el gobierno aprovechó la coyuntura de una fracasada huelga petrolera, para desmantelar los cuadros técnicos de la empresa estatal. Tal vez pudiera aceptarse plantear la discusión con relación a las medidas que hubieran podido tomarse con relación a los dirigentes de esa acción. Sin embargo, con ocasión de ello, fueron despedidos alrededor de veinte mil profesionales y técnicos, algunos de los cuales que ni siquiera se habían sumado al paro. Este era un paso necesario para generar una nueva cultura corporativa y redefinir los objetivos de la empresa.

La actual situación de PDVSA, no sólo ha afectado su producción en un momento determinado. Ha afectado también la posibilidad de cumplir con las proyecciones de incrementos de dicha producción en el futuro previstos en los planes de la empresa. Rafael Ramírez, Ministro del Poder Popular para Petróleo y Minería y Presidente de PDVSA, anunció en varias oportunidades incrementos de producción que, hasta la fecha, no se han podido materializar. De este modo, en 2011 anunció que para 2012 el país estaría produciendo cuatro millones de barriles diarios17. En septiembre de 2012 aclaró que dicha estimación sería alcanzada en 2014 17. Finalmente en diciembre de 2013 manifestó que la producción llegaría a 3 millones 11 mil barriles por día en 2014 para situarse en seis millones de barriles diarios en 2019 17. Hasta la fecha, sin embargo, la producción del país se ha mantenido, como ya se mencionó, por debajo de los tres millones de barriles diarios.

Por otra parte no se han añadido nuevas reservas por descubrimientos. Las únicas incorporaciones han sido los descomunales volúmenes resultado de simples revisiones en la faja petrolífera del Orinoco. Volúmenes, por otra parte, 17

FUENTES: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/venezuela-preve-subir-8-suproduccion-petrolera-en-el-2012 http://www.vive.gob.ve/actualidad/noticias/pdvsa-y-sector-privado-prev%C3%A9n-aumentarproducci%C3%B3n-para-2014. http://diariodecaracas.com/dinero/venezuela-podra-producir-4-millones-barriles-petroleo-en-2014

40

que no han sido certificados por las empresas que normalmente llevan a cabo esta labor de forma análoga a cómo trabajan las compañías auditoras en el sector financiero. El peligroso retorno a la dependencia de terceros: Pero el aspecto más importante de la nueva política de PDVSA tiene que ver, de nuevo, con el estratégicamente crítico proceso de internacionalización. A partir del año 2003 se inician una serie de acciones orientadas a revertir el proceso llevado a cabo entre 1979 y 1989. En el año 2006 PDVSA vende su participación en la refinería de Lyondell-Citgo en Houston por un valor neto, luego de descontados los impuestos de 1.314 millones de dólares 18. Esta refinería, debido a la participación accionaria de PDVSA procesaba 110 mil barriles diarios de crudo venezolano que fueron reemplazados, debido al menor costo de transporte, por crudo pesado canadiense. En 2007 hace lo mismo con la refinería de Paulboro y en 2008 la de Savannah que, como ya dijimos, están especializadas en productos asfálticos y procesan, por tanto, crudos de baja calidad. En el mismo 2008 se concretó también la venta de la participación de PDVSA en dos grandes oleoductos que cruzan el territorio norteamericano y de cuatro terminales. Todo ello parte de las instalaciones de Citgo en los Estados Unidos19. El monto neto, después de impuestos, de todas estas ventas fue de 551 millones de dólares. También en 2008, fue vendido el terminal de Bahamas Oil Refining Company (BORCO) por 900 millones de dólares19.

Un paso de trascendental importancia tuvo lugar en octubre de 2010, cuando con ocasión de una visita del Presidente Chávez a Moscú, se concreta la venta de los activos de Ruhr Oel de Alemania al grupo ruso Rosneft. El valor exacto de la venta no está claro y sobre el mismo existen varias estimaciones. El precio más probable parece ser de 1.600 millones de dólares20. Finalmente, en marzo de 2012, PDVSA se retira también de la asociación con Neste Oil en la empresa A. B. Nynäs en Suecia, el Reino Unido y Bélgica. La razón dada para

18

FUENTE: http://money.cnn.com/2006/08/17/news/companies/lyondell_citgo.dj/ FUENTE: http://www.eluniversal.com/2010/10/15/eco_art_pdvsa-vende-a-rosnef_2070848 20 FUENTE: http://economia.terra.com/noticias/noticia.aspx?idNoticia=201203162011_RTI_ SIE82F0CA 19

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ello por el Ministro Rafael Ramírez es “una estrategia que buscaría levantar recursos para la estatal PDVSA y los proyectos sociales del Gobierno de Hugo Chávez.”20.

Con estas transacciones, tiende a romperse la estructura de PDVSA, tanto vertical como horizontalmente integrada. Con ello, Venezuela se hace, de nuevo, cada vez más dependiente de terceros para satisfacer las necesidades de la última parte de la cadena de valor agregado. PDVSA tiende a volver al esquema en el cual sus ventas finales se llevan a cabo, a lo sumo, en los terminales de embarque que alimentan las refinerías de los grandes mercados.

Las decisiones de desprenderse de todas estas instalaciones se sustentan en una serie de críticas al proceso de internacionalización que se basan fundamentalmente en dos argumentos. El primero de ellos es que estas inversiones no contribuyen a la colocación de los crudos pesados venezolanos. El segundo es que, simplemente, dichas inversiones son un mal negocio. El argumento

de

la

baja

rentabilidad

de

estas

instalaciones

ha

sido

frecuentemente repetido por el gobierno venezolano durante los procesos de venta como una de las principales razones para desprenderse de esas instalaciones. Parece evidente que con ello, se le hace un flaco favor a las negociaciones orientadas a obtener el mejor precio posible de un eventual comprador de las mismas.

Con relación al argumento relacionado con la colocación de los crudos venezolanos, ya hemos mencionado que se trata de dos problemas distintos. Una cosa es la comercialización de crudos de baja calidad y otra, el aspecto estratégico de completar la cadena de valor agregado para la completa integración vertical de la industria y la estructuración de un sistema de integración horizontal. Estos dos procesos no son, sin embargo, mutuamente excluyentes y, como también mencionamos, el segundo más bien ha contribuido a colocar, dentro de un balance económico-estratégico, ciertos volúmenes de crudos pesados. Esto sin contar con el hecho adicional de que algunas de las instalaciones adquiridas estaban específicamente orientadas al procesamiento de este tipo de crudos. 42

El análisis de esta argumentación, por otra parte, evidencia una falta de comprensión de aspectos contables fundamentales. Lo más relevante, es el desconocimiento de cómo se consolidan los estados financieros de grupos empresariales constituidos por varias filiales, así como los mecanismos operacionales y contables que se utilizan para la maximización de las ganancias. Mecanismos basados, como hemos venido diciendo, en el uso coordinado

de

valores

de

transferencia

internos

y

que

han

sido

tradicionalmente utilizados por las grandes empresas multinacionales. Una clara explicación de este tema la da Oliver Campbell, Coordinador de Finanzas de PDVSA hasta 1982, en una entrevista que le hiciera Veneconomía 21 y que citamos como Campbell (2007): Es necesario hablar un poco de la teoría contable. Cuando una empresa controla otra –generalmente por ser dueña de más del 50% de las acciones– se consideran ambas como una sola entidad comercial. La contabilidad se ajusta a este hecho y se preparan las llamadas “Cuentas Consolidadas”. […] Las cifras de las filiales consolidadas se suman “línea por línea”, es decir, todas las ventas se suman, todos los costos se suman, todos los impuestos se suman, etc. Pero […] como el grupo es una sola entidad comercial: las transacciones entre filiales consolidadas se eliminan y sólo se reportan las transacciones con el mundo afuera. […] Un sencillo ejemplo servirá para explicar la consolidación. Hay un grupo de tres empresas petroleras en tres países diferentes: una produce crudo, la otra lo refina y la tercera vende los productos a distribuidores fuera del grupo. Es de notar que las ventas a los distribuidores en el País C son las únicas que se registran en las cuentas consolidadas. Los demás renglones se suman “línea por línea” y las transacciones entre filiales se eliminan. […] Es innegable (ante el argumento de que en la operación de Citgo Venezuela “importa” costos de operación de los Estados Unidos) que “se importan” los costos de compra de petróleo y de operación de

Citgo. […] Nadie ha resaltado que, al mismo tiempo que se importan costos, “se importan” las cuantiosas ventas que hace Citgo. En la consolidación, las ventas que PDVSA hace a Citgo se eliminan y son sustituidas por las ventas que Citgo hace a terceros en Estados Unidos. Puesto que PDVSA Grupo no 21

Veneconomía Vol. 25 No. 3 – Diciembre de 2007 http://www.veneconomia.com/site/files/articulos/artEsp4915_3490.PDF

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sólo importa los costos sino también las ventas, no se entiende cuál es el problema.

Dentro de esta misma argumentación, aparece también lo que podemos denominar “prejuicio fiscalista”, que consiste en pensar que la única forma como la Nación se beneficia del negocio petrolero es por la vía fiscal, a través del cobro de impuestos. De nuevo, la optimización de las cargas fiscales en diferentes sitios es parte de las prácticas tradicionales que las empresas multinacionales han venido utilizando con notable éxito para maximizar la ganancia neta de la totalidad del grupo. Con esta idea se ignora el hecho elemental de que los beneficios netos de PDVSA, por ser esta una empresa totalmente propiedad del Estado, pertenecen totalmente a la Nación. Con lo cual, el gobierno se beneficia de la totalidad de esas ganancias de la misma manera que lo hace con los ingresos fiscales y puede ser que sacrificando en cierta medida estos últimos, se incremente las primeras… también del país. Citando nuevamente a Campbell (2007): Otro error en el análisis […] tiene que ver con el ISLR que paga PDVSA. (Estas críticas) no entienden que el ISLR sólo transfiere dinero de PDVSA al SENIAT, es decir, de un bolsillo de la nación venezolana a otro. En una empresa estatal, toda la diferencia entre los ingresos y los costos está disponible para el Gobierno, ya que la ganancia después del ISLR puede ser exigida como dividendo. […] (Se ha sugerido en este sentido) que el fisco venezolano debe ajustar los precios de transferencia hasta el valor de mercado para que PDVSA pague más ISLR. […] Pero, como se ha visto arriba, el único efecto de aumentar los precios de transferencia es subir el ISLR y reducir la ganancia neta.

Un elemento adicional dentro de este proceso, es que la mayor parte de los fondos provenientes de estas operaciones fueron asignados al Fondo de Desarrollo Nacional (Fonden), un organismo establecido en 2005 para disponer de los ingresos que recibe el país derivados de cualquier actividad relacionada con el petróleo. Muchos de estos fondos, si bien han sido destinados a obras de infraestructura, que en sentido estricto son también inversiones, pues generan nuevos activos, se trata de instalaciones cuyo uso es subsidiado, por lo que no producen una rentabilidad y para las cuales ni siquiera se prevé la 44

recuperación del capital. Otra porción de este dinero ha sido destinado a proyectos de gasto social. Evidentemente la utilización de fondos provenientes de la venta de activos productivos para ser empleados en rubros del tipo mencionado representa, de hecho, una descapitalización de la empresa.

Finalmente, existe un punto adicional que tiene que ver con la nueva política petrolera del país que se fundamenta en la diversificación de mercados. Con esta política se establece la reorientación de una porción considerable de las ventas del país a clientes, que por razones del costo de los fletes, se encuentran fuera de sus mercados naturales: los Estados Unidos y la cuenca del Caribe. Uno de estos nuevos mercados es la República Popular China que, como ya mencionamos, tiene una política de estado orientada a la adquisición de materias primas fuera de su territorio bajo un esquema de una especie de compras pre-pagadas. Por otra parte, el 25 de mayo de este año, se suscribió un acuerdo similar al de China concretado, en esta ocasión, con la empresa rusa Rosneft.22 La misma empresa que en octubre de 2010 compró los activos de PDVSA en Ruhr Oel de Alemania. El convenio, suscrito en San Petesburgo por el ministro Rafael Ramírez, consiste en una venta pre-pagada de petróleo para lo cual la empresa rusa adelantó 2.000 millones de dólares. Como contrapartidas PDVSA debe suministrar 64 millones de barriles no sólo de crudo sino también de productos derivados durante los próximos cinco años. Se desconoce el precio equivalente por barril de esta operación. Sin embargo se espera que el monto pagado por los rusos sea sólo un adelanto pues el precio equivalente, de acuerdo a las condiciones expuestas hasta el momento, es de 31,25 dólares por barril de crudo y de cierta proporción no especificada de productos derivados.

Queda por demostrar que clientes tan alejados de nuestros mercados naturales y con compras pre-pagadas sean comercialmente más atractivos que lo logrado con la internacionalización. De cualquier modo, desde el punto de vista 22

FUENTES: http://www.correodelorinoco.gob.ve/nacionales/pdvsa-y-petrolera-rusa-rosneftsuscribieron-acuerdo-suministro-crudo/ http://www.notitarde.com/Economia/Rosneft-pagara-adelanto-de-US-2-mil-millones-aPdvsa/2014/05/24/328923 http://www.aporrea.org/energia/n251458.html http://panorama.com.ve/portal/app/push/noticia113317.php

45

estratégico, sin importar cualquiera de los demás elementos, se está regresando a la entrega de la producción de Venezuela en un punto intermedio de la cadena de valor agregado. CONCLUSIONES: El negocio petrolero es, por su misma naturaleza, un negocio global caracterizado, en primer lugar, por la existencia de dos tipos de actores que además de encontrarse geográficamente dispersos son de características marcadamente contrastantes. Por una parte, están los países productores, la gran mayoría de ellos absolutamente dependientes, para su desarrollo económico, del ingreso proveniente de la venta de la materia prima que se encuentra en su territorio. Por otra, las grandes empresas transnacionales que controlan las refinerías y las redes de distribución que llegan a los clientes finales de los grandes centros de consumo del mundo, pero que requieren de la materia prima de los primeros. El carácter global de este negocio, viene también dado por las grandes distancias que separan los grandes centros de producción y de consumo. Debido a ello, el transporte es uno de los elementos más relevantes de dicho negocio.

Para ambos protagonistas, existen una serie de factores que condicionan sus aspectos económicos en el corto plazo y otros, que más allá de lo económico, tienen que ver con su misma estabilidad e, incluso, con su supervivencia. Son elementos de tipo estratégico. En el caso de los primeros, los países productores,

ambos

aspectos

están

sujetos,

fundamentalmente

a

la

incertidumbre. Su estabilidad económica, tanto en el corto como en el largo plazo, dependen de los precios de su materia prima en los mercados internacionales, sujetos estos a variables que en muchos casos escapan a su control. En el caso de las empresas, en el corto plazo están sujetas a elementos de riesgo con relación al suministro de la materia prima. En al largo plazo, dependen de la adecuada aplicación de una serie de elementos estratégicos, muchos de los cuales están en capacidad de controlar. La aplicación de estos factores estratégicos les permiten, tanto asegurar el mencionado suministro de materia prima a largo plazo, como maximizar sus beneficios económicos en el corto plazo. 46

Las distintas fases del negocio constituyen los eslabones, marcadamente distintos y altamente interdependientes, de una cadena de valor agregado estructurada como un sistema en serie, donde el desempeño del conjunto es igual al del peor de sus componentes. Esto hace que, desde el punto de vista estratégico, sea indispensable que el negocio se organice bajo una estructura verticalmente integrada en la cual sus participantes deben llevan a cabo con esfuerzo propio todas las etapas del negocio. Esto permite no sólo asegurar el control sobre todas las fases del negocio, sino además estar en capacidad de coordinar el adecuado equilibrio entre ellas.

Las grandes empresas multinacionales controlan la totalidad de la mencionada cadena de valor agregado. Sin embargo, en dicha cadena, siempre hay un eslabón más débil que los demás. Por encontrarse el suministro de la materia prima, del crudo, en naciones distintas a su país de origen, en sitios remotos y sujetos a diferentes tipos de riesgo, esta etapa constituye el eslabón más débil de la cadena de estas empresas. Para superar esta debilidad, las grandes compañías multinacionales recurren a un proceso de integración horizontal, mediante la diversificación en diferentes países productores, de las fuentes de materia prima. Este proceso les permite, no sólo la distribución de los riesgos asociados a este eslabón de la cadena, sino además optimizar el beneficio neto del sistema como un todo, ponderando los costos de producción y las tasas impositivas de los países productores en los cuales operan. Esto lo logran mediante la coordinación de los valores de transferencia internos entre las distintas etapas de la cadena de valor agregado.

Los países productores y sus empresas estatales no cuentan con el control sobre la totalidad de la cadena de valor agregado de la industria. Su participación se limita a la venta de la materia prima a los clientes en un punto intermedio de la cadena. A lo sumo controlan la etapa de transporte hasta los terminales de embarque asociados a las refinerías donde se inician las redes de distribución de los grandes mercados, punto en el cual el producto es entregado a terceros. Para los compradores, el precio de venta en este punto, es sólo el valor de transferencia entre dos eslabones de su cadena de valor 47

agregado, para los vendedores de este precio se deriva la totalidad de su ingreso. Por su limitación intrínseca, esta es una situación que no cuenta con flexibilidad suficiente para optimizar su beneficio y que es dependiente de las variaciones de un mercado por naturaleza incierto.

Venezuela fue un país que entendió claramente este proceso en las décadas de los ochenta y noventa del siglo pasado. Entre 1979 y 1989, PDVSA llegó a desarrollar mecanismos de integración tanto vertical como horizontal. Con la integración vertical, el país se liberó de la dependencia de terceros para la colocación de sus crudos y adquirió el acceso a los consumidores finales de los grandes mercados. Por otra parte, su participación en varios mercados como mecanismo de integración horizontal, le permitió reforzar el eslabón más débil de su cadena de valor agregado que es, precisamente el mencionado acceso a los grandes mercados. Venezuela alcanzó los medios para generar recursos potencialmente superiores a los percibidos por la simple venta del petróleo, pudo generar mecanismos para optimizar dicha generación de recursos en el corto plazo y aseguró la permanencia de estos mecanismos en el largo plazo.

Este proceso, ha sido en gran medida revertido en la primera década de este siglo, con el agravante de que el producto de la venta de los bienes de capital ha sido utilizado en diversas formas de gasto social. Con ello, se le ha ocasionado al país no sólo un enorme daño patrimonial, sino que se le han hecho perder la serie de ventajas estratégicas que había adquirido. El mejor interés de la Nación aconseja, no sólo detener el proceso de reversión de la internacionalización, sino tratar, de ser ello posible, de profundizarlo nuevamente. Esto constituiría la mejor forma de generar en el largo plazo los recursos financieros necesarios para contribuir al desarrollo económico del país mientras se buscan otras maneras de diversificar su economía.

Para poder implementar este tipo de esquema es necesario que los encargados de la toma de decisiones en los países productores se liberen del prejuicio de visualizar el ingreso fiscal como la única manera de acceder a los recursos necesarios para el desarrollo nacional. Es necesario entender, que las ganancias generadas por una empresa del Estado en forma de dividendos en 48

otros países, es una manera igual, o aún mejor, de acceder a los recursos financieros necesarios para el propio desarrollo económico. Por supuesto, asociado a esta idea, está el concepto de la mayor participación de los ciudadanos en estas decisiones que los gobiernos, a nombre del Estado, no tienen derecho a tomar como mejor les parezca. En otras palabras, no se trata sólo de tener una Nación con mayor desarrollo económico, sino una sociedad más libre.

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