B. ESTRATEGIAS DE LAS EMPRESAS TRANSNACIONALES EN LA
1. Búsqueda de recursos naturales para la exportación
recursos mineros y petroleros. A lo largo de los últimos 100 años estas actividades productivas han pasado por períodos en los cuales el papel dominante ha sido desempeñado por las empresas transnacionales y en otros, por el Estado. Durante los años noventa se implementó una serie de reformas que permitieron el acceso del capital privado –especialmente de origen extranjero– a los diferentes segmentos de estas actividades. La apertura no fue homogénea en los países miembros de la Comunidad Andina –particularmente en el caso de los hidrocarburos–, pero en los que se produjo dio lugar a la llegada de algunas de las empresas transnacionales más importantes de mundo para emprender nuevos proyectos.
a) El subsector de los hidrocarburos: la gran riqueza de los países andinos
A fines del siglo XIX se descubrieron las primeras reservas petrolíferas importantes en los países andinos, las que comenzaron a comercializarse internacionalmente a partir de los años veinte. Los principales agentes de este proceso fueron empresas extranjeras que llegaron a la subregión a raíz de una activa política de concesiones promovida por las autoridades nacionales. Así, algunas de las mayores empresas petroleras del mundo –Exxon Corporation, Texaco, Inc., Mobil Oil Company y Royal Dutch Shell– alcanzaron posiciones de liderazgo en Colombia, Ecuador y Venezuela. Con posterioridad, y a medida que se dimensionaba la enorme riqueza que poseían en el subsuelo, los gobiernos andinos instauraron nuevos mecanismos legales que les permitieran apropiarse de parte de la renta que generaba esta actividad.
En el período posterior a la segunda guerra mundial, los Estados nacionales comenzaron a tomar un mayor protagonismo y a compartir la actividad petrolera con
las empresas transnacionales. En 1948 se creó la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL), que empezó a operar en agosto de 1951 cuando finalizó el contrato de la Concesión de Mares –en poder de Exxon Corporation– y dicha concesión retornó al Estado. En 1953, la industria de hidrocarburos de Bolivia fue nacionalizada y comenzó a administrarla Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). En 1960 se creó la primera empresa pública venezolana dedicada a la actividad petrolera, la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP). En octubre 1968, el gobierno peruano nacionalizó los activos de la compañía International Petroleum Company (IPC) y creó Petróleos del Perú (PETROPERU). No obstante, esto no significó prohibir la participación del capital extranjero, y PETROPERU coexistió con empresas transnacionales petroleras (Campodónico, 1999).
La tendencia hacia una mayor participación del Estado en la actividad petrolera de los países andinos adquirió mayor fuerza como resultado de las alzas internacionales del precio de los hidrocarburos a partir de 1973. Esto fue especialmente importante en Venezuela, país poseedor de las mayores reservas de este recurso en América Latina (véase el gráfico II-A.1). En 1971 se dispuso que el Estado –por intermedio de CVP– era el único autorizado para explotar la industria del gas natural. En 1975, el Congreso aprobó la Ley de Nacionalización, en virtud de la cual se reserva al Estado la industria y el comercio de los hidrocarburos, se anulan las concesiones y se transfiere el petróleo a manos del Estado. En 1976 se crea Petróleos de Venezuela (PDVSA) con el propósito de administrar la industria petrolera nacional.
En los años setenta, Ecuador instauró una nueva política petrolera con clara visión nacionalista, para lo cual se creó la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE). Se revisaron los contratos con empresas
extranjeras y antiguas concesiones revirtieron al Estado, de modo que éste llegó a controlar 80% de la actividad petrolera del país. Como resultado de grandes descubrimientos en la región amazónica –campo de Pañacocha–, Ecuador comenzó a exportar hidrocarburos. En el mismo período, Colombia enfrentaba una difícil situación. Por primera vez en la historia del país las reservas petrolíferas conocidas se agotaban a un ritmo más rápido que el de la detección de nuevas fuentes. Frente a esta situación y no indiferente a la tendencia imperante en otros países petroleros de la región, el Estado redefinió su política petrolera. De este modo, las concesiones más importantes en poder de empresas extranjeras pasaron a manos del Estado y muchos activos de estas compañías fueron adquiridos por ECOPETROL. Paralelamente, el gobierno estableció nuevos contratos de asociación,4 con el objeto de redefinir el acceso de
las empresas extranjeras y acelerar la exploración. Como resultado de estas actividades, en la primera mitad de los años ochenta se realizaron grandes descubrimientos en Caño Limón, Cusiana y Cupiagua, lo que permitió incrementar de manera importante las reservas del país (véase el gráfico II-A.1).
i) El retorno gradual de las empresas
transnacionales a la industria petrolera 5
Hacia fines de los años ochenta y comienzo de los noventa, la falta de recursos públicos para invertir en la exploración y explotación llevó a los Estados nacionales a establecer mecanismos para estimular una mayor participación privada en el subsector de los hidrocarburos. Esto dio lugar a la eliminación del monopolio estatal en las diferentes fases del proceso productivo. En el caso de Bolivia y Perú, se privatizó el monopolio estatal para incorporar la participación de inversiones privadas en la exploración, explotación, comercialización y distribución del petróleo y sus derivados. Por su parte, Ecuador y Venezuela introdujeron o ampliaron mecanismos de asociación con empresas
extranjeras para el desarrollo de nuevos proyectos (Moguillansky y Bielschowsky, 2001). Finalmente, Colombia mantuvo el ya mencionado esquema que se creara en 1974.
A principios de los años noventa se acelera la apertura del subsector de los hidrocarburos en Perú. Se inicia la privatización de PETROPERU,6 y se promulga una nueva
Ley de Hidrocarburos que otorga mayores incentivos a las empresas privadas y termina con el monopolio de la compañía estatal. La siguiente fase de la privatización fue postergada en varias ocasiones debido a la imposibilidad de lograr los acuerdos necesarios. Finalmente, a principios de 1996 se presentó un nuevo esquema y se transfirieron algunos activos de mayor interés, como la Refinería La Pampilla, la planta de lubricantes Petrolube y algunos campos petrolíferos, obteniéndose en conjunto más de 700 millones de dólares y compromisos de inversión por 119 millones de dólares (Paliza, 2000).
Desde 1996 en adelante, la producción de petróleo comienza a descender (véase el gráfico II-A.2), lo que convierte a P erú en un país importador neto, principalmente desde Colombia, Ecuador y Venezuela. En la actualidad, 90% de la producción de petróleo proviene de cuatro compañías: las estadounidenses Occidental Petroleum y Petrotech; y las argentinas Pluspetrol y PeCom Energía (anteriormente Pérez Companc). No obstante, también es cierto que en el norte del país hay grandes regiones muy poco exploradas y existe un gran potencial en las reservas de gas natural. En este sentido, las actuales autoridades esperan alentar la inversión extranjera en hidrocarburos, para lo cual están estudiando nuevos incentivos que hagan más atractiva esta actividad.
En Bolivia, como resultado del Plan de Capitalización, se vendió la mayoría de los activos de YPFB (véase el recuadro II.1). A partir de 1997, comenzaron a realizarse rondas anuales de licitación de campos para la exploración y producción de hidrocarburos.7
4 Para operar en Colombia, las compañías petroleras extranjeras deben negociar un contrato de asociación con ECOPETROL. Generalmente,
los contratos son por un período fijo de 28 años, que se puede extender a 30 años si junto al petróleo se encuentra gas natural. En los últimos 30 años, cerca de 93% de la producción colombiana se ha extraído bajo contratos de asociación. El contrato de asociación es una alianza estratégica contractual, en la cual ECOPETROL pasa a ser socio de una compañía petrolera (o consorcio de empresas) para explotar y desarrollar yacimientos de hidrocarburos, y distribuir la producción después del pago de regalías. En términos generales, la compañía asociada asume el 100% del riesgo y los costos exploratorios, y ECOPETROL entra a compartir los gastos pasados y futuros una vez que el descubrimiento es declarado comercial (Barrios, 2001).
5 Para mayores detalles véase CEPAL (2002), capítulo IV.
6 En la primera etapa de la privatización no se incluyeron todos los activos de PETROPERU. En esta fase, los más destacados eran la Compañía
Peruana de Gas (Solgas), 83 estaciones minoristas de servicio y la compañía naviera propietaria de los buques tanque, Petrolera Transoceánica.
7 En 1997 se otorgaron 16 bloques, en 1998, seis y en 1999, cinco. En 1999, Pluspetrol fue el único oferente. En 2000 y 2001 se adjudicaron
dos y cuatro bloques, respectivamente.A finales de 2002, YPFB ofreció en concesión nueve bloques, dos en áreas no tradicionales (Rio Beni y Puerto Linares) y siete en áreas tradicionales de petróleo y gas (Cedro, Bato, Ipita, Inau, Irenda, Itaguazurenda y Buena Vista). No obstante, ante la falta de ofertas, la concesión se declaró desierta. Se ha previsto realizar una nueva ronda a comienzos de 2003 (Alexander’s Gas & Oil Connections, vol. 7, No 20, 15 de octubre de 2002).
Colombia mantuvo su política de exploración, tanto en forma directa como a través de asociaciones, contratos de participación de riesgo, de evaluación técnica de reservas y de apertura de nuevas áreas bajo esquemas de licitación. En la medida en que mejoraba la situación financiera de ECOPETROL, su participación se fue incrementando, a pesar de que la mayor parte de las nuevas inversiones en exploración la efectuaron las empresas asociadas (véase el gráfico II.3). A principios de 2000, luego de los grandes descubrimientos en Caño Limón, Cusiana y Cupiagua, no se realizaron nuevos hallazgos, lo que se tr adujo en una progresiva disminución de las reservas probadas, así como de su vida útil (véase el gráfico II-A.2).
Como consecuencia de la pronunciada caída experimentada por la producción colombiana en los últimos años, que podría convertir al país en importador de hidrocarburos hacia 2004 (véase el gráfico II-A.2), ECOPETROL aprobó importantes cambios en la política petrolera y en los términos de los contratos de asociación. En septiembre de 1999 se introdujeron interesantes incentivos para renovar el interés de las compañías extranjeras en la exploración y contrarrestar la aversión al riesgo provocada por los sabotajes de la guerrilla a la infraestructura petrolera.8 El principal cambio consistió
en reducir la participación de la compañía estatal de 50% a 30% una vez que se obtiene un resultado exitoso en la fase exploratoria, permitiendo así al asociado incrementar su participación en las reservas y acelerar la recuperación de los costos.
Gráfico II.3
COLOMBIA: INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN PETROLERA, 1978-2000
(En millones de dólares)
8 Entre mediados de 1986 y finales de 2001, el sistema de transporte de hidrocarburos sufrió unos 900 atentados explosivos. El oleoducto
Caño Limón-Puerto Coveñas, que sirve al campo Caño Limón, fue objeto de 170 de estos ataques sólo durante 2001. De acuerdo con el gobierno, en los últimos 15 años estos atentados han tenido un costo de 1 500 millones de dólares (EIU, 2002k).
0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0 1400.0 1600.0 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 ECOPETROL Asociaciones
Fuente: CEPAL, Centro de Información de la Unidad de Inversiones y Estrategias Empresariales de la División de Desarrollo
Estos cambios reactivaron el interés de los inversionistas extranjeros en el subsector de los hidrocarburos de Colombia. De hecho, las autoridades consideraron muy exitosa la ronda de adjudicaciones efectuada en 2000.9 ECOPETROL espera que los 58
nuevos contratos de asociación firmados durante 2000 y 2001 signifiquen -si las condiciones de seguridad lo permiten- una inversión cercana a 750 millones de dólares en exploración durante el período 2002-2003. Bajo un contrato de asociación, ECOPETROL, la empresa brasileña Petrobras y la canadiense Nexen (antes Canadian Petroleum Company) encontraron el campo de Guandó, el hallazgo más importante desde Cuasiana-Cupiagua. A pr incipios de 2002 se descubrieron dos nuevos yacimientos ubicados al oriente y al sur del país, con reservas estimadas de unos 100 millones de barriles cada uno.10 Esto aleja –por el
momento– la posibilidad de que Colombia se convierta en importador de crudo.
En 1992, Venezuela inicia la apertura petrolera al ofrecer a capitales privados nacionales y extranjeros la oportunidad de invertir en actividades de producción bajo tres categorías: i) convenios operativos en campos maduros; ii) desarrollo de nuevas áreas mediante convenios de exploración a riesgo compartido; y iii) asociaciones estratégicas para desarrollar la Faja del Orinoco. Desde que se inició este proceso se han realizado tres rondas de licitaciones de convenios operativos en las que se han asignado –por un período de 20 años– 33 campos a consorcios internacionales. Bajo el esquema de explotación a riesgo y ganancias compartidos se han adjudicado a la fecha ocho bloques, por los que se pagaron unos 800 millones de dólares.11
Actualmente existen cuatro asociaciones para desarrollar proyectos de extracción de petróleo extrapesado en la Faja del Orinoco, las que invertirían alrededor de 13 500 millones de dólares con tal objeto.
En el último período, el avance de las empresas privadas en la industria petrolera ha dado un vuelco. La actual administración se ha comprometido, en repetidas ocasiones, a respetar los contratos existentes, pero es poco probable
que se otorguen nuevas licencias en el futuro cercano. Además, en noviembre de 2001, se promulgó una nueva Ley de Hidrocarburos en la que se incrementan las regalías petroleras de 16.7% a 30% y se establece que el Estado se reserva una participación de más de 50% en las empresas mixtas que se dediquen a actividades de exploración, extracción, transporte y almacenamiento del crudo. En este contexto, algunas empresas han reclamado que será imposible seguir llevando adelante los nuevos proyectos, dados los altos costos de explotación del crudo pesado de la Faja del Orinoco.
A mediados de los años ochenta, el gobierno ecuatoriano puso en marcha un mecanismo de concesiones petroleras. En 1989 se establece la Empresa Estatal de Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR) como resultado de la transformación de la CEPE. El papel más activo de PETROECUADOR y la presencia de capital privado se tradujeron en un importante incremento de las reservas probadas de petróleo (véase el gráfico II- A.1). Entre 1994 y 2000, la baja inversión determinó que los niveles de producción de PETROECUADOR fueran disminuyendo año tras año (EIU, 2001). En 2000, su participación en la producción total cayó a 60%, correspondiendo el resto –mediante una serie de contratos– a compañías privadas.
En los últimos años se ha realizado un número importante de nuevos descubrimientos, estimándose que las reservas probadas y probables alcanzarían a unos 6 180 millones de barriles. El mayor hallazgo es el del campo de Ishpingo Tambococha Tiputini en la región amazónica, en la frontera con Perú, con reservas estimadas en 700 millones de barriles. La compañía estatal ha intentado atraer IED hacia los yacimientos más importantes del país para así poder incrementar su producción de unos 230 000 barriles diarios a 600 000 antes de 200512 (véanse los gráficos II-A.1 y II-A.2).
Entre las empresas extranjeras con actividades en Ecuador, destacan la española Repsol-YPF, las estadounidenses Occidental Petroleum Corp. (OXY) y Vintage Petroleum Inc., y la argentina Pérez Companc.
9 En la ronda se adjudicaron 13 contratos, 5 de exploración y 8 de producción incremental.
10 Esto es particularmente importante, ya que de los 167 campos descubiertos en la historia de Colombia, menos de 20 han superado los 100
millones de barriles de reservas (Información de Prensa de ECOPETROL, 31 de mayo de 2002).
11 Después de seis años de exploración, se han encontrado depósitos de petróleo en cuatro de los ocho campos y se espera que en ellos se
inicie la producción comercial a finales de 2004 (La Ceiba, Golfo de Paria Este, Golfo de Paria Oeste y San Carlos). Al cierre de 2001, cuatro de los bloques fueron devueltos a PDVSA.
12 La administración del Presidente Noboa intentó abrir la industria petrolera a empresas extranjeras en los rubros de producción, transporte
(oleoductos), inversión en refinerías y comercialización –aunque la Constitución prohibe absolutamente la venta de activos petroleros estatales.
El estrangulamiento que afecta a la industria petrolera ecuatoriana reside en su red de oleoductos. Esto ha abierto a compañías extranjeras una oportunidad para participar en los consorcios que están construyendo algunas de estas redes. En junio de 2000 finalizaron los trabajos para completar la expansión del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano (SOTE), lo que permitió incrementar su capacidad de transporte a 390 000 barriles diarios. En junio de 2001 comenzó la construcción del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP), a cargo de un consorcio formado por la canadiense Alberta Energy (31.4%), la española Repsol-YPF (25.7%), las estadounidense OXY (12.3%) y Kerr-McGee (4%), las argentinas Perez Companc (15%) y Techint (4.1%) y la italiana Agip (7.5%). Con una inversión de 1 100 millones de dólares para 500 kilómetros de oleoducto, se espera que esté terminado a fines de 2003. El OCP transportará unos 450 000 barriles diarios y tendrá la operación del oleoducto en concesión por 20 años. Este proyecto, además de duplicar la capacidad de transporte de petróleo, conllevaría un incremento de 2.5% del PIB, la creación de 52 000 empleos directos e indirectos, y la generación de 800 millones de dólares en impuestos para las arcas gubernamentales (EIU, 2001).
ii) El auge del gas natural
Venezuela, que cuenta con las mayores reservas probadas de gas natural del hemisferio occidental –después de Estados Unidos– ha tenido poco éxito en el desarrollo de iniciativas privadas de gran envergadura, como sucedió en el caso del proyecto Cristóbal Colon. En septiembre de 1999 fue aprobada la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y con ello el país se convirtió en un destino interesante para algunas de las mayores compañías energéticas del mundo. En junio de 2001 se inició un proceso para licitar 11 bloques de gas natural no asociados a la producción petrolera. En esa oportunidad se adjudicaron 6 de las 11 áreas, destacándose entre los ganadores la franco-belga TotalFinaElf, la española Repsol-YPF, y las argentinas Pérez Companc y Pluspetrol.
En noviembre de 2002, el gobierno firmó un acuerdo con siete compañías extranjeras para desarrollar cinco bloques de gas natural costa afuera en la Plataforma Deltana al este de Venezuela, con reservas probadas de
100 000 000 millones de pies cúbicos. Todos los proyectos se realizarán en conjunto con PDVSA, que tendrá una participación de 60% en cada uno de ellos. Como la mayor parte de la producción será exportada, se construirá un terminal para elaborar gas natural líquido (GNL)13 (EIU, 2002l).
En Perú, en contraste con el descenso de la producción petrolera, se descubrió el yacimiento de gas natural de Camisea, el mayor de América del Sur. En 1984, la compañía británica holandesa Royal Shell Dutch localizó al sur-oriente del país reservas de gas natural y condensados equivalentes a 2 400 millones de barriles de petróleo. A pesar de la gran riqueza de este yacimiento, las negociaciones para su explotación han tenido múltiples complicaciones. Tal es el caso del consorcio formado por Shell y Mobil, que abandonó el proyecto en 1998 debido a problemas técnicos, comerciales y políticos. Finalmente, en marzo de 2001, luego de muchos retrasos, se firmaron los contratos para el desarrollo de Camisea. El proyecto, que asciende a 2 600 millones de dólares, fue dividido en 40 años para exploración y producción y 33 años para transporte y distribución. En febrero de 2000 fue licitada la fase productiva (upstream) de Camisea. Se la adjudicó un consorcio formado por la argentina Pluspetrol (40%), la estadounidense Hunt Oil (40%) y la surcoreana SK Corporation (20%). El consorcio está invirtiendo alrededor de 1 600 millones de dólares en la etapa de exploración, y habría comprometido unos 400 millones de dólares adicionales para 2003 (EIU, 2002m). El mercado potencial para este proyecto son las generadoras de electricidad de Lima y la zona centro-norte del país, además de grandes clientes industriales, sin que se descarte la posibilidad de exportar GNL hacia la costa oeste de Estados Unidos.
En octubre de 2000, una segunda subasta para el transporte y distribución del gas (downstream) fue ganada por un consorcio liderado por la firma argentina Techint14
(único oferente), que suscribió compromisos de inversión por 1 450 millones de dólares. De este monto, 401 millones de dólares se destinarán al gasoducto que unirá Camisea con la costa, y 91 millones de dólares a una red de distribución de gas natural en Lima y Callao. Techint se ha fijado como meta traer el gas a Lima dentro de un plazo de 36 a 44 meses.
13 En febrero de 2002, PDVSA anunció que explorar y poner en producción estos campos, así como construir un gran complejo para el
tratamiento del gas natural, demandaría unos 4 000 millones de dólares antes de 2007 (EIU, 2002l). Actualmente existen unos 4 830