Como resultado de complejas transformaciones en las esferas productiva, del consumo, tecnológica y organizacional, de la economía mundial, experimentadas en los últimos treinta años, las transacciones petroleras y las estructuras en las cuales ellas se enmarcan han vivido un cambio cualitativo que ha hecho real la configuración de un mercado de libre oferta y demanda, así como la conversión progresiva del petróleo y sus derivados en un bien transable (commodity) a nivel internacional. Este cambio limita severamente las posibilidades y la conveniencia de manejar el petróleo con sentido y propósito de 'control estratégico', enfatizando más bien los elementos que favorecen su manejo en los términos de un mercado altamente competitivo. Este hecho, del cual se desprende la conformación de un escenario estructural caracterizado por los bajos precios del producto, y la necesidad de trascender los enfoques que subrayan la óptica fiscalista en el aprovechamiento de la explotación del petróleo, constituyen -en opinión del autor de este ensayo, y quien actuó como presidente de Pdvsa a lo largo de 1991-1998-, las razones principales que justifican la puesta en acción de las orientaciones estratégicas de esa empresa instrumentadas a lo largo de ese lapso.

Los elementos principales de esa estrategia apuntan en cinco direcciones básicas:

1) expansión gradual y sostenida de la producción, y diseño de acciones encaminadas a asegurar su colocación en los mercados.

2) Apertura del sector de hidrocarburos a la participación del capital privado, nacional y extranjero.

3) Ampliación de la `base constituyente'; modificación del sistema de rendición de cuentas de la industria nacionalizada ante la sociedad, y reducción de la absoluta discrecionalidad que tenían los gobiernos sobre las actuaciones de Pdvsa.

4) Impulso al cambio del vínculo cultural entre petróleo y sociedad, procurando sustituir las visiones y prácticas rentistas por una participación creciente de los agentes privados en las actividades petroleras, y 5) trans- formación estructural e institucional de la corporación petrolera. El ensayo detalla numerosos aspectos de la implementación de esa estrategia y sus logros principales.

I. Consideraciones generales

En cualquier actividad industrial o de negocios, en un ambiente de creciente demanda y con tecnología en constante evolución, la competencia aumenta. Esto se traduce en mayor oferta al mercado y, en consecuencia, los precios tienden a bajar. Es importante señalar que esto último es siempre bienvenido y constituye una aspiración constante de todas las naciones. Actualmente, todo el mundo está de acuerdo en que la evolución tecnológica es un factor de fundamental importancia para el crecimiento económico y el abatimiento de la inflación.

Ahora bien, en el mundo petrolero las cosas han sido distintas, porque durante prácticamente todo este siglo, bajo el argumento de la importancia estratégica del hidrocarburo, han operado mecanismos artificiosos que "controlan" las transacciones. Primero, a partir de 1928 con el Acuerdo de Achnacarry, las Siete Hermanas (las grandes petroleras internacionales) controlaron el mercado y se lo distribuyeron entre ellas, y además, establecieron una política de precios. Posteriormente, a partir de 1970, con el embargo petrolero de Libia, el control del juego petrolero pasó a manos de los productores de la OPEP. Aunque se trataba de otros actores, continuaba el mundo de las transacciones petroleras intervenido por controles artificiosos.

Durante años ha sido relevante la pregunta: ¿Es el petróleo un simple bien transable en un mercado movido por el juego de la oferta y la demanda o acaso su importancia estratégica es tal, que siempre será objeto de algún tipo de control estratégico?

Desde hace ya una década hemos venido analizando los diferentes factores que intervienen en el mercado y en el negocio, a los fines de dar respuesta a esta interrogante, ya que ello es imperativo para poder diseñar planes petroleros para Venezuela, que haciendo un uso oportuno de nuestros muy abundantes recursos, se traduzcan en crecientes beneficios para la sociedad, no solamente dentro de la tradicional óptica fiscalista, sino, muy especialmente, en procura de un desarrollo económico sostenido.

A tales efectos, se hace necesario observar e interpretar los cambios ocurridos en la última década, en especial durante los últimos cuatro años.

– La vertiginosa evolución tecnológica, manifestada en sísmica de alta resolución, perforación horizontal y multilateral, mejoras en procesos de recuperación secundaria, en especial en crudos pesados, perforación profunda, perforación y operaciones en aguas profundas y muchas otras cosas, se ha traducido en costos significativamente menores. Como resultado, ha bajado en la misma proporción el nivel de equilibrio dinámico del precio del petróleo. En un ambiente de abundante oferta el "techo" o límite superior de ese nivel es equivalente al costo de operación del productor menos eficiente; en otras palabras, el costo del barril marginal, y ese número ha bajado notablemente. Por ejemplo, en 1986 el límite económico en el Mar del Norte era de 15 dólares por barril, cifra que hoy se ubica entre 5 y 7 dólares por barril. Adicionalmente, en años recientes, una serie de incentivos fiscales han reforzado las economías del barril marginal. Finalmente, es importante tener presente, que en esas circunstancias el capital ya invertido tiende a hacerse irrelevante.

– Los países productores con abundantes reservas y bajos costos de producción y, en consecuencia, poseedores de barriles más competitivos, son cada día más reacios a cerrar producción y de esa manera ceder mercados, los cuales son inmediatamente tomados por otros barriles menos competitivos. Por esa razón, hoy día no existe la disposición a retirar grandes volúmenes del mercado, como fue el caso en 1986.

– Durante más de dos décadas, la OPEP cumplió la función de swing (el que pone lo que falta) y ese mecanismo fue efectivo para el fortalecimiento de los precios. Sin embargo, actualmente está muy claro que la OPEP, abasteciendo solamente el 37 por ciento de la demanda total, no puede controlar los precios. Para los países miembro se hace cada vez más difícil, quizás imposible, determinar la relación costo-beneficio de cualquier cierre que les sea solicitado y, en consecuencia, simplemente no cierran producción.

Si se analiza más a fondo este asunto, se puede concluir que en cualquier estrategia de reducción de volumen son los dueños de grandes reservas, con elevados niveles de producción y barriles de bajo costo, los que salen más castigados. Nunca cierran producción aquellos que tienen pocas reservas, poca pro- ducción, altos costos y en general mayores presiones financieras; son los que pudiéramos llamar "tomadores de precio", cuyo interés primario es la renta de corto plazo, sin consideración alguna a la de mediano plazo.

Adicionalmente, aun en el caso de que sostenidamente ocurrieran cortes de producción, los productores marginales se beneficiarían de cualquier repunte de precios, estimulándose las tecnologías que permiten continuar reduciendo costos, y esto se traduciría en mayor suministro al mercado. Si ese fuera el caso, sería cuestión de tiempo para que las economías monoproductoras de petróleo se vieran forzadas a colocar más barriles en abierta competencia volumétrica, trayendo entropía al mercado. En ese sentido, no deben olvidarse las historias del hierro, el aluminio y el estaño, en los cuales esquemas de control de suministro, en busca de mejores precios, trajeron como consecuencia nuevos productores, brutal competencia, gran evolución tecnológica, mayor suministro y caída de precios; fueron muy pocos los sobrevivientes de ese proceso. Un par de comentarios finales acerca de economías de sustitución.

– En el sector eléctrico, durante los años 80, el petróleo podía ser desplazado económicamente por carbón, gas o energía nuclear, a $19 por barril. Hoy en día esa cifra es de $12 por barril.

– En los años 80, la producción de gasolina a partir de carbón se hacía rentable a $70 por barril y hoy en día esa cifra es de $22 por barril. Aunque esta última aún no tiene incidencia comercial, la tendencia forma parte de la misma conclusión.

A manera de resumen de estas consideraciones, se puede afirmar que las transacciones petroleras cruzaron un umbral hacia un real mercado de libre oferta y demanda y el petróleo se torna cada vez más en un bien transable (commodity). Aunque la tendencia venía acentuándose, la crisis asiática precipitó el cruce de ese umbral.

Esto nos lleva de nuevo a la dilemática pregunta acerca del mercado y el control estratégico. Parece claro que aun en el caso que fuere deseable, el control estratégico es altamente improbable, ya que ni lo pueden hacer las compañías porque son demasiadas y dispersas, ni lo puede hacer la OPEP, porque perjudica sus propios intereses. Quizás se puede afirmar que simplemente el mundo de hoy no necesita más de 300 entidades perforando y produciendo petróleo.

Sin embargo, no pueden pasarse totalmente por alto las implicaciones que los bajos precios tienen en reducciones cuantiosas de inversiones y caída de reservas, así como los riesgos políticos derivados de problemas económicos en países como Arabia Saudita, Rusia, Venezuela y otros, todo lo cual puede originar importantes riesgos de suministro. En todo caso, por los momentos, este último punto no tiene soluciones a la vista (quizás una vía podría estar en el difícil diálogo productores-consumidores).

En conclusión, de aquí en adelante los precios serán bajos (esto se veía venir, aunque para nadie fue posible predecir lo ocurrido en 1998) y el reto es eficiencia y reducción de costos. Esto se logra con mejores tecnologías para reducir costos operativos, mayor productividad, rediseño de procesos de trabajo, optimización de capital de trabajo, venta de activos improductivos y menores costos de administración.

II: Orientación de la gestión de Pdvsa

Las anteriores consideraciones sirvieron de marco para los puntos fundamentales que han definido el rumbo petrolero venezolano durante los últimos cinco años:

– Expansión gradual y sostenida de la producción, de la mano con las acciones necesarias para asegurar su colocación en los mercados.

– Apertura del sector de hidrocarburos a la participación privada, a los fines de asegurar flujos de_ capital, tecnología y oportunidades de mercado, y así aprovechar nuestras ventajas naturales, a través de un uso oportuno de nuestras muy abundantes reservas de hidrocarburos. En este proceso también se consideró objetivo, fundamental el ampliar la base constituyente, cambiando totalmente el sistema de rendición de cuentas y reduciendo la absoluta discrecionalidad que hasta ahora habían tenido los gobiernos de turno, amenaza constante para la inversión en el sector. De hecho se ha cumplido el tránsito de un ambiente de dos actores (Estado y monopolio estatal) a una plataforma que ya hoy cuenta con 150 actores.

– Cambio del vínculo cultural entre el petróleo y la sociedad, pasando del modelo estatal rentista a una participación creciente de los privados en la actividad petrolera-.

– Transformación de la corporación, orientada a sustituir el desgastado modelo de varias filiales integradas, cargado de duplicaciones e ineficiencia, por una estructura eficiente y competitiva, viable en un ambiente de competencia y preparada para enfrentar los retos de los nuevos tiempos.

A continuación se presentan descripciones detalladas de estos aspectos.

1. Expansión y apertura petrolera

Antecedentes

Las tendencias del sector energético mundial en el mediano y largo plazo indican que Venezuela tiene una ventana de oportunidad para fortalecer su posición en el negocio petrolero internacional. Se ha pronosticado que la demanda energética mundial debiera crecer a un ritmo de 1,5 a 2 por ciento anual, como resultado de la expansión demográfica y económica, compensada parcialmente por avances tecnológicos y mayor eficiencia en el uso de la energía. Esto implica un aumento de la demanda de petróleo de 1,2-1,7 por ciento interanual, de tal manera que el consumo pasaría de 74 millones de barriles diarios en 1997 a 90-94 millones en el año 2008.

Por otra parte, el hemisferio americano, el cual absorbe el 91 por ciento de nuestras exportaciones, se estima que crecería de un déficit de 4 millones de barriles por día a un déficit estimado entre 5 y 8 millones de barriles diarios en el año 2008. Tomando esto en cuenta, y como resultado de un análisis detallado de las potencialidades de nuestros mercados, se estima que Venezuela podría satisfacer una demanda entre 5,0 y 5,4 millones de barriles diarios, de nuestros mercados naturales y el mercado interno, a finales de la próxima década, lo cual se traduce en una capacidad de producción asociada de 5,7 a 6,2 millones de barriles por día.

Esta oportunidad de mercado tiene el respaldo de la extensa base de recursos de hidrocarburos con la cual cuenta el país. Venezuela tiene actualmente reservas probadas de petróleo de aproximadamente 75 mil millones de barriles. Adicionalmente se cuantifican reservas de gas por 146 billones de pies cúbicos, equivalentes a 25 mil millones de barriles de petróleo, así como también 270 mil millones recuperables de crudos pesados, extrapesados y bitumen en la faja del Orinoco. Todo esto representa una base confiable para una producción de hidrocarburos que puede extenderse a lo largo de 200 años.

Por otra parte, el país ha logrado fortalecer de manera importante su sector petrolero. Hoy tenemos una corporación de primera línea, madura, con experiencia en exploración, producción, refinación y mercadeo, con una buena base tecnológica, que está en capacidad de negociar con multinacionales en términos de igualdad, buscando el mayor beneficio para la nación.

Sobre estas bases se han definido y diseñado los planes de apertura, la cual se inició a principios de los años ochenta con la identificación de la conveniencia de fortalecer nuestra posición en los mercados internacionales y con énfasis particular en los mercados de Estados Unidos y Europa, asegurando una salida estable para crecientes volúmenes de crudos y productos venezolanos y, en particular, para los crudos pesados y extrapesados, estableciendo acceso directo a los consumidores finales mediante la adquisición total o parcial de refinerías y sistemas de distribución y comercialización, estrategia conocida como internacionalización.

Como respuesta a lineamientos del Ejecutivo Nacional, Pdvsa emprende desde principios de esta década la búsqueda de fórmulas de participación del sector privado en todos sus negocios, con el fin de compartir los esfuerzos de inversión necesarios para aumentar la producción y para cumplir con las cada vez mayores exigencias de calidad de los productos consumidos internamente y exportados, y beneficiarse de los avances tecnológicos de los potenciales socios. La apertura promueve también la incorporación del aparato productivo nacional a su principal industria y ocasiona una expansión importante en actividad petrolera, industrial y de servicios en el país, sin requerir de un crecimiento en la estructura de Petróleos de Venezuela, bajo el concepto de "crecer sin crecer' y con la clara visión de la necesidad de aumentar y diversificar la base constit yente y contribuyente de la economía nacional.

Los esquemas de apertura y el marco legal vigente

La Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y Comercio de los Hidrocarburos (Ley de Nacionalización) prevé que para desarrollar las actividades petroleras Pdvsa puede celebrar convenios de operación o de asociación con empresas privadas, exigiéndose para las de asociación, la previa aprobación del Ejecutivo Nacional y del Congreso de la República.

El Estado puede participar con o sin predominio accionario en las distintas modalidades asociativas escogidas, siempre que se garantice que pueda ejercer el control en los negocios, tal como lo exige el artículo 5° de la citada ley. Esto se logra mediante la participación del ente estatal en la toma de decisiones
fundamentales y en la definición de los estatutos, funciones y organización de las sociedades mercantiles que se constituyan. Por otra parte, existen actividades vinculadas con el sector petrolero que no están reservadas al Estado y, por consiguiente, no se rigen por el artículo antes mencionado, tales como la petroquímica, manejo de productos que no son hidrocarburos, como el coque, carbón y vanadio, servicios (computación, telecomunicaciones, etc.) e insumos (agua, electricidad, hidrógeno), y otras actividades operacionales que pueden ejecutarse a través de terceros.

En este contexto, Pdvsa ha venido desarrollando esquemas de asociación enmarcados dentro del régimen legal vigente, que le permiten captar capital y tecnología privados, mantener control gerencial y crear valor para el accionista. A continuación se describen las modalidades adoptadas en el proceso de apertura.

Convenios operativos para la reactivación de campos

Este programa consiste en licitar entre inversionistas y operadores privados el reinicio de la producción de crudo de algunos campos inactivos o que requieren inversiones para aumentar su nivel de extracción. El crudo y el gas natural producidos, son entregados a Pdvsa para su posterior manejo y comercialización. Los convenios, con una duración de 20 años, incluyen la realización de inversiones para la explotación de los yacimientos y la construcción de infraestructura. Pdvsa paga un estipendio por barril producido, al igual que los impuestos de explotación y sobre la renta establecidos y las empresas pagan la tasa de 34 por ciento, normal para actividades industriales, por concepto de ISLR sobre el beneficio que realicen.

El 21 de septiembre de 1990, el Ministerio de Energía y Minas emitió el Oficio N° 519, que autoriza la reactivación de campos petroleros abandonados y que contengan hidrocarburos, mediante convenios operativos. El Oficio N° 299, del 2 de noviembre de 1992, ratifica el punto anterior y establece la asignación de áreas por ese ministerio y por Pdvsa, las bases de presentación de ofertas y de las condiciones de licitación y de contratación. Hasta la fecha se han firmado 33 convenios operativos, licitados entre 1992 y 1997 en tres rondas, con un total de 53 empresas de 14 países, incluyendo 12 de Venezuela y tres universidades nacionales. La producción comenzó en 1992 y actualmente se están produciendo cerca de 400 mil barriles diarios de crudos en estos campos.

Exploración a riesgo y ganancias compartidas

Además de las reservas probadas, Venezuela tiene expectativas de descubrimientos adicionales en áreas prospectivas, supuestas a ser exploradas en un horizonte de mediano plazo. Sin embargo, el costo de explorar para definir si estos recursos existen efectivamente, requeriría de una inversión de varios miles de millones de dólares, que por el riesgo exploratorio consiguiente y las cuantiosas inversiones requeridas, pierden jerarquía ante áreas prospectivas de buen potencial donde el riesgo y las inversiones son menores.

El 15 de septiembre de 1994, el Directorio de Pdvsa aprobó la selección de diez áreas para el programa de exploración y producción de crudos livianos y medianos con terceros, bajo el esquema de exploración a riesgo (del contratista) y ganancias compartidas.

El marco de condiciones, aprobado por el Congreso de la República en sesión conjunta de las cámaras, el 4 de julio de 1995 y publicado en Gaceta Oficial N° 35.754, de fecha 17 de julio de 1995, permite, mediante licitación, trasladar a empresas privadas el riesgo, asociado a la actividad exploratoria en áreas nuevas y, en caso de que haya un descubrimiento comercial, también permite la participación de Pdvsa, a través de la filial CVP, hasta en 35 por ciento de la sociedad que se forme para desarrollar los campos y comercializar los hidrocarburos. El consorcio tributa el impuesto establecido de explotación, el ISLR a la tasa de 67,7 por ciento, además de una participación adicional en las ganancias (PEG), ofrecida para cada caso por el contratista durante el proceso licitatorio. Al final del contrato, 35 años, el ente estatal retiene la propiedad de los activos a un costo nominal.

En la licitación pública efectuada entre el 22 y el 29 de enero de 1996 por el MEM y Pdvsa se obtuvieron ofertas para ocho de las diez áreas licitadas, de alrededor de 2.500 kilómetros cuadrados cada una. En estas áreas se estiman inversiones de 11 mil millones de dólares durante los próximos 15 años y una producción de 500 mil barriles diarios de crudos livianos y medianos.

Asociaciones estratégicas para crudos de la faja del Orinoco

Las asociaciones estratégicas se orientan hacia el aprovechamiento de las cuantiosas reservas de hidrocarburos no convencionales de la faja del Orinoco. Los crudos pesados y bitúmenes de la faja no pueden ser procesados en refinerías convencionales, diseñadas para crudos mucho más livianos, menos viscosos y con contenidos de residuos, metales y azufre mucho más bajos, los cuales adicionalmente durante su producción y transporte requieren ser mezclados con diluentes para reducir su viscosidad.

Para su colocación en los mercados, estos crudos pesados requieren. ser convertidos en crudos sintéticos más similares a los convencionales, lo cual se ha previsto realizar a través de una operación de mejoramiento en Venezuela, antes de ser exportados para su posterior conversión en productos finales mediante un proceso de refinación. Con este objetivo se han promocionado asociaciones verticalmente integradas que exploren, desarrollen, produzcan, traten y mezclen los crudos en el campo de producción, los cuales serán transportados mediante oleoductos al Complejo Industrial de Jose, situado al norte del estado Anzoátegui. Allí se procesarán en plantas de mejoramiento, desde donde se exportarán una vez recuperado el diluente, que será devuelto para su reutilización en los campos de producción. Hasta la fecha, el Congreso de la República ha aprobado cuatro proyectos de esta naturaleza.

Distribución, transporte y venta de productos en el mercado nacional

El mercado nacional de hidrocarburos es el segundo cliente de Pdvsa medido por los volúmenes comercializados: más de 700 mil barriles diarios equivalentes, entre los líquidos y gas natural. La apertura de ese mercado permite que el sector, privado -nacional y extranjero- participe en las actividades de almacenamiento, importación, transporte, distribución y comercialización, necesarias para llevar los productos hasta el consumidor final. El suministro queda en manos de Pdvsa.

El 11 de septiembre de 1998 fue publicada la Ley Orgánica de Apertura del Mercado Interno de la Gasolina y otros Combustibles Derivados de los Hidrocarburos en Vehículos Automotores, la cual crea un marco legal para la apertura y establece que el referido mercado, que se inicia a partir del suministro de los productos en las plantas de llenado, queda abierto a la libre competencia. Esta ley, sin embargo, tiene varias limitaciones. La principal de ellas es que el Ejecutivo Nacional establece mediante decreto los precios de las gasolinas y otros combustibles, tanto en las plantas de distribución como en el expendio al detal, lo cual contradice el espíritu de la libre competencia y obliga a la fijación de márgenes de transporte y comercialización, limitando de esta manera los incentivos para que el capital privado efectúe inversiones masivas en este mercado.

Otras observaciones son que, al mencionar expresamente a la gasolina y a otros combustibles automotores, no se propicia la liberación de los demás productos; no se establece en forma clara el momento en que cesa la reserva del Estado, plasmada en las leyes de gas natural de 1971 y de mercado interno de 1973 y, por último, exige la separación contable y jurídica entre las actividades, si más de una de estas actividades son llevadas a cabo por la misma persona.

El mercado nacional de lubricantes se abrió a la participación privada en 1994 y allí se ha creado una sana competencia, como se aprecia en la participación de las principales empresas a fines de 1998: PDV, 70 por ciento; Texaco, 10 por ciento; Shell, 8 por ciento; Mobil; 6 por ciento; Venoco, 4 por ciento, y otras 2 por ciento; y por las inversiones y alianzas efectuadas por Shell, Mobil y otras compañías para la manufactura y envasado de lubricantes en Venezuela. Con el objeto de promover la participación del capital privado y, a la vez, asegurar la competitividad de la corporación en el mercado interno, se creó a fines de 1996 una empresa única comercializadora, Deltaven, para atender las ventas al detal.

El mercado de combustibles automotores se abrió a fines de 1997 con la Resolución N° 438 del MEM. La participación de las diversas marcas a finales de 1998 era: PDV (Deltaven) 45 por ciento; Shell, 12 por ciento; Trébol, 10 por ciento; Mobil, 6 por ciento; Texaco, 5 por ciento; BP, 5 por ciento; Llanopetrol, 2 por ciento; Corporación de Combustibles Monagas, 2 por ciento, y sin marca 13 por ciento.

En cuanto al gas natural, además de la actividad de distribución en la cual ya participa el sector privado, se están incorporando empresas en la extracción de líquidos, estimándose que en un futuro también lo hagan en la extracción de etano, construcción y operación de gasoductos nuevos y existentes, y la dotación de gas directo a ciudades de acuerdo con reciente Decreto de la presidencia de la República de fecha 20 de mayo de 1998 y resoluciones de los ministerios dé Energía y Minas e Industria y Comercio, que propician la industri lización del gas y suministro a centros urbanos.

Empresas mixtas en el sector petroquímico

Desde 1960 el Instituto Venezolano de Petroquímica (convertido en 1978 en Pequiven) inició la incorporación de socios nacionales e internacionales en la formación de empresas de capital mixto, con el objeto de captar capital, tecnología, mercados y recursos humanos especializados, para el desarrollo de diversos proyectos considerados petroquímicos. En 1987, Pequiven, ya consolidada como filial de Pdvsa, inició la construcción de nuevas plantas propias de mayor tamaño, al igual que otras a través de asociaciones con terceros, para la producción de fertilizantes, ácido sulfúrico, ácido fosfórico, etileno, polietilenos de alta y baja densidad, polipropileno, cloro, soda, EDC y MVC, metil-terbutil- éter (MTBE), metanol (dos plantas con socios distintos), óxido de etileno- etilenglicol, todas en operación, y PVC, amoníaco-urea, etileno-etilenglicol-polietilenos en etapa de. ejecución o proyecto.

Toda la estrategia de creación de empresas mixtas ha resultado en la formación de 17 empresas de capital mixto, 15 de las cuales están en operación comercial y las otras en distintas etapas de desarrollo de sus proyectos.

El desafío que enfrenta la industria petroquímica en Venezuela estaría en el aprovechamiento de un volumen importante del gas natural que se produce asociado a la producción de petróleo, para convertirlo en productos directos de exportación, tales como el amoníaco, metanol, MTBE, urea, poliolefinas, etc., además de suministrar algunos de ellos a precio competitivo al mercado nacional, para la satisfacción de las necesidades del país y su transformación en productos intermedios o finales de mayor valor agregado, con destino a mercados foráneos. Dentro de este contexto, las grandes inversiones para la construcción de plantas, las necesidades tecnológicas, de financiamiento y las de mercados enfatizan la conveniencia de buscar la participación de empresas a lo largo de toda la cadena.

Bajo esta orientación y en respuesta a la estrategia de Pdvsa de concentrarse en las actividades medulares de mayor rentabilidad, se proyecta convertir a Pequiven en una empresa de capital mixto. En este sentido, la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares, publicada en Gaceta Oficíal el 11 de septiembre de 1998, permite la enajenación de hasta 49 por ciento del capital social actual de Pequiven, convirtiéndose, por lo tanto, en empresa de capital mixto. Pdvsa, a través de su mayoría accionaria, mantendría el control de las decisiones. La ley no ha modificado la posibilidad de que Pequiven pueda tener una participación minoritaria en las empresas mixtas nuevas, como en efecto la tiene en algunas de ellas.

Industrialización de corrientes de refinería

Las refinerías venezolanas producen una gran cantidad de productos intermedios y finales que pueden utilizarse como materia prima para procesos de industrialización, en lugar de continuar siendo componentes de combustibles, los cuales pueden constituirse en punto de partida de un vigoroso desarrollo industrial en áreas adyacentes a nuestras refinerías, especialmente al Complejo Refinador de Paraguaná.

En 1995 se creó Productos Especiales, C.A. (Proesca), con el objetivo de identificar y promover con el sector privado nacional e internacional el desarrollo de proyectos que involucran el procesamiento de corrientes de refinería para la producción de especialidades de alto valor comercial, para uso local y exportación, con la consiguiente generación de empleo y actividad. A finales de 1998, Proesca ha concretado en la península de Paraguaná seis empresas mixtas, en vías de ejecución. En cuatro de ellas tiene participación accionaria (Vassa, Pro- falca, Ceraven y Alkiven) y en dos (Tropical Candles y Emulsiones Asfálticas) no participa.

La política de aprovechamiento de corrientes de refinación propicia el desarrollo de parques industriales próximos a las diversas refinerías, con el objeto de maximizar la competitividad a través de la sinergia de funciones, reducción de costos de servicios por economías de escala, optimizar el poder de negociación con el entorno e impulsar políticas nacionales sobre competitividad, estimulando el desarrollo de cadenas petroquímicas hasta llegar a los productos finales.

Empresas mixtas en carbón

Con el propósito de aprovechar las cuantiosas reservas de carbón de excelente calidad que el país tiene en el estado Zulia, y desarrollar una industria carbonera de cierta escala, se ha estimado conveniente abrirse al capital privado para producir y comercializar el recurso. Carbozulia, empresa filial de Pdvsa, cuenta en la actualidad con dos asociaciones: una con Shell Coal y Ruhr KShle para producir la mina Paso Diablo, y otra con Evans Energy para la explotación de las minas Norte y Cachirí. Las empresas extranjeras no sólo han aportado capital, sino que han traído experiencia operacional y participan activamente en la comercialización del carbón, 70 por ciento del cual se exporta a Europa y el resto principalmente a Estados Unidos. El plan actual de expansión contempla llevar la producción a más de 8 millones de toneladas al año y optimizar los ingresos mediante la maximización de carbón metalúrgico a expensas del carbón térmico.

Transferencia de actividades no medulares al sector privado

Una de las estrategias más importantes que adelanta la corporación es la participación del sector privado en actividades que no se consideran medulares y que efectúa las inversiones y opera los activos por un tiempo determinado, en condiciones más ventajosas en comparación con ejecución y operación propias. En esos convenios de "tercerización" o outsourcing se utilizan diversos esquemas contractuales, los cuales transfieren los riesgos al contratista durante el período de los mismos, pero que, sin embargo, dejan abierta la posibilidad del retorno del activo a la corporación al término del contrato.

Los terceros aportan tecnología y capital, comparten los riesgos de construcción, financiamiento y operación de los proyectos, permitiendo a la corporación lograr sus objetivos operacionales sin incrementar la fuerza hombre propia, y concentrando así sus inversiones en actividades de mayor rentabilidad. Por otra parte, la estrategia permite el desarrollo del sector complementario que apoya la industria petrolera nacional. En el plan de negocios de la corporación, las inversiones a ser efectuadas por terceros en este tipo de negocios exceden los 6 mil millones de dólares en los próximos diez años.

Orimulsión

Dentro de la política de apertura petrolera, y como uno de los mecanismos para desarrollar nuestras vastas reservas de crudos pesados y bitumen en la faja del Orinoco, se ha abierto la posibilidad de participación del sector privado en la ejecución de proyectos destinados a la manufactura de orimulsión, con fines de atender nichos de mercado en los que este tipo de combustible sea susceptible de ser empleado con ventaja para la generación eléctrica. En este sentido, la filial Bitor, con la aprobación del Congreso Nacional, ha venido promoviendo la creación de empresas de capital mixto.

Es conveniente recordar que el Estado ha incentivado este tipo de proyectos, reduciendo la tasa de impuesto sobre la renta a 34 por ciento. Actualmente se exporta orimulsión a Canadá, Dinamarca y Japón, con buenas expectativas comerciales en Italia, y países asiáticos.

2. Integración del petróleo a la sociedad

La apertura petrolera busca optimizar la contribución del petróleo al desarrollo del país, como actividad productiva, a través de una mayor integración entre la sociedad y la industria petrolera, estimulando, a terceros para que el dinamismo necesario provenga en buena parte de la iniciativa empresarial. Se trata de superar viejos esquemas, bajo los cuales la industria petrolera se veía simplemente como fuente de ingresos fiscales, orientándola más bien a su plena inserción en la vida económica y social del país.

La industria petrolera posee una integración orgánica mucho más intensa que la mayoría de las empresas del sector manufacturero; alrededor de 60 por ciento de los equipos y materiales, y cerca de 90 por ciento de los servicios se compran o se contratan en el país. Para aprovechar esta integración se hace necesario lograr mayores niveles de inversión por parte del sector privado, ya que un desarrollo sostenido de la economía venezolana sólo será posible mediante un crecimiento superior a 6 por ciento anual del producto interno bruto. El esfuerzo de inversión que hace la industria petrolera es importante, mas no suficiente. Esta limitación ofrece una oportunidad excepcional para estimular la participación del capital privado.

El petróleo seguirá siendo por mucho tiempo factor dinamizador de la economía venezolana, pero ya no solamente en forma de renta para el Estado, sino como agente que además propicie la inversión, la creación de nuevas empresas y la conquista de nuevos mercados, en la búsqueda de hacer aportes efectivos al desarrollo nacional y a la calidad de vida del venezolano.

Además de muchas iniciativas que promueven el acercamiento del petróleo a la sociedad, como la asistencia técnica que se presta al agro venezolano a través de Palmaven, la inversión social que se hace en multitud de programas comunitarios; los programas educativos a través del CIED, la asistencia técnica a través de Intevep y la Agenda Petróleo, en conjunto con Conicit, bajo la cual se apoya a investigadores venezolanos. Entre otros, Pdvsa ha creado el Fondo de Inversiones Petroleras (Sofip) con el propósito de buscar instrumentos financieros de participación para el sector privado, de manera de canalizar ahorros de particulares hacia actividades que están en la cartera de negocios de la corporación.

Mediante estos instrumentos, los venezolanos podrán adquirir directamente o a través de ingresos provenientes de fideicomisos laborales, fondos de ahorros, fondos de jubilación e instituciones financieras, títulos ofrecidos a los mercados de capitales, y de esta forma invertir en los negocios y proyectos relacionados con la industria petrolera, tales como desarrollo de áreas nuevas, asociaciones estratégicas, contratos operacionales, orimulsión, carbón, petroquímica, gas , natural y actividades no medulares, entre otros.

En resumen, la apertura petrolera es una manera de enfocar el negocio petrolero -dentro del marco de la ley- que propicia una mayor vinculación del petróleo a todos los sectores de la vida nacional. De importancia superlativa en este proceso está la ampliación de la base constituyente con el consecuente cambio en el sistema de rendición de cuentas.

3. Transformación

Antecedentes

Desde su fundación, Pdvsa ha experimentado una serie de cambios que hacen que la corporación sea completamente distinta a la del año 1976. Los cambios se efectúan en función de las necesidades y retos dictados por el entorno y la competencia internacional, buscando la mayor eficiencia operacional a fin de reducir costos y mantenerse en altos niveles competitivos.

En los primeros diez años de la corporación se racionalizaron las 14 empresas operadoras existentes a tres grandes filiales que existieron hasta fines de 1997. A partir de 1978 se han venido incorporando nuevos negocios, como el de petroquímica (1978), el de carbón (1986) y el de orimulsión (1988), desarrollándose una de las estrategias más importantes y exitosas para nuestra industria, como es la de la internacionalización, que ha permitido que Pdvsa tenga participación total o parcial en empresas como Citgo, Ruhr y Nynas, con acceso directo a mercados sumamente atractivos Por otra parte, se centralizaron en el transcurso de estos años varias actividades, creándose el Intevep (1976), para investigación y desarrollo; Bariven (1980), inicialmente para centralizar las compras internacionales de materiales y equipos y actualmente también centraliza las nacionales; PDV Marina (1990), para el transporte marítimo de las exportaciones y del cabotaje; Proesca (1995), para el fomento de empresas que procesen corrientes de refinería; el CIED (1995), para la formación y educación de los recursos humanos; Intesa (1996), empresa mixta de informática; y Deltaven (1996), para la comercialización de los productos petroleros en el mercado interno, comprobándose con los resultados de estas consolidaciones e integraciones las ventajas de unificar actividades y negocios, tanto operativos como de servicios y apoyo.

En la década de los 90 se han introducido también cambios muy importantes, como lo son el proceso de apertura, con sus esquemas de convenios operativos, para la reactivación y explotación de áreas nuevas y asociaciones estratégicas, para la producción, el mejoramiento y comercialización de los crudos pesados de la faja del Orinoco. Estos convenios han involucrado por ahora a 58 empresas nacionales y extranjeras en el negocio, cambiando el mapa petrolero del país como nadie lo hubiera podido imaginar hace apenas pocos años.

La participación del sector privado nacional y extranjero está aumentando también en áreas como el mercado interno de hidrocarburos, informática (Intesa), generación de electricidad, manufactura de hidrógeno y separación e inyección de gas natural, bajo mecanismos de "tercerización" (outsourcíng). Además, se intenta que el venezolano invierta en el negocio petrolero, para lo cual se creó Sofip. Por su parte, Proesca, como se mencionó arriba, se constituyó para promover la industrialización de corrientes de refinerías. Todo esto es de gran importancia en este proceso continuo de cambios que caracteriza a nuestra actual industria.

Las tres ex filiales operadoras de Pdvsa realizaban actividades similares: exploración, producción, refinación, comercio interno y externo, y servicios, lo que también requería que la casa matriz tuviera coordinaciones, que además de su rol, que debería ser eminentemente estratégico, empresarial y planificador, tenían que invertir gran parte de su energía en un rol de tipo operacional y de coordinación, con el objeto de optimizar los esfuerzos y, así, asegurar la mayor creación de valor a la corporación y a la nación.

Este esquema, si bien trabajó con eficiencia y con un cumplimiento excelente de metas y aportes al accionista, era, sin embargo, mejorable y comenzaba a tener una serie de limitaciones para enfrentar los retos que nos depara el presente y el futuro. El consenso sobre la necesidad del cambio giraba fundamentalmente en torno a eliminar las duplicaciones existentes en la organización, materializar las sinergias que existen en las actividades operativas y de apoyo, lo que reduce los costos y gastos de operación, y de apoyo y gestión, optimar la resignación de recursos humanos y financieros, profundizar el proceso de rendición de cuentas, buscar mayor agilidad en la toma de decisiones, apuntalar la delegación-seguimiento, modernizar los procesos de los negocios y la definición de los nuevos roles de la casa matriz y de las diferentes empresas. Además, existen fuerzas que actúan sobre la industria y que obligan a repensar la forma de trabajar, la estructura de la organización y el desempeño de su personal.

En cuanto al país, también existen nuevos enfoques con el fin de asegurar la integración del petróleo con la sociedad venezolana a través del aumento de la participación del sector privado nacional en el negocio petrolero, en la industrialización de hidrocarburos, en las actividades no medulares, en el ahorro nacional, fortaleciendo a los sectores exportador y de servicios.

Por otra parte, bajo la presión del mercado, el negocio energético de hoy está caracterizado por una intensa competencia a nivel mundial, con decisiones cada vez más complejas; con cambios estratégicos y organizacionales sucediéndose rápidamente, con fusiones y adquisiciones de empresas ocurriendo frecuentemente, con un avance y uso intenso de tecnologías que han permitido reducir apreciablemente los costos de producción y hacen rentables yacimientos y proyectos que antes no lo eran. Todas las compañías petroleras multinacionales se han reestructurado y transformado, logrando significativas mejoras en su desempeño y rentabilidad.

Finalmente, el Plan de Negocios de la corporación tiene como meta el crecimiento, caracterizado por nuevos desarrollos de mayor complejidad y que requieren alta capacidad de adoptar tecnologías y prácticas novedosas y de mejorar aún más el desempeño.

El potencial de ahorros que podría derivarse de la transformación fue estimado alrededor de 12 mil millones de dólares en los próximos diez años, como producto de la reducción en la inversión propia, optimización de labores de apoyo y gestión y reducción en los gastos y costos operacionales. Esto representaría alrededor de 0,80 dólares por barril producido en el citado período. Otra ventaja de la transformación es el haber adoptado una identidad corporativa única, la cual abarca todas las expresiones visuales y gráficas de Pdvsa.

Transformación de Pdvsa

En cuanto a estructura organizacional a instrumentarse, se analizaron varias posibles opciones, escogiéndose la que crea mayor valor a la corporación y a la nación: la funcional, que consiste en una empresa llamada PDV Petróleo y Gas, constituida por tres unidades estratégicas de negocio: Exploración y Producción, Manufactura y Mercadeo, y Servicios, en las cuales se consolidaron todas las actividades con estos nombres, antes efectuadas por Corpoven, Lagoven y Maraven. Previamente, las refinerías de Ámuay y Cardón se habían integrado en el Centro Refinador de Paraguaná. También se consolidaron todos los convenios operativos y asociaciones estratégicas en organizaciones únicas y se incluyeron Bitor y Carbozulia en Exploración y Producción, y Deltaven, Pdvsa Gas (nueva empresa que consolida el manejo y mercadeo de gas y GLP en Venezuela), Interven y PDV Marina en Manufactura y Mercadeo, respectivamente.

La casa matriz sustituyó las siete coordinaciones anteriores por cuatro vicepresidencias corporativas: Finanzas, Planificación, Recursos Humanos y Relaciones Externas.

Paralela a Pdvsa Petróleo y Gas, estuvo prevista la futura creación de PDV Química, con el objeto de agrupar a Pequiven y a Proesca en una empresa procesadora de gas natural, sus líquidos y las corrientes de refinería, cuyos activos se pudieran traspasar al sector privado una vez aprobada la Ley de Estímulo a las Actividades Petroquímicas, Carboquímicas y Similares. Sin embargo, la ley aprobada en septiembre de 1998 limita la colocación de acciones de Pequiven a 49 por ciento, por lo que asegura que el Estado retenga el control de esta filial a través de Pdvsa. Esto debería ser objeto de revisión en el futuro. Estos cambios organizacionales hicieron necesario redefinir el modelo de gobierno, y la misión, las responsabilidades principales y organización de las diferentes instancias y órganos que hacen posible el cumplimiento de la m sión y objetivo de la corporación, conforme a lo establecido en los estatutos.

Dado que el personal es el activo involucrado más importante, se diseñó e implantó una estrategia de comunicación interna para mantenerlo informado del avance del proceso, conjuntamente con la consolidación de la identidad corporativa. Desde julio de 1997 se inició la tarea de información directa a través de los líderes naturales e, indirecta, a través de los medios de comunicación internos, principalmente el sistema de información intranet. Este sistema permitió la interacción con la gente que facilitó aclarar las dudas y dar respuestas a preguntas de cualquier tipo por cualquier empleado. Asimismo, fue utilizado un sistema de boletines que permitió a los empleados mantenerse al día de las decisiones tomadas y las acciones planteadas prácticamente en tiempo real.

La secuencia de eventos que formaron parte de la transformación de Pdvsa puede resumirse en la siguiente forma:

– Creación del Grupo de Transformación: abril de 1996.

– Definición de aspectos fundamentales a acometer y de dimensiones (gente, procesos, estructura) en presentación al Comité Ejecutivo de Pdvsa: 03-12-96.

– Desarrollo de 8 proyectos: Sinergia E&P, rol Casa Matriz, Centro Refinador de Paraguaná, Comercio y Suministro, Servicios, Faja, Relaciones Laborales y Rendimiento: febrero-junio de 1997.

– Despegue: I Congreso de Ejecutivos de Pdvsa: 10-12 de julio de 1997.Aprobación de nueva estructura organizacional en tres unidades de negocio: 16 de julio de 1997.

– Definición detallada de nuevas organizaciones: agosto-septiembre de 1997. Modelo de gobierno Pdvsa / definición de roles: julio-diciembre de 1997. Comunicación con el personal / lineamientos generales: julio-diciembre de 1997.

– Inventario/adscripción del personal: julio-agosto de 1997. Aprobación de nombramientos principales: 8 de octubre de 1997.

– Organización de la transición servicios: septiembre 1997-enero de 1998. Logística y mudanzas: septiembre-noviembre de 1997.

– Implantación: enero de 1998.


– Seguimiento: 1998.

Es importante mencionar que además de los cambios organizacionales, para garantizar la competitividad de la corporación en el largo plazo son necesarios cambios en el comportamiento, preparación y actitud del personal, así como de la gerencia de los procesos más importantes que se llevan a cabo en nuestras operaciones y negocios. Uno de los resultados más importantes de la transformación, además del aumento en la eficiencia y la producción de costos, es el cambio operado en el personal, de una típica actitud monopólica a una nueva actitud positiva y abierta.

III. Resultados de la corporación en el período 1994-1998

En las páginas siguientes se presentan los mencionados resultados en forma gráfica, lo cual permite ilustrar la evolución de los diversos parámetros referenciales. Los gráficos se explican por sí solos. En consecuencia, el correspondiente análisis se limitará, en esta ocasión, a los siguientes comentarios.

Durante el período en consideración, la empresa ha aumentado su capacidad de producción de petróleo y gas, sus reservas probadas y su capacidad de refinación. Todo esto se logró mientras se reducía concomitantemente y en forma significativa la fuerza-hombre efectiva.

Adicionalmente vale la pena señalar, que a pesar de la volatilidad del mercado, la empresa ha aumentado los ingresos de manera importante y se han multiplicado la base de activos y el patrimonio, manteniendo apenas un nivel modesto de deuda cuya proporción con la base de activos es de apenas 13 por ciento. Finalmente, es importante señalar que se han incrementado considerablemente los aportes a la nación venezolana, a través de impuesto sobre la renta, regalía y dividendos.

Todo lo descrito en este informe ha llevado a que en el mundo entero Petróleos de Venezuela sea objeto permanente de reconocimiento y admiración y figure en altos sitiales de cualesquiera listas jerarquizadas de desempeño. A manera de ejemplo, se muestran aquí las recientes clasificaciones presentadas por The Petroleum Economist, derivadas de una consulta realizada entre 150 analistas, especialistas y hombres de negocios, en la cual Pdvsa resulta ser la empresa estatal mejor gerenciada, con amplia ventaja sobre la segunda, la Statoil de Noruega.

Apéndice Gráfico

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* Trabajo publicado en la revista "Nueva Economía", editada por la Academia Nacional de Ciencias Económicas, año VIII, No. 12, Caracas, abril 1999 (pp.63-95)

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