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POLÍTICAS ESTRATEGIAS Y MARKETING EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA

Ph.D. Ing. Luz Davalos Zelada Msc. Ing. Davys Montan

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DATOS DE CATALOGACIÓN BIBLIOGRÁFICA

Dávalos Zelada, Luz de los Ángeles

Montan Enriquez, Davys

Políticas, estrategias y márketing en el área de los hidrocarburos y sus derivados, Tomo VII

5ta. Edición

Colección: Maestría en Gestión en la Industria de los Hidrocarburos

UVIRTUAL Centro de Excelencia

Santa Cruz – Bolivia

Marzo, 2014



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ÍNDICE

CAPÍTULO 1 ............................................................................................................................................. 5

ÁMBITO POLÍTICO EN LOS NEGOCIOS INTERNACIONALES .......................................................................... 5

1.1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................................ 5 1.2 ÁMBITO POLÍTICO INTERNACIONAL ......................................................................................................... 5 1.3 EL SISTEMA POLÍTICO Y SUS FUNCIONES .................................................................................................. 6 1.4 IDEOLOGÍAS POLÍTICAS BÁSICAS ............................................................................................................... 7

1.4.1 DEMOCRACIA ..................................................................................................................................... 8 1.4.2 TOTALITARISMO .............................................................................................................................. 11

1.5 IMPACTO DEL SISTEMA POLÍTICO EN LAS DECISIONES ADMINISTRATIVAS ............................................. 12 1.6 FORMULACIÓN Y APLICACIÓN DE ESTRATEGIAS POLÍTICAS ................................................................... 14 1.7 LEGALIDAD .............................................................................................................................................. 15 1.8 PROCESO DE INTERNACIONALIZACIÓN ................................................................................................... 16 1.9 POLÍTICA EMPRESARIAL .......................................................................................................................... 17

CAPÍTULO 2 ............................................................................................................................................ 28

COYUNTURA POLÍTICA Y SITUACIONAL EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA ....................................... 28

2.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................... 28 2.2 LOS DUEÑOS DEL GAS ............................................................................................................................. 30 2.3 LOS PRODUCTORES ................................................................................................................................. 33 2.4 REDES DE GAS ......................................................................................................................................... 36 2.5 LOS CONSUMIDORES .............................................................................................................................. 38 2.6 LOS PRECIOS ........................................................................................................................................... 40 2.7 LAS ALIANZAS .......................................................................................................................................... 42 2.8 LOS CONFLICTOS ..................................................................................................................................... 42 2.9 PROSPECTIVA .......................................................................................................................................... 43

CAPÍTULO 3 ........................................................................................................................................... 85

GLOBALIZACIÓN DE LOS MERCADOS DEL GAS .......................................................................................... 85

3.1 CONSIDERACIONES GENERALES ............................................................................................................. 85 3.2 RAZONES Y RETOS PARA LA GLOBALIZACIÓN .......................................................................................... 86 3.3 EL FACTOR DEMANDA COMO INFLUENCIA ............................................................................................. 87 3.4 EL INCREMENTO DE LA PORCIÓN RELATIVA DEL GAS NATURAL EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ......... 87 3.5 LAS EXPORTACIONES MUNDIALES DE GAS DEBEN CRECER MÁS RÁPIDAMENTE QUE EL CONSUMO DEL

GAS NATURAL. .............................................................................................................................................. 87 3.6 EL CONSUMO MUNDIAL DEL GAS NECESITA CRECER MÁS RÁPIDAMENTE QUE EL CONSUMO DEL

PETRÓLEO. .................................................................................................................................................... 88 3.7 FACTORES DE LOS PROVEEDORES ........................................................................................................... 89

3.7.1 DISPONIBILIDAD DE RESERVAS ........................................................................................................ 89 3.7.2 COSTES DECRECIENTE A LO LARGO DE LA CADENA PRODUCTIVA DEL GAS .................................... 90 3.7.3 DISPONIBILIDAD DE CANTIDADES DE GAS NO COMPROMETIDAS .................................................. 91

3.8 FACTORES DEL MERCADO ...................................................................................................................... 92 3.9 CONCLUSIONES ....................................................................................................................................... 93



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CAPÍTULO 4 ............................................................................................................................................ 95

LAS ALIANZAS EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA ............................................................................. 95

4.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................................... 95 4.2 CONSIDERACIONES PREVIAS ................................................................................................................... 95 4.3 DESEMPEÑO DE LAS ALIANZAS ............................................................................................................... 97 4.4 ENFOQUE Y PERSPECTIVA DE LA ALIANZA ............................................................................................... 99 4.5 CONCEPTUALIZACIÓN DE LA ALIANZA.................................................................................................. 100 4.6 PLAN DE EVALUACIÓN .......................................................................................................................... 103 4.7 RAZONES DE LA ALIANZA ...................................................................................................................... 104 4.8 ESTRUCTURA DE LA ALIANZA ............................................................................................................... 107 4.9 OBJETIVOS DE LA ALIANZA .................................................................................................................... 109 4.10 DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA ADMINISTRACIÓN ............................................................. 110 4.11 CRITERIO DE EVALUACIÓN .................................................................................................................. 110 4.12 MÉTODO DE EVALUACIÓN .................................................................................................................. 115 4.13 DIAGNÓSTICO ..................................................................................................................................... 126 4.14 PROCESO DE DETECCIÓN DE BRECHAS ............................................................................................... 127 4.15 CONCLUSIONES ................................................................................................................................... 128

CAPÍTULO 5 .......................................................................................................................................... 129

EL MARKETING EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA ......................................................................... 129

5.1 EL MARKETING DEL GAS. ....................................................................................................................... 129 5.2 REALIDAD ACTUAL................................................................................................................................ 132

5.2.1 EL GAS NATURAL, UN COMMODITY .............................................................................................. 134 5.2.2 COMERCIO FÍSICO Y FINANCIERO .................................................................................................. 135 5.2.3 CONTRATOS FÍSICOS ...................................................................................................................... 135

5.3 EL PROCESO DE GESTIÓN DEL MARKETING DEL GAS ............................................................................. 137 5.4 EL MARKETING TRANSACCIONAL .......................................................................................................... 138 5.5 LA ADMINISTRACIÓN DEL MARKETING RELACIONAL ............................................................................ 139

5.5.1 LA COMPETENCIA A TRAVÉS DEL SERVICIO ................................................................................... 141 5.5.2 LOS CONSTRUCTOS CLAVE DEL MARKETING RELACIONAL ............................................................ 143 5.5.3 LA DINÁMICA DEL MARKETING RELACIONAL ................................................................................ 145

5.6 LA COMUNICACIÓN PLANIFICADA ........................................................................................................ 154 5.7 BALANCEANDO LA ADMINISTRACIÓN TRANSACCIONAL Y RELACIONAL ............................................... 167



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CAPÍTULO 1

ÁMBITO POLÍTICO EN LOS NEGOCIOS INTERNACIONALES

1.1 INTRODUCCIÓN

La política es el poder en acción, es decir, es la aplicación del poder y la autoridad para alcanzar los resultados deseados. Cuando las personas traducen su poder a acciones dentro de las organizaciones, entonces están haciendo política. Las personas que tienen habilidades políticas saber utilizar eficazmente sus bases de poder. En general, las personas se juntan en grupos para ejercer influencia, recibir premios y avanzar en sus carreras.

La política en la organización implica actividades para adquirir, desarrollar y utilizar el poder y otros recursos para alcanzar el resultado pretendido cuando existe incertidumbre o desacuerdo en cuanto a las opciones. Las empresas multinacionales y en especial las empresas hidrocarburíferas deben operar en países caracterizados por diferentes estructuras políticas, culturales, legales, diversos niveles de desarrollo económico y una amplia variedad de condiciones. Frente a cada una de dichas situaciones, la empresa multinacional, dispone de un marco de referencia legal y económico a fin de optimizar su eficiencia.

En este capítulo se mostrará los sistemas políticos y legales con los que se puede topar un administrador y los factores que debe considerar al tomar decisiones estratégicas sobre sus operaciones en diferentes países.

1.2 ÁMBITO POLÍTICO INTERNACIONAL

Los ámbitos políticos del país de origen de una compañía y de los países en los que realiza negocios son importantes influencias externas sobre su administración.

Todos los países poseen un ámbito de mercado y un ámbito de no mercado. El de mercado comprende las interacciones entre individuos y compañías para la asignación de recursos, sin intervención de la propiedad o control gubernamental. El ámbito de no mercado, o político, se refiere a las instituciones públicas (gobierno, organismos gubernamentales y empresas de propiedad del gobierno) y las instituciones no públicas (grupos ecologistas y grupos de interés).



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Los administradores deben establecer estrategias corporativas en relación con los ámbitos, tanto de mercado como de no mercado, lo mismo para cada uno de ellos en particular que en conjunto.

1.3 EL SISTEMA POLÍTICO Y SUS FUNCIONES

El sistema político está diseñado para integrar las diversas partes de una sociedad en una unidad viable y funcional. El sistema político de un país ejerce enorme impacto en la conducción de las empresas en los ámbitos nacional y/o internacional. Influye en y recibe al mismo tiempo la influencia de varios factores. Recibiendo también una amplia influencia de factores internos, como la naturaleza de la población, las dimensiones e influencia de las compañías y burocracias gubernamentales y la fuerza de los políticos.

GRAFICO 1.1: EL SISTEMA POLÍTICO Y SUS FUNCIONES

Fuente: Delerue, H., (2012)

El grafico 1.1 muestra la interacción de las funciones, aportaciones y resultados del proceso en todo ámbito político. Políticos, individuos y grupos de interés en general hacen aportaciones mediante el proceso de articulación de intereses, esto es, dando a conocer sus deseos. Estos

APORTACIONES

Articulación de interés por:

-Políticos

-Individuos

-Empresas

-Grupos de interés

RESULTADOS

Nuevas políticas por:

-Partidos políticos

-Burocracias

-Legislaturas

-Tribunales

ÁMBITO

INTERNACIONAL

ÁMBITO

NACIONAL

Formulación de políticas alternativas

Suma de interés

Aplicación y resolución



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insumos se suman después por medio del proceso llamado suma de interés, a fin de que puedan formularse alternativas políticas que ofrezcan cierta posibilidad de éxito en el proceso político. Se debaten las alternativas y se trazan políticas, a cargo de estructuras políticas como partidos políticos, burocracias gubernamentales, legislaturas estatales y tribunales.

Después se aplican las políticas, en tanto que todas sus características controvertidas se resuelven mediante el proceso judicial para determinar su legalidad. Estas funciones del proceso ocurren sin importar que un país sea democrático o no.

La función del sistema político es integrar a la sociedad. Influye en el sistema político fuerzas procedentes tanto del interior como del exterior del país. Las funciones del proceso político son:

• Articulación de intereses, • Suma de interés, • Elaboración de políticas, • Aplicación y resolución judicial de políticas.

Con base en las aportaciones de diferentes entidades extranjeras y nacionales se formulan políticas alternativas, las cuales se aplican posteriormente. Una vez aplicadas, los resultados de tales políticas se ponen a prueba en el mercado, y se les corrige de ser necesario.

1.4 IDEOLOGÍAS POLÍTICAS BÁSICAS

La política como tal se basa en una ideología, la cual es el conjunto sistemático e integrado de estructuras teorías y propósitos que constituyen un programa sociopolítico. En su mayoría las sociedades modernas son plurales desde el punto de vista político, debido a que en la sociedad coexisten diferentes ideologías.

El pluralismo es resultado de las frecuentes y significativas diferencias entre sí de grupos al interior de los países en lo que respecta a lengua, antecedentes étnicos, o religión. Dichas características influyen poderosamente en el sistema político. La prueba decisiva de todo sistema político es su capacidad para mantener unida a una sociedad a pesar de las tendencias disgregadoras de las presiones de diferentes ideologías. Cuanto más diferentes y rígidas sean las ideas articuladas, más difícil será sumarlas y formular políticas aceptables para todos. Las ideologías fueron la causa de la desintegración de muchos países por ejemplo la antigua Yugoslavia, la antigua Checoslovaquia y la antigua Unión Soviética.

El aspecto político muestra muchas ideologías políticas muy variadas y extremas, de manera que resulta muy difícil acomodarlas sin tensiones en un continuo representativo de los diversos grados de participación ciudadana en la toma de decisiones. En sentido teórico los dos extremos son la democracia y el totalitarismo. A partir de ellos han evolucionado diversos grados de participación.



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En todo el mundo siguen ocurriendo rápidos y continuos cambios, de modo que muchos regímenes autoritarios han sido remplazados por diferentes tipos de democracias. Como ejemplo claro están aquellos regímenes militares que pasaron a ser democráticas por diferentes medios.

1.4.1 DEMOCRACIA La ideología la democracia pura se deriva de los antiguos griegos, quienes creían que los ciudadanos deben intervenir directamente en el proceso de toma de decisiones. De acuerdo con ese ideal, todos los ciudadanos deben ser iguales en lo político y legal, gozar de amplias libertades y participar activamente en el proceso político. En la realidad, sin embargo, la sociedad se vuelve más compleja cuando la población aumenta, de manera que la plena participación se vuelve imposible. En consecuencia la mayoría de los países democráticos modernos practican en realidad diversas modalidades de democracia representativa, consistente está en la elección por los ciudadanos de representantes que tomen decisiones en lugar de la votación de cada asunto específico.

Los sistemas políticos democráticos contemporáneos comparten por ejemplo las siguientes características:

1) Libertad de opinión, expresión y libertad de prensa y organización 2) Elecciones en las que los votantes deciden quien los representara 3) Periodos limitados para los funcionarios electos 4) Un sistema judicial independiente y justo con alta consideración de los derechos (o

garantías) individuales y la propiedad 5) Burocracia e infraestructura de defensa apolíticas 6) Relativa accesibilidad al proceso de toma de decisiones

Uno de los elementos primordiales de la democracia es la libertad en el terreno de los derechos políticos y civiles. Cada año Freedom House publica una lista ordenada de países de acuerdo con el grado de existencia en ellos de esas libertades. Los principales indicadores de derechos políticos son:

• El grado en que ocurren elecciones justas y competitivas • La capacidad de los votantes de envestir de poder real a los representantes que

eligieron • La facultad del pueblo para organizar en partidos u otras agrupaciones políticas

competitivas de su elección • La existencia de salvaguardas a los derechos de las minorías



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Los principales indicadores de los derechos civiles son:

• La existencia de libertad de prensa • Igualdad ante la ley de todos los individuos • El grado de las libertades sociales personales • El grado de libertad respecto de la indiferencia o corrupción gubernamental extrema

Los factores para la evaluación de la libertad son derechos políticos, derechos civiles, estos incluyen: elecciones justas y competitivas, poder para los representantes electos, posibilidades de organización, salvaguardas a los derechos de las minorías.

En las medidas de libertad comparativa, los países clasificados como “libres” en sentido político poseen un alto grado de derechos políticos y civiles. Los clasificados como “parcialmente libres” tienden a poseer un grado promedio o ligeramente inferior de derechos políticos o civiles. Los clasificados como “no libres” cuentan por lo general con un bajo grado de derechos políticos y civiles.

En la siguiente tabla aparecen los porcentajes de la población mundial clasificados como libre, parcialmente libre y no libres:

TABLA 1.1: CLASIFICACIÓN DE LIBERTADES

Clasificación 2000 2005 2012 2012 Libres 35.9% 21.6% 42.5% 46% Parcialmente libres 38.9% 21.6% 39.3% 32% No libres 20.% 40% 40% 22%

Fuente : www.freedomhouse.org

Aunque aún existen problemas con aquellos países que establecieron una democracia desde los años 70, teniendo aun inestabilidad en sus gobiernos y su población. Esta fragilidad democrática se debe a divisiones internas, corrupción, ejércitos, oligarquías (poder político en manos de un grupo pequeño o de pocos grupos o individuos) y la desestabilización procedente del exterior. A pesar de la relativa euforia provocada por el creciente número de democracias, prevale la inquietud acerca de si estas se mantendrán en el sendero de la libertad en lo que a derechos políticos y civiles se refiere.

Como ya se vio, no hay democracia pura y rigen diversas modalidades de gobierno representativo donde el derecho de voto puede basarse en el género, la filiación religiosa, el cumplimiento de cierta edad mínima o clasificaciones raciales.

http://www.freedomhouse.org/



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Es interesante señalar que Freedom House clasifica a Sudáfrica como “libre” y con un grado ascendente de derechos políticos y civiles, lo que contrasta favorablemente con su anterior categoría de “parcialmente libre”. En algunas democracias, como Estados Unidos, el voto es opcional; en otras, como Australia y Bélgica, es obligatorio.

Una de las modalidades de la democracia es el gobierno parlamentario, ejemplificado de manera ejemplar por Inglaterra. Este país está dividido en distritos geográficos, cada uno de los cuales se halla representado en la cámara, a través de un representante electo. Al menos cada cinco años deben celebrarse elecciones generales. Tras una selección general, el monarca solicita al líder del partido que haya obtenido la mayoría de asientos en la cámara la formación de un gobierno. El partido con el segundo mayor número de asientos se convierte en oposición. Los demás partidos pueden alinearse con el partido de la mayoría o con el partido de oposición. Los miembros de cada partido eligen a la persona que lo dirigirá. El líder del primer partido se convierte en primer ministro y selecciona a su gabinete.

En la mayoría de los países democráticos, múltiples partidos políticos pueden participar en el proceso de elección. Muchas democracias cuentan con apenas unos cuantos partidos dominantes, para los que, en consecuencia, la formación de un gobierno no suele entrañar ninguna dificultad. En otros (Italia e Israel como ejemplo) hay tantos partidos que por lo general el gobierno es un gobierno de minorías integrado a partir de una coalición de varios partidos minoritarios. En algunas democracias, un solo partido dominante controla el poder político, como en México por ejemplo

Las democracias difieren en sí, no solo en el grado de participación ciudadana en la toma de decisiones, también en el grado de control centralizado.

Las compañías pueden verse en dificultades para determinar su actuación en sistemas democráticos descentralizados, porque es frecuente que en estos deban enfrentar leyes contradictorias. A causa, por ejemplo de las diferencias existentes entre los sistemas tributarios estatales de por ejemplo Estados Unidos, las compañías extranjeras deben ser muy meticulosas en la decisión acerca de en qué localidad estadounidense fijar sus instalaciones. En contraste con ello, los sistemas político y legal de Francia y Japón son mucho más centralizados. Por lo tanto a las compañías se les facilita manejarse en ellos, ya que entre una parte del país y otra hay menos variantes.

La tecnología de internet viene ejerciendo una influencia muy radical sobre la democracia. La esencia de la política es la comunicación, misma que el internet ha vuelto mucho más sencilla y barata. . Documentos gubernamentales que antes solo se podían conseguir en versiones impresas o en CD-ROM ahora pueden descargarse de internet.



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1.4.2 TOTALITARISMO El totalitarismo adopta varia formas, como las de autoritarismo, el comunismo y el fascismo. Mussolini definió de esta manera el lado fascista del autoritarismo: “La concepción fascista del Estado es omnipresente; fuera de él no puede existir ningún valor humano ni espiritual, y mucho menos un valor cualquiera”. En un estado totalitario, un solo partido, individuo o grupo de individuos monopoliza el poder político y no reconoce ni permite oposición. Solo dicho grupo toma las decisiones.

Uno de los principios más famosos del totalitarismo contiene los siguientes seis componentes:

• Una ideología • Un partido único, al mando por lo general de un solo hombre • Una policía terrorista • Un monopolio de comunicación • Un monopolio de armamento • Una economía centralmente dirigida

Los regímenes totalitaristas aparecen en las categorías “parcialmente libre” y “no libre”

Lo común es que los gobiernos totalitarios adopten una de dos formas: teocrática o secular. En el totalitarismo teocrático, los líderes religiosos son también los líderes políticos. El mejor ejemplo lo ofrecen países islámicos del Medio Oriente como Irán. En el totalitarismo secular, el gobierno suele imponer el orden mediante el poder militar y se basa en conceptos civiles más que religiosos. Camboya es un ejemplo de esta modalidad.

De acuerdo con una concepción del totalitarismo ligeramente distinta se divide en: autoritario, fascista o comunista. Ejemplos del fascista ya caducos: Alemania, Hungría Rumania, Portugal y España; del comunista: China, Cuba, Vietnam y la antigua Unión Soviética; del autoritario: son Chile bajo el gobierno de Pinochet y Sudáfrica antes del fin del apartheid y el inicio del régimen negro. El autoritarismo difiere del comunismo, fascismo y fundamentalismo islámico en que persiguen el mando sobre los individuos, mientras que estos últimos persiguen el control de la mente y el espíritu de las personas, para convertirlas a su crédito.

El comunismo es una de las modalidades del totalitarismo secular. En él, los sistemas político y económico son casi inseparables. De acuerdo con Karl Marx, las fuerzas económicas determinan el curso de una sociedad. Marx predijo que las sociedades capitalistas se derrumbarían a causa de dos tipos de revolución, política y social. La revolución política precedería y encendería la revolución social, la cual consistiría a su vez una transformación a largo plazo basada en la eliminación de las desigualdades económicas. Revolución social seria encabezada por la clase trabajadora por lo que Marx la llamo la “dictadura del proletariado” la cual permanecería en el poder solo el tiempo necesario para allanar la transición al comunismo. El gobierno sería



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responsable de organizar a la sociedad en grupos para obtener la mayor cantidad posible de aportaciones al proceso de toma de decisiones. Después, y a punto de consumarse la revolución social, la dictadura desaparecería para que el comunismo pleno tomara su lugar|.

El comunismo se ha desacreditado en casi todo el mundo en los últimos años, el paso del comunismo a la democracia ha puesto el debilitamiento del vínculo entre economía y política en los países comunistas, lo cual hizo posible la liberación de países comunistas como Estonia, Letonia y Lituania. Sin embargo, China, Corea del Norte y Vietnam siguen siendo comunistas, con un férreo control autoritario centralizado sobre el proceso político.

Los regímenes totalitarios caen en la categoría “no libres” un 90% de los países no libres comparten uno o más características de las siguientes:

• Poseen una población islámica mayoritaria y con frecuencia resienten presiones del fundamentalismo islámico;

• Son sociedades multiétnicas en las que el poder no se halla en manos de un grupo étnico dominante (representante de dos terceras partes de la población);

• Son sociedades neocomunistas o poscomunistas en transición.

Por lo general, los políticos de países antes totalitarios, incluidos los ex comunistas, apelan a diferentes etnias, religiosas y raciales para ganar votos. Estas prácticas generan divisiones y pueden dar lugar a retrocesos al totalitarismo. Ruanda y Somalia son otros dos ejemplos de países “no libres” desgarrados por querellas étnicas.

Aunque hay quienes argumentarían que el fundamentalismo islámico es una creciente fuerza a favor del totalitarismo, no hay evidencias de que pueda surgir un movimiento fundamentalista unificado. Algunos de los países en los que el fundamentalismo islámico va en ascenso, como Argelia y quizá Arabia Saudita son “no libres” por otras razones. El fundamentalismo islámico pretende sustituir el totalitarismo secular, pero carece de éxito a gran escala. El movimiento islámico se compone en realidad de movimientos diferentes, los que a menudo siembran semillas de discordia al interior de las naciones, aparte de hacerlo entre ellas. Muchas veces las tensiones entre los islámicos son mayores que el conflicto entre ellos y el gobierno al que se oponen.

1.5 IMPACTO DEL SISTEMA POLÍTICO EN LAS DECISIONES ADMINISTRATIVAS

Todo sistema político se esfuerza por lograr un equilibrio entre la toma descentralizada de decisiones por parte de individuos y la reglamentación y control centralizado de las decisiones del gobierno. Incluso los gobiernos democráticos enfrentan esta dicotomía, la que sin embargo genera mayores conflictos en ellos antiguos estados totalitarios de Europa Oriental Y la Unión Soviética a



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medida que sus sistemas políticos evolucionan hacia la democracia y sus sistemas económicos hacia economías de libre mercado.

Los administradores deben vérselas con grados variables de intervención gubernamental y como se desprende del caso sobre Hong Kong con grados variables de estabilidad política. Por lo tanto, deben conocer las funciones decisivas que un gobierno democrático desempeña en la economía, por ejemplo:

1. Protección de los derechos de sus ciudadanos 2. Promoción del bien común de sus ciudadanos 3. Suministro de bienes públicos como la defensa nacional y los sistemas de transporte y

comunicaciones 4. Corrección de defectos del mercado como las barreras de acceso y la insuficiencia de

conocimientos y poder de los consumidores 5. Resolución de efectos de derramamiento y las externalidades

Un tipo de bien público cuyo desarrollo se encuentra en debate en muchos países industriales es la información, el mecanismo para la rápida y amplia transmisión de datos electrónicos. Los defectos del mercado son barreras contra la eficiente y efectiva marcha de una economía de mercado. Interfieren en la demanda y la oferta de productos y en la capacidad de los consumidores para tomar decisiones racionales. Son ejemplos de efectos de derramamiento los muchos adelantos y aplicaciones con propósitos comerciales que el sector privado puede explotar.

Las externalidades se refieren a subproductos del proceso de manufactura, como la contaminación. Algunos gobiernos ignoran casi por completo las externalidades de la contaminación en nombre del progreso económico, en tanto que otros las controlan con cautela. El proceso político también afecta a los negocios internacionales por medio de las leyes que regulan la actividad comercial en los niveles tanto nacional como internacional. Los gobiernos pueden tratar las transacciones internacionales en forma unilateral o con base en tratados y convenciones.

Una empresa multinacional debe interesarse en las leyes de su país de origen que reglamentan las transacciones transfronterizas y conocer los requerimientos legales de cada país donde opera. Además de conocer las funciones gubernamentales, los administradores también deben darse cuenta de que la acción gubernamental no siempre es consistente. En Estados Unidos, por ejemplo, hay significativos conflictos con el gobierno acerca de cómo y hasta qué grado deben reglamentarse las actividades internacionales de negocios. Ningún organismo gubernamental específico se ocupa de los negocios internacionales, de modo que son de esperar políticas contradictorias.



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1.6 FORMULACIÓN Y APLICACIÓN DE ESTRATEGIAS POLÍTICAS

La formulación de estrategias políticas suele ser más complicada que la formulación de estrategias competitivas de mercado.

Los asuntos ajenos al mercado atraen a participantes diferentes a los convocados por los asuntos del mercado. Además, importantes componentes de las estrategias políticas se aplican a la vista de todos, grado de exposición que puede constreñir las acciones de las compañías. Asimismo, la lógica de la acción colectiva y política es diferente a la acción del mercado. A diferencia de las cuestiones del mercado, las cuales se resuelven por medio de acuerdos voluntarios, las cuestiones políticas se resuelven con la intervención de instituciones autorizadas a imponer acciones, reglamentar actividades y estructurar las condiciones en las que operan los participantes en el mercado.

La acción política siempre ha sido un área delicada. Sin embargo, las compañías pueden seguir ciertos pasos si desean establecer una estrategia política adecuada:

1. Identificación del problema. ¿Cuál es el problema específico que enfrenta la empresa: proteccionismo, normas ambientales, derechos laborales?

2. Definición de la naturaleza política del problema. 3. Evaluación de la posible acción política de otras compañías y grupos especiales de interés.

¿Cuáles son las partes afectadas y capaces de generar presión política? ¿Cuáles serían las estrategias?

4. Identificación de instituciones importantes e individuos clave: legislaturas, organismos regulativos, tribunales, personalidades importantes.

5. Formulación de estrategias. ¿Cuáles son los principales objetivos, opciones primordiales y grado probable de eficacia de las diversas estrategias?

6. Determinación del impacto de la aplicación. ¿Cuáles serían las reacciones de relaciones públicas en los países de origen y anfitrión en caso de que la acción adoptada sea impopular?

7. Selección y aplicación de la estrategia más adecuada.

La aplicación de una estrategia implica la organización de los recursos necesarios parara el cumplimiento de los objetivos políticos de una compañía. Las empresas tanto nacionales como extranjeras contratan cabilderos que se encarguen de informar y persuadir a los responsables de decisiones de los méritos de su posición. Sin embargo, se ha criticado con aspereza la práctica de contratar a cabilderos recientemente salidos del organismo gubernamental que tal vez sancionaría a una compañía. Por otro lado los cabilderos desempeñan un papel importante en la comunicación de ideas a los responsables de tomar decisiones. En una democracia representativa, los cabilderos hablan en nombre de electores y cumplen el relevante papel de congregar ideas y comunicarlas a quienes toman decisiones. Sin libertad de expresión no existiría democracia. Dada la creciente vigencia de las dimensiones éticas de las relaciones gobierno-empresas incluso en



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países relativamente totalitarios, las compañías tienen cada vez más razones para examinar a fondo sus estrategias de formulación y aplicación de políticas.

Las compañías también suelen intentar influir en la acción gubernamental desde abajo, mediante campañas populares o la creación de coaliciones de diferentes grupos que comparten sus intereses. Por ejemplo, para combatir el proteccionismo comercial estadounidense bajo la forma de aranceles o cuotas a la importación de automóviles, las compañías extranjeras fabricantes de autos podrían tratar de convencer a los consumidores de que sus intereses se verían dañados a causa de la elevación de los precios o la reducción de existencias disponibles como de esas acciones.

Parte del problema que entraña el establecimiento de una estrategia política es que las democracias conceden a las compañías un trato diferente al que les conceden los regímenes totalitarios. En general, las democracias son susceptibles a la influencia que se puede ejercer sobre ellas por medio del cabildeo. No obstante en ocasiones las compañías abusan su poder incurriendo en sobornos y otras actividades ilícitas. En un régimen totalitario las compañías operan por lo general en un ámbito más estable. Sin embargo, la caída de un gobierno de este tipo suele exponerlas a cambios mayores y más rápidos que los habituales en una democracia. Cuando se devolvió la Unión Soviética, por ejemplo, las compañías con contratos con el antiguo gobierno central se vieron de pronto en poder de documentos carentes de validez legal para los gobiernos de las nuevas relativas.

1.7 LEGALIDAD

Estrechamente relacionado con el sistema político, está el sistema legal es otra de las dimensiones del ámbito externo con influencia en los negocios. Los administradores deben conocer los sistemas legales de los países en los que operan, la naturaleza de la abogacía tanto nacional como internacional y las relaciones legales existentes entre países. En todos los países, ya sea totalitario o democrático, rige un sistema legal, aunque la independencia de la ley respecto del control político puede diferir de uno a otro. Además algunos sistemas totalitarios, no cuentan con los instrumentos adecuados para enfrentar la economía de mercado desde la perspectiva legal, debido sobre todo a que su sistema legal no preçvé las cuestiones propias de un ámbito económico de este tipo.

Existen 3 sistemas legales básicamente, el sistema de derecho común, se basa en la tradición, los precedentes, usos y costumbres, características de acuerdo con las cuales los tribunales interpretan la ley; el sistema de derecho civil se basa en un conjunto bastante detallado de leyes organizadas en un código. Este código sirve de fundamento para la realización de negocios; el sistema de derecho teocrático el cual se basa en preceptos religiosos. Un ejemplo claro es el islámico conocido como Shakira.



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Las leyes nacionales influyen en el desempeño de elementos decisivos del proceso administrativo. Pueden referirse a la realización de transacciones de negocios dentro del país o con otros países. Algunas leyes nacionales acerca de la actividad empresarial local rigen lo mismo sobre las compañías nacionales que sobre las extranjeras como lo que ocurre por ejemplo en lo que concierne a normas de salud y seguridad, prácticas de empleo, prohibiciones antimonopólicos, relaciones contractuales, prácticas ambientales, patentes y marcas registradas.

También hay leyes que rigen las actividades transfronterizas, como la inversión de capital, la repatriación de ganancias y los derechos aduanales sobre las importaciones. Los negocios están sujetos asimismo a leyes internacionales, como los tratados referentes a la transferencia interfronteriza de desechos tóxicos.

1.8 PROCESO DE INTERNACIONALIZACIÓN

Las compañías enfrentan problemas políticos y legales en diferentes niveles a medida que avanzan en su grado de internacionalización. Si una compañía opta por la exportación como primera modalidad, a su dirección no le preocupa tanto el proceso político o la variedad de asuntos legales como le preocupara en el caso de una inversión extranjera directa.

Hay leyes relativas al comercio internacional, tanto para el país exportador (como en el caso de la exportación de productos de defensa a un enemigo) como para el país importador (como las referentes a aranceles y cuotas a las importaciones). Además las compañías exportadoras deben ocuparse de las leyes concernientes a las relaciones con los distribuidores y a la resolución de disputas. El proceso político puede ejercer un impacto directo sobre la compañía, pero por lo general a la dirección en el país de origen no le incumbe mayormente ese proceso. Puesto que no ha comprometido activos significativos en el extranjero, las decisiones políticas le afectan mucho menos de lo que le afectarían si hubiera establecido una inversión extranjera.

Cuando una compañía se introduce en el ámbito extranjero en formas cada vez más complejas, como la inversión extranjera directa, también las implicaciones políticas y legales de su actividad se vuelven más complejas.

Desde el punto de vista político, los inversionistas extranjeros deben interesarse en el impacto de sus inversiones sobre el ámbito local y deducir la mejor forma de trabajar con los funcionarios y organismos gubernamentales tanto locales como federales. En sociedades tradicionales en las que la democracia aún no está firmemente asentada, deben estar más conscientes de la importancia de sus contactos e influencias y de la posibilidad de que se les pida conducirse en formas incongruentes con su comportamiento en su contexto político y legal propio o que podrían ser incluso ilegales.

Así, que a medida que el grado de internacionalización aumenta, aumentan también la naturaleza y amplitud de las interacciones políticas y legales de una compañía.



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La política afecta de manera evidente las estrategias empresariales por intermedio tanto de las políticas nacionales como de la influencia gubernamental en las transacciones transfronterizas. Dadas las diferencias que privan entre las leyes nacionales, las practicas legales son multinacionales. La adquisición de una buena asesoría jurídica en los países en los que una compañía realiza negocios es esencial. Despachos de abogados internacionales ofrecen asistencia legal a empresas multinacionales con operaciones en diferentes partes del mundo, pero su mérito depende de que disponga de buenos abogados en diferentes países, no de que cuenten con unos cuantos abogados conocedores de todas las leyes de todos los países.

Las diferencias de los sistemas legales y políticos encauzan a las compañías hacia estrategias multinacionales o transnacionales en lugar de globales. Las diferencias locales obligan a los administradores a realizar ajustes en casi todas las áreas administrativas, como comercialización, finanzas y recursos humanos.

Los países prefieren hacerse cargo del cumplimiento de sus leyes en su territorio. Esto es problemático para las compañías extranjeras, cuyos administradores y empleados bien podrían desconocer las leyes locales. Pero más allá de que las desconozcan o no, tales compañías deben recurrir a los tribunales locales para resolver disputas legales. Un país que pretendiera aplicar sus leyes en otro, amparado en el criterio de extraterritorialidad, amenazaría la soberanía territorial de este último. En cuanto que contrapesos de la soberanía, tratados y convenciones pueden modificar o desplazar a las leyes nacionales. El propósito mismo de los tratados es subordinar las leyes nacionales al bien superior del grupo de países que lo firman. Si no fuera preciso alterar las leyes nacionales, no habría necesidad de tratados. Sin embargo, y en vista de que moderan la soberanía, la aplicación de los tratados es difícil.

1.9 POLÍTICA EMPRESARIAL

La política se refiere al uso del poder para influir en el proceso de decisión o en el comportamiento de las personas que persiguen sus propios intereses. El comportamiento político en las organizaciones involucra actividades que no son requeridas como parte del papel formal, en la organización, pero que influyen (o tratan de influir) en la distribución de las ventajas y desventajas dentro de ella. Así el comportamiento político está fuera de los requisitos específicos del trabajo de las personas y es un intento por utilizar las bases de poder de cada una de ellas. Por lo tanto, es un intento por influir en el proceso de decisión para poder distribuir las ventajas y desventajas dentro de la organización. Los comportamientos políticos pueden ser:

• Retener información clave para las personas que toman la decisión. • Brindar información sobre los compañeros. • Divulgar rumores. • Difundir información confidencial acerca de las actividades de la organización.



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• Intercambiar favores con otras personas de la organización para beneficio mutuo. • Cabildear a favor de alguna decisión de la organización.

Además el comportamiento político varía en cuanto a su legitimidad o ilegitimidad. El comportamiento político legitimo se refiere a la política normal de todos los días, como seria reclamar al jefe, pasar por alto la cadena de mando, formar alianzas, obstruir políticas o decisiones de la organización, establecer contacto fuera de las organizaciones por medio de actividades profesionales. Por lo general, se trata de un factor positivo.

Por otra parte el comportamiento político ilegitimo viola las reglas de juego que han sido establecidas. Incluye el llamado “juego sucio”, el sabotaje, las denuncias de los compañeros, las protestas simbólicas (como usar ropa indebida o símbolos de protesta). Se trata de un factor negativo. En realidad, la mayor parte de las acciones políticas en las organizaciones son de naturaleza legítima y sus razones son prácticas; la acción política ilegitima conlleva al riesgo de sanciones e incluso de despido de la organización.

CASO DE ESTUDIO Nº1 La geopolítica del gas y su evolución en el Cono Sur debería ser el resultado del descubrimiento de reservas en algunos países, la evolución de mercados consumidores y la ubicación y distancia geográfica entre ellos. A la consideración de estos hechos reales en el Cono Sur, se añaden otros, fruto de traumas históricos del pasado. En otros términos, como se podrá apreciar por la historia resumida que continúa, la geopolítica se desarrolla en pos de lograr la captura y/o control de fuentes de producción, mercados y el trazo de los gasoductos que los conecten. BOLIVIA Dos acuerdos bilaterales el primero entre Bolivia-Argentina y el segundo entre Bolivia-Brasil, marcan los comienzos históricos de Bolivia, como país hidrocarburifero. Primer acuerdo: El uso del gas natural en forma masiva como combustible en la región se inició en Argentina en 1946 con la creación de la empresa Gas del Estado (GE), encargada del transporte y comercialización en el país utilizando el gas producido por Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), el otro ente estatal productor de petróleo y gas, ambos monopólicos. La primera gran obra de GE fue la construcción del gasoducto Buenos Aires-Comodoro Rivadavia, introduciendo al gas natural como parte formal del consumo argentino. Posteriormente GE conectó los yacimientos de Neuquén con Bahía Blanca y Buenos Aires. La labor exitosa de GE se desarrollaba en los años posteriores a la II Guerra Mundial, en los cuales existía una franca competencia geopolítica entre Argentina y Brasil por el liderazgo en el Cono Sur del continente. En ese ambiente, GE se convirtió en el generador y, a su vez, en el portador de la política gasífera argentina. En esa posición y función, los planificadores de GE y los geoestrategas argentinos concibieron a la Argentina como el país centro de producción y distribución de gas natural. En esos tiempos, esa pretensión parecía acertada por la existencia de yacimientos importantes de gas en sur de Argentina y por los escasos descubrimientos petroleros en el Brasil y otros países del Cono Sur.



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Los descubrimientos de gas en Bolivia en la década de los sesenta, realizados en Santa Cruz por la empresa Bolivian Gulf Co., subsidiaria de la Gulf Oil Corp., coincidieron en el tiempo con un serio desfase argentino. Gas del Estado (GE) había construido un gasoducto troncal entre Buenos Aires y los campos del norte argentino (Gasoducto GN). El Gasoducto GN estaba concluido, pero los campos de YPF no estaban desarrollados aun. No había producción suficiente para el consumo interno. Esta conjunción de circunstancias hizo posible que rápidamente se firme un contrato de provisión de gas boliviano y se logre el financiamiento del primer gasoducto internacional del continente (20 años). Esta primera provisión internacional de gas fue exitosamente concluida, no obstante que entre medio en Bolivia se realizó y negoció la segunda nacionalización de los hidrocarburos. Los geoestrategas argentinos interpretaron que el contrato de compra por 20 años y la construcción del gasoducto Santa Cruz-Yacuiba constituían una captura de las reservas de gas boliviano, consolidando a la Argentina como centro de distribución de gas en la región. Hasta esa fecha no se habían descubierto reservas de gas en otros países del Cono Sur. La exportación se inició el 1º de mayo de 1972 con un volumen de 4,5 MMm3/d. Esta operación ha tenido gran significado para la industria petrolera nacional. Por un lado, por primera vez los hidrocarburos bolivianos adquirían un lugar de relieve en la provisión de energía en el Cono Sur. Ese sentido de satisfacción y orgullo nacional fue consecuencia de la calurosa recepción al gas nacional en la Argentina. El gas importado llegó al inicio del invierno. Para esa época el volumen importado cubría el 40% del consumo argentino; su llegada evitó una crisis energética en la Argentina. Además marcó indeleblemente desde esa fecha a Bolivia como país gasífero y no petrolero, característica que infructuosamente se había tratado de lograr en el pasado. La exportación a la Argentina desde su inicio hasta su conclusión en 1999, 27 años después, ha sido un ejemplo de cumplimiento por parte de Bolivia como proveedor. Lamentablemente no se puede decir lo mismo de la Argentina como comprador y pagador. La producción y exportación de gas a la Argentina generó excedentes de gas licuado de petróleo (GLP) que fueron vendidos al Brasil. Esta nueva línea de comercio exterior abrió las puertas a las primeras tratativas para la venta de gas a ese país. Fielmente a la política exterior pendular de la diplomacia boliviana, estas iniciativas fueron ampliamente acogidas y desarrolladas. Estas tratativas recibieron la abierta oposición interna por las fuerzas políticas de izquierda. A su vez, el gobierno argentino reaccionó negativamente, e inclusive forzó una cita presidencial para evitar la posible exportación. Los resultados de la entrevista Banzer-Perón no detuvieron ni cambiaron las negociaciones con el Brasil. Las negociaciones progresaron hasta la celebración del convenio “Acuerdo de Complementación Industrial Bolivia-Brasil”. El título se debe al hecho de que, como contrapartida a la provisión de gas, se lograba el compromiso brasileño de compra de productos siderúrgicos bolivianos del Mutún, cemento, fertilizantes y plásticos, haciendo posible la construcción de un polo de desarrollo en Puerto Suárez, donde estarían instaladas las plantas de los productos mencionados. También en el Brasil la posible importación de gas boliviano fue resistida por sectores industriales que tendrían que convertir sus instalaciones de combustibles líquidos a gas. La oposición mayor estaba en Petrobrás, que seguía persiguiendo y prometiendo el autoabastecimiento de petróleo en pocos años más. La solución al problema de la ejecución del tratado frente a la oposición en los tres países consistió en pedir a Bolivia la ejecución de una serie de estudios de factibilidad para el supuesto polo de desarrollo en Puerto Suárez, así como la certificación de reservas. La conmoción política de oposición al proyecto es un clásico ejemplo de la geopolítica en plena acción. El tiempo que consumían los estudios, más el desarrollo



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satisfactorio de la exportación a la Argentina, lograron que la posible exportación de gas al Brasil vaya perdiendo actualidad para llegar caer casi en el olvido. La agitación de la izquierda nacional también fue decreciendo, apoyando la exportación de gas a la Argentina, totalitaria en esos tiempos. Esta fue una importante victoria geopolítica argentina. Bolivia cumplía las entregas con una meticulosidad ejemplar y GE cumplía con el pago de sus facturas con precios cada vez mayores porque todo lo anterior se desarrollaba al mismo tiempo de la primera gran crisis de precios en el Medio Oriente. No obstante que la provisión boliviana disminuía cada vez porcentualmente en el conjunto del consumo argentino, el gas boliviano lograba precios cada vez mayores, hasta alcanzar a $US 4,60/MMPC. Antes de llegar a la finalización del contrato en mayo de 1992, se produjeron dos acontecimientos con un fuerte significado geopolítico. Con el retorno de la democracia en Argentina, la política de acordar semestralmente nuevos precios fue interrumpida y se enfrentó más de un año de suspensión de pagos por no existir acuerdo en los precios. Esta falta de pagos, además de ser uno de los mayores factores que desencadenaron la hiperinflación boliviana, ratificó nuevamente la “captura” de la producción boliviana de gas, porque durante el impasse Bolivia continuó proveyendo gas sin ninguna interrupción. La deuda fue posteriormente conciliada mediante un discutido convenio de pago de obligaciones entre ambos países que se denominó “Borrón y Cuenta Nueva”. Segundo acuerdo: El otro acontecimiento constituyó la visita a La Paz de una frondosa delegación empresarial brasileña, acompañando una misión de Petrobrás, en el mes de noviembre de 1991, para expresar el deseo oficial y empresarial de adquirir gas boliviano, justo a los seis meses previos a la finalización del contrato boliviano argentino. En ese documento YPFB y GE podían convenir su prolongación o su conclusión. La casi espectacular visita, con una flotilla de más de 60 jets ejecutivos, fue realizada a tiempo para evitar la prolongación del contrato con la Argentina. Fruto de esa visita, se sentaron las bases para el futuro contrato de venta de gas y la presencia de Petrobrás para explorar y desarrollar campos de gas para ese futuro mercado mediante una carta de intenciones que fue la base para el contrato de compra-venta de gas. Una clara muestra de una estrategia Brasilera muy bien planificadas en tiempo y diplomacia. De estos dos acontecimientos, el primero sirvió para mostrar claramente la dependencia del mercado argentino para el gas boliviano (gas capturado). El segundo mostró que Brasil tenía un profundo interés en el gas boliviano, pero no en reavivar el convenio Bolivia-Brasil de 1972. En 1994, Bolivia inició un programa de reformas económicas hacia una política económica de mercado abierto. En esa forma, en abril de 1996 se aprobó una nueva Ley de Hidrocarburos, por la cual YPFB se replegaba como operador, sus áreas de exploración y explotación y sistema de transporte por ductos fueron licitadas para constituir dos sociedades anónimas con 50% de participación de ciudadanos bolivianos. La tributación fue reducida al 18% de regalías por producción nueva y 50% a la producción existente. La participación privada fue obtenida mediante contratos de riesgo compartido con YPFB, con una duración de 40 años. Los resultados que se fueron obteniendo confirmaron las hipótesis energéticas bolivianas en sentido de que el territorio encerraba grandes yacimientos de gas con importantes reservas aprovechables. Por otro lado, un examen de la evolución regional de reservas mostraba que una clara tendencia de crecimiento estaba dada en Bolivia frente a sus vecinos, e inclusive insinuaba una posible crisis argentina. Por su lado, mientras Bolivia centraba su atención y actividad petrolera en el gasoducto al Brasil, la iniciativa privada argentina tendió cuatro gasoductos a Chile e introdujo el consumo del gas a ese país en condiciones



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muy ventajosas. Estos gasoductos se inscribían en la línea maestra geopolítica argentina, en sentido de que ese país debía ser el centro de distribución de gas del Cono Sur. BOLIVIA, EL CENTRO DE TRANSPORTE Y ABASTECIMIENTO DE GAS DEL CONO SUR La suma de los elementos anteriores, reservas, mercados, gasoductos existentes y en planificación, más la posición geográfica central en la región, proporcionaron las bases para formular la tesis geopolítica boliviana de convertir al país en el centro de producción y transporte de gas del cono sur (Bolivia, el Gas Hub del Cono Sur). A esta hipótesis se incorporaban las reservas de Camisea, que para esa época yacían abandonadas por Shell. Este planteamiento no sólo era de beneficio nacional por los ingresos y fletes de transporte; además, proporcionaba una seguridad energética a la región al conectar las tres grandes cuencas (norte argentino, sudeste boliviano, Camisea y áreas aledañas) con los mercados importantes del Cono Sur. Para el año 2000, la región se encontró con dos gasoductos de Bolivia al Brasil y cuatro gasoductos de Argentina a Chile. Los inicios del siglo XXI brindaron un breve descanso a los geoestrategas regionales. Parecía que la figura de Bolivia abasteciendo la zona más importante del Brasil era compensada con los gasoductos argentinos hacia Chile, como una reafirmación de la Argentina como centro de distribución de gas natural. Un quinto gasoducto de Argentina a Chile fue tendido en Tierra del Fuego para suministrar materia prima a las plantas de metanol de Metanex. Haciendo uso del clima de mercado abierto y acceso abierto a los ductos bolivianos, la empresa privada (Enron) tendió el gasoducto San Miguel-San Ramón —(Bolivia-Cuiabá (Brasil)— como un ramal del gasoducto Santa Cruz-Corumbá. El gasoducto debía llevar ese combustible a Cuiabá para alimentar plantas termoeléctricas en esa localidad. Para este propósito, Enron adquirió reservas de YPF en Argentina, que como producción eran entregadas en Santa Cruz de campos de YPFRepsol en Bolivia. La penetración al Brasil fue complementada con este gasoducto que, derivando del troncal Río Grande-Sao Paulo, ingresaba hasta Cuiabá, el corazón soyero del Brasil. Bolivia había logrado una clara victoria en el juego geopolítico para acceder al gigantesco mercado energético brasileño. La magnitud de las reservas mostraba que, además de los mercados regionales, era posible incursionar en otros mercados, fundamentalmente Norteamérica. Para atención a la demanda de esa parte del mundo, se generó el proyecto de exportación de gas natural liquificado (GNL). Este proyecto ha sido técnica y geopolíticamente el más atrevido que se planteó en la región. El proyecto consistía en el desarrollo del campo Margarita (en primera instancia), el tendido de un gasoducto de grandes dimensiones (42” de diámetro) con un oleoducto paralelo de 20” de diámetro hasta un punto en la costa chilena (Patillos), lugar en el que se instalarían las facilidades de liquefacción. Ahí se construiría un puerto especializado desde el cual se embarcaría el producto hasta Baja California (México) para los mercados mexicano y norteamericano (ver mapa). En Patillos se construiría una refinería y una planta petroquímica, logrando una sinergia entre refinados de crudo boliviano y los licuables del gas boliviano. Eventualmente podrían ser ampliadas para tratar crudo pesado del Ecuador o del Perú. Los resultados de la exploración de gas en el país, que habían sido tan exitosos, y la actividad que desarrollaban empresas de gran prestigio, lograron que la visión de los países vecinos fuera de total confianza en las reservas y producción bolivianas para planificar la utilización de gas a ser provisto por



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Bolivia a precios razonables. El Brasil contemplaba cualquier ampliación de su consumo interno con gas boliviano, la Argentina consideraba a Bolivia, las reservas bolivianas y la infraestructura existente entre los dos países como respuesta para cualquier crisis. Chile, que ya había ingresado a la utilización de gas natural, esperaba, sin dudarlo, adquirir gas boliviano utilizando los gasoductos argentinos del Norte que estaban subutilizados por falta de producción y, además, esperaba lograr que parte del gas para LNG que llegara a la costa sea para el mercado interno chileno. De haberse logrado materializar el proyecto, éste consolidaba además la tesis boliviana de ser el centro de distribución de gas del Cono Sur. El proyecto además representaba una acción geopolítica inteligente e importante para Bolivia. Le permitía ingresar al mercado internacional del gas en el cual las presiones geopolíticas de sus vecinos, por precios, perdían fuerza frente a las cotizaciones internacionales de GNL. El ingreso del gas boliviano a los mercados mexicano y de EE UU, siendo este último el mercado energético más grande del mundo, hubiera constituido el mejor acicate y atractivo para la exploración por mayores reservas en el país. Finalmente, habría sido un paso significativo para lograr el retorno a las costas del Pacífico, anhelo permanente de los bolivianos.

FIGURA C1.1: PROYECTO PACIFIC LNG

LOS CAMBIOS Con ese panorama externo y posibilidades adicionales de reservas y producción, se desató en Bolivia la denominada Guerra del Gas. En las manifestaciones populares opositoras al Gobierno, se utilizaron dos lemas centrales: “No a la venta de gas a Chile” y “No exportar, industrializar el gas en el país”. A su vez, la conmoción política y su desenlace planteaban implícitamente la nacionalización del petróleo al repeler la vigente Ley de Hidrocarburos 1689 y las actividades derivadas de ella. El desenlace, con la huida y renuncia del Presidente constitucional electo, se convirtió en el inicio de un proceso político muy confuso con el



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Vicepresidente sucediendo al Presidente que había renunciado, y con el inicio del repudio a la política económica de libre mercado. La turbulencia política boliviana coincidió en el tiempo con la conexión del campo de Camisea (Perú) con Lima y un viraje geoestratégico petrolero peruano. El Perú cambió de visión: en vez de pretender llegar al Atlántico (Brasil), decidió gravitar sobre el Pacífico. Los acontecimientos políticos internos bolivianos forzaron el año 2004 un referéndum sobre la política hidrocarburífera, del cual salieron estos resultados:

a) Cambio de ley petrolera, b) Utilización del gas como recurso estratégico para el retorno al mar, c) Incremento de impuestos a los contratos existentes.

Con los resultados anteriores, y mientras la elaboración de una nueva ley tomaba su curso, la reacción del gobierno fue contradictoria y enervante en cuanto a las relaciones energéticas internacionales. Por un lado, se ingresó a programas de corto plazo de exportación a la Argentina a precios totalmente preferenciales con relación a los precios con el Brasil. Al mismo tiempo, se logró que Argentina se comprometa formalmente a no reexportar total o parcialmente a Chile volúmenes recibidos de gas boliviano. “Ni una sola molécula de gas boliviano para Chile” se convirtió en una condición ineludible para cualquier exportación de gas boliviano. En ese ambiente tenso y confuso, se inició una disminución de la inversión de las compañías privadas operando en el país. Con la expectativa general, y sobre todo de los países vecinos, el 17 de mayo del 2005 se promulgó la nueva Ley de Hidrocarburos 3058, que confirma todos sus temores. La nueva ley, difícilmente elaborada, promulgada legal pero irregularmente, era a todas luces la antesala de una nueva nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia. Regionalmente, esta figura planteaba una gran inseguridad en cuanto a suministros futuros de gas y, por supuesto, eliminaba la posibilidad de exportaciones de gas a, o por Chile, a no ser que vayan acompañadas de negociaciones concretas para un retorno de Bolivia al Pacífico. Esta posición fue reforzada por los ofrecimientos peruanos de utilizar Ilo como el punto en el cual se instale la industria de LNG con gas boliviano y peruano, llegándose a ofrecer compensación por los gastos adicionales de transporte. La confusión reinante sobre el tema y los ofrecimientos peruanos no concretados terminaron sepultando el proyecto de exportar LNG. El fracaso del proyecto afectó la posibilidad muy lejana de lograr una franja soberana31 sobre el Pacífico, utilizando el gas como elemento de persuasión. El gas boliviano volvió nuevamente a ser mediterráneo. La geopolítica peruana en el Pacífico, mediante una acción cuidadosamente elaborada y eficazmente implementada, logró éxito. EL ANILLO ENERGETICO Desde el año 2003 en los países vecinos se había estado incubando la posibilidad de reemplazar a Bolivia por otro proveedor mediante gasoductos. Por esta razón, en una coincidencia de fechas muy sugestiva, a las dos semanas de que la Ley 3058 entró en vigencia, los ministros de Energía de Argentina, Brasil, Chile, Perú, Paraguay y Uruguay visitaron en gran comitiva oficial al Presidente Toledo del Perú para solicitar el abastecimiento con gas de Camisea a los mercados de los países antes mencionados. Con la avenencia del gobierno peruano y la cooperación del Banco Mundial y el BID, se iniciaron las reuniones internacionales para conformar el proyecto que inicialmente fue bautizado como el Anillo Energético.



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En su primera etapa, se debía transportar gas del área de Camisea, por un sistema de gasoductos, al puerto chileno de Tocopilla. Como segunda etapa, se revertiría el flujo de los gasoductos Argentina-Chile para convertirlos en gasoductos Chile-Argentina con gas de Camisea. Como tercera etapa, ese gas pasaría a reforzar el abastecimiento de la Argentina por la red existente desde el norte de ese país hasta Buenos Aires. Posteriormente, como cuarta etapa y final, se construiría un nuevo gasoducto del norte argentino hacia Buenos Aires por el noreste argentino, permitiendo construir ramales para el Paraguay, el sur del Brasil y el Uruguay. El proyecto fue diligentemente discutido y negociado, con miras a llegar a un convenio internacional, similar al Energy Charter Treaty de la Unión Europea, antes de las elecciones en Chile, Bolivia y el Perú, que se realizaban próximamente en ese orden. En noviembre de 2005, el tratado elaborado en un 85-90%, debía ser objeto de una reunión final en Santiago para su posible suscripción en diciembre. En días previos a la reunión, el Perú presentó a Chile su pretensión para reformar los límites territoriales en el mar, costa afuera en la frontera actual de ambos países. Ese tema causó una fuerte controversia. Chile rechazó el planteamiento y en el Perú fue objeto de una ley. A la fecha está en la Corte de La Haya para su dilucidación. El efecto colateral ha sido que el Tratado Internacional del Anillo, a la fecha denominado “Gasoducto Sudamericano”, haya quedado en suspenso. Bolivia no participó en la redacción del tratado, aunque la Argentina sugirió la incorporación de Bolivia para reforzar la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino, prevista en la última etapa del Gasoducto Sudamericano. Energéticamente, el Anillo presentaba la novedad de incorporar al Perú en la problemática del Cono Sur, y por lo tanto, en la geopolítica del gas del Cono Sur en la zona del Pacífico medio (Perú-Chile-Bolivia). En esta área los traumas de la Guerra del Pacífico todavía están vigentes, creando un clima de susceptibilidad y desconfianza mutua entre los tres países. Es un proyecto ambicioso, porque conectaría las fuentes de producción de gas del noreste peruano con los mercados del norte chileno, el mercado argentino, el paraguayo y uruguayo, e inclusive del sur del Brasil. La atención a los mercados indicados anteriormente, no totalmente, pero en los volúmenes requeridos inicialmente, representaba 18 TCF. Las reservas peruanas, al momento de su formulación, eran 11 TCF. Esa cifra permitía el abastecimiento de la primera etapa al norte chileno, con un gasoducto Camisea-Pisco-Ilo-Tocopilla. La construcción de ese gasoducto podría ser interpretada como una jugada geopolítica maestra de la Argentina, Chile y el Perú, aprovechando la indefinición boliviana sobre el futuro de su industria petrolera por las siguientes razones:

a) El Anillo fue promovido por la Argentina con el firme soporte chileno y la rápida y entusiasta acogida peruana, conformando un Anillo alrededor de Bolivia. Este proyecto de una red de gasoductos corriendo por el Pacífico y atravesando los Andes para ingresar en la Argentina y continuar al sudeste del norte argentino, con ramales al Paraguay al sur del Brasil y el Uruguay, constituye efectivamente, tanto desde el punto de vista geométrico como geográfico, un anillo alrededor de Bolivia.

b) El esquema de gasoductos, sobre todo con la primera etapa —Camisea-Tocopilla—, significa una respuesta a la agresiva política de “ni una molécula de gas boliviano para Chile”. La respuesta implicaba que “ni una molécula de gas boliviano es necesaria”.



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c) Para Chile podría garantizar el suministro de gas al norte chileno. Adicionalmente a lo energético,

cuando todo el esquema se materializara geopolíticamente, el Anillo daba una solución elegante a Chile y el Perú. A Chile lo liberaba del cuasi chantaje boliviano de tener que pagar un precio político por el gas boliviano y la otorgación a Bolivia de una zona en el área de su actual frontera con el Perú. Esta cesión, con o sin soberanía, de todas maneras tensionaba la relación con el Perú porque ese territorio para Bolivia estaría en la llamada “Las Cautivas”, área que Perú perdió en la Guerra del Pacífico y que ha acordado con Chile que cualquier cesión u otorgación de derechos en esa zona debe también gozar de la aceptación peruana.

d) Para el Perú, el Anillo dotaba al país de una importancia geoestratégica de grandes proporciones, porque todos los mercados de gas del Cono Sur, con excepción de Bolivia, dependerían, en una porción, de la provisión de gas de campos peruanos. Una especie de Rusia latinoamericana en el Pacífico. Adicionalmente, el gasoducto que, saliendo de Camisea, llegaba a Tocopilla para combinar con los ramales argentinos para llevar gas a la Argentina, el Paraguay, el sur del Brasil y el Uruguay, debería ser un gasoducto de importantes dimensiones33. Este gasoducto estaría atravesando todo el territorio “Las Cautivas” de Norte a Sur. De lograrse que este ducto sea de propiedad peruana, se hubiera dado un primer paso en el retorno de “Las Cautivas”. De producirse esa situación, hace prever que sería muy difícil, sino imposible, el lograr el visto bueno peruano para que Chile ceda un corredor a Bolivia.

e) Finalmente, como el sistema de ductos tendría que transitar por la Argentina, inclusive se planteó que gas boliviano se incorpore al Anillo en Yacuiba para así reforzar el suministro al Paraguay, al sur del Brasil y Uruguay. De suceder lo anterior, la vieja tesis de la Argentina como centro de distribución del Cono Sur se tornaría una realidad. Bolivia quedaría como un componente secundario del sistema.

El proyecto del Anillo no pudo ponerse en ejecución por no haberse podido acordar el tratado internacional que lo sustente. Las reservas actuales son suficientes para el mercado interno peruano por 30 años, el proyecto peruano de LNG y la provisión al norte chileno. Los dos primeros están vigentes, el último ha quedado archivado. LA SITUACIÓN ACTUAL Bolivia representa el caso típico de un país que ha tenido éxito en la atracción de inversión, aumentando la producción y las reservas de gas con un esquema impositivo no progresivo, diseñado en un periodo de bajos precio internacionales de los hidrocarburos. Como consecuencia de este proceso, una vez que los precios internacionales aumentaron y que la mayor parte de las inversiones ya se había inmovilizado, el gobierno tuvo fuertes incentivos para renegociar los contratos y llevar a cabo la nacionalización de la industria. El sistema impositivo boliviano tenía características que le hacían poco progresivo y, como se explicó anteriormente, los sistemas impositivos poco progresivos generan tensiones y conflictos distributivos entre gobiernos y compañías una vez que aumentan los precios. El reciente aumento de precios y el hecho de que la inversión significativa en el sector ya se había realizado generaron incentivos para que el gobierno boliviano, en primera instancia aumentara su participación en las ganancias del gas y en segunda instancia, procediera con la nacionalización de la industria. Las regalías se incrementaron de 18 a 50%, y el gobierno obtuvo el control accionario de todos los proyectos de hidrocarburos. Al igual que los casos de Argentina,



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Ecuador y Venezuela, los inversionistas extranjeros fueron víctimas de su propio éxito al generar crecientes ingresos por exportaciones que no se ven afectadas en el corto plazo por un aumento de la apropiación de ingresos por parte del gobierno. Cerca del 50% del territorio boliviano posee un gran Potencial Hidrocarburífero, donde importantes compañías petroleras a nivel mundial como Petrobras, PDVSA, Total, Repsol, Pluspetrol, British Gas, entre otras, desarrollan actualmente actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. La presencia de empresas multinacionales petroleras refleja la confianza y el nivel de oportunidades existentes en Bolivia, con mercados asegurados tanto de exportación a Argentina y Brasil, como un mercado interno creciente. A través del Decreto Supremo N°1203 del 14 de Abril de 2012, se han aprobado 98 Áreas Reservadas a favor de YPFB con fines de que en ellas se realicen actividades de exploración y explotación a través de YPFB por sí misma operada por la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación (GNEE) como también a través de de empresas que hayan suscrito con YPFB convenios de estudios o en su medida hayan ganado un proceso de licitación de Áreas. En cuanto a la difícil relación Bolivia- Chile es importante conocer que BP logró su objetivo el 2006, este era hacer bajar el costo tributario del LNG de Indonesia. En Chile expertos y parlamentarios han explicado, recientemente, cómo proceden las empresas transnacionales, exportadoras de cobre para rebajar sus utilidades declaradas a niveles ridículos y pagar regalías e impuestos insignificantes

- En el vecino país, estas empresas transnacionales que dicen estar exportando cobre, en realidad, exportan minerales en forma de complejos, que contienen elementos de gran valor comercial (renio, titanio, molibdeno, etc.) que no son declarados a las aduanas y al fisco chilenos

- Por otra parte, con el objeto de matar dos pájaros de un tiro, las transnacionales utilizaron el potencial gasífero de Bolivia y de Perú para hacer presión sobre el gobierno de Indonesia para que rebaje el precio de su gas.

Desde hace cerca de 10 años, las reservas de gas natural de la región Indonesia-Malasia-Borneo permiten proveer a Chile. Sin embargo, la BP y otras transnacionales incrementaron sus utilidades manipulando el mercado mostrando una sobreoferta que llevó el ministro de Energía y Recursos Mineralógicos del Gobierno de Indonesia a prometer rebajar el precio de su LNG para su mayor comprador, Japón. A pocos días de esta declaración, las transnacionales Sempra Energy y BPMiGAS, filial de la BP, al igual que PanAmerican (BP) en Pacific LNG, firmaron una intención comercial para la compra-venta de un importante volumen de LNG. Resulta obvio que este ambiente favorable para los inversionistas transnacionales se traduce por una tendencia clara a la baja del costo tributario del LNG. Es también evidente que niveles reducidos de tributación estarán directamente correlacionados con niveles de pobreza de las poblaciones de Indonesia y de todas las naciones exportadoras de gas natural. Además de ser prácticamente idénticas, las estrategias de las empresas transnacionales mineras y petroleras están íntimamente ligadas. Efectivamente, en gran parte, la estrategia de las transnacionales petroleras BP, BG, Repsol, Techint, Pluspetrol, etc., buscan proveer gas natural boliviano y/o peruano a sus "hermanas" eléctricas (ENDESA, SEMPRA, CMS, SUEZ-TRACTEBEL, etc.) y mineras (BHP Billiton, Antofagasta Minerals, Rio Tinto, ExxonMobil, Anglo American, Barrick Gold, etc.), operando en la región. La lógica siempre será bajar sus costos operativos ligados a consumo de energía eléctrica.



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Como estas operaciones mineras se ubican en áreas esencialmente desérticas del norte chileno, del Sur peruano y del Sudoeste boliviano, las mayores fuentes de generación eléctrica son el gas natural (importado de Argentina mediante gasoductos internacionales) y el carbón (importado desde Indonesia, Australia, Colombia, etc.). Para lograr bajar este costo y, al mismo tiempo, compartir ganancias multibillonarias con sus socias petroleras y eléctricas, estas empresas mineras han concertado con otras transnacionales (Repsol, BG, BP, Citigroup, Deutsche Bank, KfW, El Paso Corp, Sempra Energy, CMS Energy, Tractebel, Bechtel, etc.) un plan de saqueo de las reservas de gas de Bolivia y/o de Perú. Entre los mecanismos utilizados para poder se ocultó la información que demostraba la existencia de las reservas tarijeñas en 1996, reclasificándolas como inexistentes, se bajó la tasa impositiva sobre reservas supuestamente nuevas (18 %) para el TGN boliviano y se inventó un destino supuesto muy lejano (California) para bajar el precio en boca de pozo a niveles jamás vistos en América Latina (el precio actualmente vigente desde las reservas de Bolivia y de Argentina, es superior a 1250 millones de dólares por Tcf, mientras que se propuso aplicar un precio de 700 millones de dólares so pretexto de embarcarlo para Norteamérica). También, observamos que los actores transnacionales involucrados en el contrato referido al gas de Indonesia para California, así como en el Proyecto Pacific LNG, o sea Sempra Energy (comprador del LNG de Indonesia, interesado en el gas de Bolivia), BP-Pacific LNG (vendedor del LNG de Indonesia y socio en Pacific LNG) son miembros del Instituto de las Américas, junto con Marathon Oil y Shell. Además, las relaciones entre los otros dos socios de Pacific LNG (BG y Repsol) siguen siendo excelentes con la Sempra Energy; efectivamente, BG y Repsol -que poseen el 70 % de Metrogas- ocupan la Presidencia de la Asociación de Distribuidores de Gas Natural (AGN) en Chile, mientras que Energas (50 % de Energas pertenece a Sempra Energy) ocupa la Vicepresidencia de esta misma AGN en Chile. CONCLUSIONES El viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Arnez, informó que Bolivia continuará exportando los volúmenes máximos de gas natural a los mercados de Brasil y Argentina, establecidos en los contratos. Al Brasil se exportan en la actualidad 31,5 millones de metros cúbicos día y al mercado argentino se envían alrededor de 16,5 MMmcd.

Las exportaciones de gas natural a Brasil generan en promedio alrededor de 3.500 millones de dólares al año. El convenio suscrito en 1996 entre Brasil y Bolivia establecía inicialmente un envío de gas natural de 16 MMmcd, aunque luego de la firma de dos adendas se estableció un máximo 31,5 MMmcd.

El Gobierno proyecta incrementar las reservas de gas natural en los próximos años con más inversiones en labores de exploración. El vicepresidente Álvaro García Linera informó que el 2013 se invertirá más de 400 millones de dólares para financiar proyectos de exploración en hidrocarburos.

De acuerdo con los resultados del estudio de la empresa Ryder Scott en 46 campos de gas condensado, 19 campos de petróleo y siete de condensados (petróleo liviano), precisó la existencia de 9,94 TCF de reservas probadas de gas. El Gobierno precisa destinar más recursos en trabajos de exploración para subir las reservas de gas. Las actuales reservas de gas durarán 15 años.



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CAPÍTULO 2

COYUNTURA POLÍTICA Y SITUACIONAL EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA

2.1 INTRODUCCIÓN

Lo que supuso el petróleo para el siglo XX, será el gas natural en el siglo XXI. La creciente demanda de gas natural, jugará un papel importante en la estructuración de las relaciones entre los países productores y consumidores. Alianzas estratégicas y conflictos por el gas natural compondrán el mapa de la geopolítica del futuro ya que cuando en las próximas décadas comience a decaer la producción global de petróleo, todos dependeremos cada vez más del gas natural.

- Cuidando el medioambiente

Debido a que el gas natural emana menos dióxido de sulfuro y cerca de la mitad del dióxido de carbono comparado con el carbón, por un valor energético equivalente, y un tercera parte comparado con el petróleo es una fuente atractiva para países que buscan reducir sus emisiones de gases invernadero de acuerdo con lo estipulado en el Protocolo de Kyoto.

China, India y Corea del Sur entre otros se muestran cada vez más concienciados sobre las consecuencias medioambientales de su dependencia excesiva del petróleo y del carbón, lo cual podría implicar que su interés se vuelque hacia el gas natural. El consumo de gas en China crecerá en la China mucho más que en EEUU, el mayor crecimiento previsto entre todas las potencias industriales. India y Corea del Sur también están entre los países en los que más crece el consumo de gas.

- Generación de energía

En los últimos 15 años la demanda de gas natural para reemplazar fuentes de energía más costosas ha crecido notablemente. Su valor particularmente en términos de producción eléctrica favorece este incremento. La cantidad de electricidad producida a partir del gas, se ha triplicado en los últimos 15 años. La electricidad generada por petróleo se ha reducido en 6 veces, a partir de energía nuclear se ha mantenido constante, a partir del carbón ha decrecido un 10%.

Además, la construcción de varias plantas de ciclo combinado ha hecho que los productores de electricidad dependan cada vez más del gas. El resultado es una menor elasticidad de la demanda.



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Con el gas se alcanza beneficios medios más rápidamente. No obstante el costo de producir electricidad en plantas de ciclo combinado está determinado por la fluctuación de los precios del gas natural que hacen el precio de la electricidad más alto en términos de largo plazo.

Una de las consecuencias de la liberalización del mercado de la energía, implica que los productores de energía den una prioridad más alta a la rentabilidad de corto plazo que a la eficiencia en el largo plazo. El precio del carbón es el principal competidor del gas en términos de generación de energía, cuando se hace una inversión, las empresas generadoras basan sus decisiones en los precios relativos proyectados entre el carbón y el gas. Se espera que la demanda de gas natural, impulsada por el desarrollo de Países (China, India, Brasil, etc.), aumente en más del 2% por año hasta el 2035. Este crecimiento requerirá una estrategia de gestión energética, así como nuevas maneras de transportar el gas.

La demanda creciente de gas en el mundo repercute sobre las relaciones entre los países de mayor consumo y sus principales proveedores. Un factor clave en la geopolítica del gas natural es la fuerte concentración de reservas en un número reducido de países productores. Los diez principales productores de gas poseen un 76% de las reservas mundiales conocidas, mientras que los cinco principales: Rusia, Irán, Qatar, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos) controlan cerca del 60%. Esto supone que estos países están en una posición ventajosa en cualquier negociación. Se esperan grandes cambios, el petróleo registrará una contracción de 5 puntos porcentuales en la matriz energética de 2035 respecto a 2009. Por su parte, el gas natural alcanzará una participación del 23% sobre una demanda energética total estimada en 16.961 millones de toneladas equivalentes de petróleo.

GRAFICO 2.1: PERSPECTIVAS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA PRIMARIA

Fuente: REPSOL



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2.2 LOS DUEÑOS DEL GAS

De acuerdo con el BP Statistical Review of World Energy 2012, las reservas probadas de gas natural totalizaron 25 9950,2 bmc. Esto representó un incremento de 6.3% respecto al año anterior. Este resultado fue atribuible principalmente al aumento en las reservas de Turkmenistán, y en menor medida de Irak, Estados Unidos y Rusia.

FIGURA 2.1: DISTRIBUCIÓN MUNDIAL DE LAS RESERVAS

(bmc)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012,

De acuerdo al mapa anterior, las reservas probadas de gas natural de Medio Oriente ascendieron a 99 800,2 bmc; es decir, 38.4% de las reservas globales. Las reservas de Europa y Eurasia fueron equivalentes a 37.8% del total mundial. Norteamérica concentró más de 5.2% de las reservas totales. La región de Centro y Sudamérica aportó 3.6%, África 7.0% y la región Asia Pacífico 8.0%. Estados Unidos registró un incremento en su volumen de reservas debido a la incorporación de las reservas de shale gas. La Federación Rusa contribuyó con 21.4% de las reservas de gas natural. Le siguieron Irán y Qatar, con 15.9% y 12.0%, respectivamente.

99800,2 bmc

98133 bmc

20924 bmc

18116 bmc

9429 bmc

13490 bmc



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TABLA 2.1: RESERVAS PROBADAS MUNDIALES DE GAS NATURAL (bmc)

POSICION PAIS RESERVA PROBADA

(bmc)

PARTICIPACION MUNDIAL

RELACION R / P (AÑOS)

1 RUSIA 55621,1 21,4 % 73,5 2 IRAN 41269,1 15,9 % > 100,0 3 QATAR 31236,1 12,0 % >100,0 4 TURKMENISTAN 30328,5 11,7 % >100,0 5 ESTADOS UNIDOS 10587,4 4,1 % 13,0 6 ARABIA SAUDITA 10163,7 3,9 % 82,1 7 EMIRATOS ARABES 7596,3 2,9 % >100,0 8 VENEZUELA 6893,5 2,7 % >100,0 9 NIGERIA 6374,4 2,5 % >100,0

10 ARGELIA 5618,6 2,2 % 57,7 11 AUSTRALIA 4689,8 1,8 % 83,6 12 IRAK 4474,4 1,7 % >100,0 13 CHINA 3803,4 1,5 % 29,8 14 INDONESIA 3697,5 1,4 % 39,2 15 MALASIA 3037,1 1,2 % 39,4 16 MEXICO ° 448,5 0,2 % 6,7

TOTAL MUNDIAL

259950,2

100,0 % 63,6

* Cifras al cierre de 2011 ° Las reservas de hidrocarburos de México 2012, PEMEX Exploración y Producción Fuente : BP Statistical Review of World Energy 2012,

La relación mundial de reservas probadas respecto a los niveles actuales de producción (R/P), fue de 63.6 años. Esto significó un aumento de casi dos años con relación al año pasado, principalmente por el crecimiento de las reservas. Para fines de comparación, el carbón tiene una relación R/P de 112 años y el petróleo de 54.2 años.

Rusia controla más del 35% de las reservas conocidas de gas a nivel mundial (frente a los 2,9% de EEUU), esto hace que tenga un papel dominante en el terreno energético. Aunque EEUU y Rusia producen cantidades de gas similares (26% y 23% respectivamente), la producción de EEUU supuso casi el 10% de sus reservas totales, mientras que la rusa no fue más del 1%. Rusia abastece una gran parte del gas natural consumido en Europa y cuando sus nuevos gasoductos estén funcionando, será capaz de suministrar cantidades ingentes a China, Corea, Japón, e incluso en algún momento a EEUU.

Hasta ahora, los rusos han sido muy cautos, evitando dar la impresión de que pretenden explotar su posición dominante en Europa para fines políticos. Pero lo hacen, por ejemplo, hace dos años se suspendió de forma temporal el flujo de gas hacia Georgia, una decisión percibida como una medida de castigo por desacuerdos respecto a ciertas cuestiones regionales. El bloqueo hacia Ucrania puede entenderse como otra implementación de esta táctica.



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La Unión Europea muestra preocupación por el creciente papel de Gazprom en el suministro de gas natural al continente europeo. En la actualidad, Gazprom suministra cerca del 40% del gas natural consumido en Europa, y es más que probable que esta cuota aumente al agotarse los campos de gas del Mar del Norte. Temiendo que Moscú pueda algún día explotar su papel de proveedor principal de gas para fines políticos, la UE precisa diversificar sus fuentes de energía, algo que por ahora no está logrando.

Irán también es muy importante (16% de las reservas y 8% de la producción). Teherán tiene un gran interés en desarrollar proyectos de producción y exportación conjunta con naciones amistosas de Europa y Asia. En los últimos dos años, ha firmado varios acuerdos multimillonarios con empresas francesas, italianas, noruegas, japonesas e indias, para el desarrollo conjunto de campos petrolíferos marinos en el Golfo Pérsico y para la construcción de nuevos gasoductos hacia Europa y Asia.

Uno de los contratos más importante es la firma, en octubre de 2004, de un contrato por 25 años, y por 100.000 millones de dólares con la China National Petrochemical Corporation (CNPC) para la producción y exportación conjunta de gas natural licuado (GNL), que en su mayor parte será encaminado hacia China.

Evidentemente Teherán también está buscando incrementar el número de aliados con los que pueda contar en caso de que las relaciones con EEUU empeoren.

Qatar (12% de reservas, 5% de producción) ha hecho todo lo contrario, y ha utilizado sus enormes reservas de gas para establecer lazos cada vez más estrechos con Washington, y para situarse bajo el manto del paraguas de seguridad de EEUU. Bajo los términos de un acuerdo por 25 años, y valorado en 10.000 millones de dólares, firmado en 2003, ExxonMobil construirá en Qatar la mayor instalación para el transporte marítimo de GNL. Gran parte del GNL se transportará a EEUU. Esto supondrá la creación de nuevas terminales de GNL en puertos de la costa del Golfo de EEUU, lo cual será una obra de construcción enorme.

Sin duda, en los últimos años la combinación de técnicas de perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico han incrementado las capacidades de los productores de gas natural. El avance tecnológico ha permitido explotar recursos de baja permeabilidad como las formaciones de shale gas; lo que se ha traducido en la incorporación de recursos prospectivos a las reservas probadas.



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FIGURA 2.2: DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS DE SHALE GAS


Se estima que los recursos mundiales técnicamente recuperables de shale gas ascienden a 233 856 bmc (los datos de la figura están en mpc). De estos recursos, 68 228 bmc se localizan en Norteamérica, de los cuales Estados Unidos posé 30 441 bmc y México 24 049 bmc. La segunda región más importante es Asia del Sur y del Este, con un recurso estimado de 49 052 bmc.

2.3 LOS PRODUCTORES

La producción tuvo un incremento de 3.1% respecto al año pasado. Las regiones de Asia Pacífico y Medio Oriente aportaron en conjunto 31% de la producción de gas natural total global, mientras que Europa, África y Latinoamérica participaron con 19%. La producción en la región Asia Pacífico disminuyó 0.9%, en Medio Oriente la producción de gas comercializable incrementó 11.4%.

Los principales productores siguen siendo Estados Unidos y Rusia, con una participación de 38.4%.



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TABLA 2.2: PRODUCCIÓN MUNDIAL DE GAS SECO (mmcd)

POSICION PAIS PRODUCCION GAS SECO 1 ESTADOS UNIDOS 2225,3 2 RUSIA 2074,0 3 CANADA 548,3 4 IRAN 518,7 5 QATAR 501,8 6 CHINA 350,3 7 NORUEGA 346,5 8 ARABIA SAUDITA 339,1 9 ARGELIA 266,5

10 INDONESIA 258,3 11 HOLANDA 219,3 12 MALASIA 211,1 13 EGIPTO 209,3 14 TURKMENISTAN 203,4 15 UZBEKISTAN 194,8 16 MEXICO 179,3 17 EMIRATOS ARABES 176,8 18 INDIA 157,6 19 REINO UNIDO 154,6 20 RESTO DEL MUNDO 2059,0

TOTAL MUNDIAL 11194,2 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012,

En Estados Unidos la producción aumentó 7.7%, impulsada por la mayor extracción de shale gas, que compensó la disminución de la producción offshore. Es importante mencionar que la explotación del gas no convencional es de gran interés por su alto contenido de líquidos condensados, ya que sus precios están vinculados al crudo.

La producción de gas natural en Rusia creció un 3.1% en 2011. Esto se explica en buena parte por el crecimiento registrado en las exportaciones a Europa y Ucrania. En Irán la producción creció 3.9%.

En Noruega la producción cayó 4,6%, después de una larga y constante expansión a lo largo de más de 15 años.

La India se mantuvo en el grupo de los principales países productores aunque su producción se redujo 9.3% con relación a 2011. De acuerdo con CEDIGAZ, este hecho se debió a la caída en la producción de la cuenca de Krishna Godavari.

Argelia disminuyó su producción 3.0%, debido a la reducción de sus exportaciones por ducto y de GNL. La producción de Libia disminuyó en 75.6% debido a interrupciones originadas por la guerra civil. La producción de gas comercializable de Brasil aumentó 16.2%, la producción de Colombia fue 2.7% menor al de 2011. Por su parte, la producción de Bolivia aumentó 8.1%.



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En 2011, la tabla de posiciones de los principales productores de gas natural sufrió varias modificaciones. Entre ellas destacó China, con un crecimiento de 8.1%, que le permitió pasar de la séptima a la sexta posición, superando a Noruega. Argelia desplazó a Indonesia de la novena posición.

Por otro lado, cuatro de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se ubicaron entre los 10 principales productores del mundo: Irán, Qatar, Argelia y Arabia Saudita, la producción comercial de dichos países creció 5.6% respecto al año anterior.

Las principales empresas petroleras privadas (majors) que incrementaron su producción de gas natural fueron ExxonMobil y Total, mientras que British Petroleum, Royal Dutch/Shell y Chevron redujeron su oferta. Varias de ellas han diversificado las oportunidades de negocios en el desarrollo de oferta de gas natural a partir de yacimientos no convencionales y GNL. Inclusive, han hecho mejoras para disminuir la cantidad de gas enviado a la atmosfera, y así incrementar su producción.

GRAFICO 2.2: PRODUCCIÓN COMERCIAL DE LAS EMPRESS PRIVADA (mmcd)


En cuanto a empresas productoras de gas nacionales, Royal Dutch/Shell subió una posición, desplazando a British Petroleum del cuarto lugar. Saudi Aramco se colocó en la sexta posición, donde un año antes se encontraba Sonatrach. China National Petroleum Corporation (CNPC) se colocó en la séptima posición.



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TABLA 2.3: PRINCIPALES PETROLERAS

(bpcd)

Fuente : BP Statistical Review of World Energy 2012,

2.4 REDES DE GAS

Los mayores depósitos de gas natural están situados lejos de las zonas de demanda. La forma más eficiente y económica para transportarlo a mercados lejanos es mediante gasoductos.

De ahí que grandes redes de gasoductos se hayan construido en América del Norte, en Europa, en gran parte del mundo. Estas redes son más fáciles de construir en tierra, o en zonas de agua cercada y de poca profundidad, como el Mediterráneo y el Mar Negro, ambos recubiertos en la actualidad por el trazado de gasoductos. Sin embargo, hoy en día, no es práctico construir estos conductos bajo las aguas de los grandes océanos como el Atlántico o el Pacífico, por lo que el gas que transita del Oriente Medio o África hacia EEUU o Japón debe ser transportado en barco.

A diferencia del petróleo crudo, que puede ser bombeado directamente del subsuelo a los barcos, el gas primero debe ser transformado en un elemento líquido (a -160° Celsius) y transportado en metaneros refrigerados, para luego ser retransformado en gas, elevando la temperatura del mismo, en plantas de regasificación en el país de destino

Este es un proceso muy costoso y que emplea mucha energía, lo cual convierte al transporte marítimo en una propuesta bastante menos atractiva que el transporte por gasoductos. Sin embargo, en su afán por aumentar las fuentes energéticas, cada vez más países están construyendo terminales de GNL en sus puertos y negociando con los principales proveedores de gas, como Irán, Qatar y Nigeria, para lograr contratos a largo plazo.



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GRAFICO 2.3: COMERCIO INTERNACIONAL DE GAS (mpcd)


Rusia representó 21.6% del total de exportaciones a nivel mundial en 2011, el segundo país con mayor volumen de exportaciones fue Qatar, el tercer exportador más importante fue Noruega.

Por otro lado, Japón, Estados Unidos y Alemania son los tres importadores más importantes.

Del total de gas comercializado internacionalmente, 67.7% se realizó a través de gasoductos, hubo un crecimiento del 1.3%. Por su parte, el comercio de gas natural licuado (GNL) representó 32.3% del total a nivel mundial con un incremento del 10.1%.

El importador más importante de gas natural por ductos en los últimos años fue Estados Unidos. Sin embargo, su participación en el total de importaciones a nivel mundial disminuyó. Alemania, quien ocupó el segundo lugar. En tercer lugar figuró Italia, provisto principalmente de Argelia, Rusia y Holanda.

En lo que respecta al comercio internacional de GNL, hasta el año pasado operaban 29 plantas de licuefacción en 18 países. En junio del 2011 comenzó operaciones la nueva planta de licuefacción Pampa Melchorita, en Perú, cuyo abastecimiento de gas natural provino del campo Camisea. Dicha terminal posee una capacidad nominal de licuefacción de 9.8 millones de metros cúbicos por año (mmca) y una capacidad de almacenamiento de 260 (mmca) de GNL. Otros incrementos se dieron con la instalación de nuevos trenes de licuefacción en terminales existentes en Qatar.

Al 2011 se registró la existencia de 82 terminales de regasificación en el mundo, cuatro más que las que operaban el año anterior. Con estos incrementos, la capacidad instalada de regasificación alcanzó 847 miles de millones de metros cúbicos (tmc) por año, y la capacidad de almacenamiento totalizó 38,412 mmc de GNL con 362 tanques.



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En cuanto a la flota mundial de buques para transportar GNL, ésta estuvo integrada por 360 metaneros, es decir 24 más que el año anterior. Los pedidos de estas embarcaciones comenzaron a disminuir, después de varios años de una rápida expansión. Con la flota de buques existentes, se completaron 3,951 viajes con cargamentos de GNL, 537 más que los realizados en 2011. De estos viajes, 64.5% se realizaron a Japón y Europa.

FIGURA 2.4: TERMINALES DE GNL


Por otro lado, de los países exportadores de GNL, Qatar continuó encabezando la lista con un crecimiento del 35.4% en relación al año pasado. Los principales países a los que realizó sus exportaciones fueron Reino Unido, Japón, India y Corea del Sur. Malasia se colocó como el segundo mayor exportador; en tanto que Indonesia ocupó el tercer lugar. A partir de 2011, España se incorporó como un nuevo exportador de GNL, Italia y Argentina fueron los principales destinos. Es importante mencionar que en 2011 las exportaciones de GNL de Estados Unidos se realizaron principalmente a Japón, India, Brasil, Corea del Sur, China, España, Reino Unido y Chile.

2.5 LOS CONSUMIDORES

La demanda de gas natural creció 2.2% respecto al año anterior. La evolución sostenida del mercado en la mayoría de las regiones fue impulsada por el crecimiento de la demanda mundial (sin incluir los cambios en las existencias).



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La región con el mayor consumo de gas natural fue Europa y Eurasia, con una participación de 34.1% sobre el total mundial. A esta región, le siguió Norteamérica, con 26.9% y Asia Pacífico, con 18.3%. Norteamérica y Medio Oriente también presentaron incrementos.

FIGURA 2.5: CONSUMO REGIONAL DE GAS NATURAL, 2011

(mpcd)


Rusia, el mayor consumidor de gas natural de la región Europa y Eurasia, tuvo una participación de 38.6%. Durante 2011, su consumo aumentó 2.5% con respecto a 2012. A nivel mundial, este país continuó como el segundo consumidor más importante de gas natural.

En Norteamérica, la demanda total aumentó 3.2% con respecto al año anterior. El consumo en Canadá aumentó 10.3%. En Estados Unidos, país que ocupó la primera posición a nivel mundial, incrementó 2.4%.

En 2011, el consumo de gas natural en la región de Asia Pacífico aumentó 5.9%. El mayor consumidor de la región fue China, cuya demanda aumentó 21.5%, ubicándolo como el cuarto consumidor más importante a nivel mundial, después de Estados Unidos, Rusia e Irán. Asimismo, en India disminuyó 1.2%. Corea del Sur se ubicó, por primera vez, dentro de los primeros 18 países consumidores de gas natural, debido al crecimiento que ha tenido su economía en los últimos años.



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TABLA 2.4: CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL (mmcd)

POSICION PAIS CONSUMO

1 ESTADOS UNIDOS 2357,8 2 RUSIA 1450,7 3 IRAN 523,9 4 CHINA 446,6 5 JAPÓN 360,5 6 CANADÁ 358,2 7 ARABIA SAUDITA 339,1 8 REINO UNIDO 274,0 9 ALEMANIA 247,8

10 ITALIA 243,8 11 MÉXICO 235,5 12 EMIRATOS ÁRABES 215,1 13 INDIA 208,8 14 UCRANIA 183,4 15 EGIPTO 169,5 16 UZBEKISTAN 167,9 17 TAILANDIA 159,2 18 COREA DEL SUR 159,1 19 RESTO DEL MUNDO 2911,4

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012

Por su parte, la región de Medio Oriente tuvo un incremento de 6.9% en su demanda de gas natural, derivado principalmente del consumo de las ramas industriales de petroquímica, aluminio y generación eléctrica. Los países con mayor consumo en esta región fueron Irán y Arabia Saudita. En Centro y Sudamérica, destacaron los incrementos en el consumo de gas natural de Argentina, Perú y Venezuela, con 7.5%, 15.2% y 2.3%, respectivamente. El aumento en el consumo de Brasil fue menor que un año antes debido a que el sector eléctrico demandó menos gas, ante un aumento de disponibilidad de energía hidroeléctrica. En África, se alcanzó una demanda 2.7% superior al año anterior. El país con mayor consumo de la región fue Egipto, que tuvo un crecimiento de 10.0%.

2.6 LOS PRECIOS

El aumento de la demanda global y la variabilidad en la oferta han provocado aumentos en los precios de las materias primas, sobre todo los del petróleo. El precio del crudo West Texas Intermediate (WTI) aumentó 20% en 2011, alcanzando un promedio de 95.04 dólares por barril. Por su parte, el precio del carbón con referencia en Australia registró un aumento anual de 22.2%, ubicándose en 120.94 dólares por tonelada métrica en 2011. No obstante, los precios del gas natural mostraron un comportamiento distinto. En Estados Unidos, los precios del gas natural



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permanecieron bajos, debido a la oferta adicional derivada de la extracción incremental de shale gas mientras que en Europa, éstos aumentaron 32.4%.

Por otra parte, existe una variedad de precios spot de gas natural debido a la regionalización de los mercados. En el caso de los precios spot del mercado en el Reino Unido, éstos alcanzaron 9.03 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU) en 2011, es decir 2.47 US$/MMBTU más que en 2012. Esto se atribuyó, entre otros factores, a la rigidez de los mercados de GNL y la dependencia de las importaciones. Esto contrastó con el precio Henry Hub de Estados Unidos, el cual registró un promedio de 4.01 US$/MMBTU durante ese año, derivado de la abundancia en los niveles de inventarios y de producción. El precio del gas en Canadá, fue 3.47 US$/MMBTU. Los indicadores del gas vinculados al petróleo presentaron cotizaciones de 10.61 US$/MMBTU para el promedio de la Unión Europea y 14.73 US$/MMBTU para el GNL de Japón durante 2011.

FIGURA 2.6 PRECIOS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL (US$/MMBTU)

En la Gráfica 2.6 se presentan las cotizaciones de los precios de importación del gas natural de Europa, Japón y Estados Unidos, donde los precios reflejan la regionalización de los mercados. El precio de Europa corresponde al precio promedio de adquisición en gasoductos transfronterizos y el GNL que arribó a todos los países. Cabe señalar que el precio del gas natural en Europa a menudo está referenciado por los precios de los combustibles sustitutos (derivados del petróleo). El precio de Japón corresponde al valor promedio asignado a las importaciones de GNL, el cual se mantiene indexado al valor del llamado JCC (de las siglas en ingles de Japan Crude Cocktail), y que corresponde al precio promedio mensual de los cargamentos de petróleo crudo importados por Japón. En el caso de Estados Unidos, corresponde al promedio del precio de las importaciones por gasoductos con Canadá y México, y el precio de las importaciones de GNL; en ambos casos indexados al precio spot del Henry Hub y a pequeños diferenciales de transporte



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2.7 LAS ALIANZAS

Ya sea transportado en gasoductos o en barcos, es seguro que el comercio creciente del gas natural lleve a la gestación de nuevas formas de cooperación internacional, casos como India y Pakistán o Bolivia Chile (rivales históricos), quizás reconsideren sus posiciones preocupados por sostener sus respectivos crecimientos económicos. La India también está mirando hacia el Este para encontrar fuentes adicionales de gas natural. En enero sus altos funcionarios se reunieron con sus homólogos de Birmania y de Bangladesh para tratar sobre la construcción de un gasoducto de Birmania a India, pasando por Bangladesh. Tal acuerdo frustraría los esfuerzos de EEUU por aislar a Birmania por su nefasto historial en cuanto a los derechos humanos. Una mayor cooperación en el transporte del gas natural también se está desarrollando entre Rusia, China, Japón y las dos Coreas. En el eje de estos esfuerzos están las enormes reservas de gas natural existentes frente a las costas de la isla Sakhalin, al este de Rusia. Para transportar este gas a los mercados internacionales, empresas energéticas gigantes, como ExxonMobil y Royal Dutch/Shell, construirán una gran instalación de GNL en la punta sur de Sakhalin, y al menos un gasoducto importante. Se prevé que un gasoducto se extienda de Sakhalin al norte de China, mientras que otro podría ir a Japón. Algunos visionarios también proponen que se desvíe un ramal hacia Corea del Sur, pasando por Corea del Norte (un proyecto, que si se realizara, podría significar un paso de gigante hacia la normalización de las relaciones entre ambas Coreas).

El GNL, entre tanto, viajaría por barco a terminales en Japón, y posiblemente en EEUU, si se construyen en la costa pacífica de EEUU y/o en Baja California, nuevas plantas de regasificación de GNL. Si EEUU pretende incrementar de forma significativa sus importaciones de gas natural, necesitará varias terminales de GNL adicionales en los puertos estadounidenses (en la actualidad tan solo operan cuatro). El Gobierno puede imponerse a decisiones de los gobiernos locales en cuanto al emplazamiento de futuras terminales de GNL.

2.8 LOS CONFLICTOS

Aunque la demanda por gas natural ha llevado a la cooperación entre naciones otrora enemigas, las reivindicaciones sobre la propiedad de campos de gas y petrolíferos han generado fricciones, e incluso a menudo conflictos armados. Ejemplos son los conflictos del mar del Sureste chino y el Estrecho de Corea, el conflicto del mar Caspio, etc. En todas estas zonas se supone que existen importantes reservas de hidrocarburos, de un tipo u otro (petróleo y gas, sólo gas) o como en el Estrecho de Corea, hidratos (una sustancia cristalina compuesta de metano y hielo que puede convertirse en gas natural) y todas han sido escenarios de confrontaciones violentas o amenazadoras entre las fuerzas de aquellos que rivalizan por su control. No obstante, en cada uno de los casos, EEUU ha estado aliado con una o más de las partes en la contienda.

Uno de los conflictos más intensos y prolongados de este tipo tuvo lugar en el mar del sur de China. Todos los países con costas que dan a este mar (Brunei, China, Indonesia, Malasia, Filipinas



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y Vietnam) han tomado control sobre un territorio creando zonas económicas exclusivas en la zona. China, el poder dominante en la región, asume que posee todas estas islas, y ha expresado su soberanía sobre ellas de una forma especialmente agresiva –incluso haciendo uso de la fuerza militar para reenviar barcos de origen vietnamita y filipino–. Se han realizado varios intentos por parte de la Asociación de Naciones del Sudeste Asiático para resolver esta disputa de forma pacífica, pero China no ha renunciado a su reivindicación sobre estas islas y sigue ampliando sus instalaciones militares en las islas más grandes. Japón está involucrado en dos disputas sobre fronteras marítimas en la región, una con China y otra con Corea del Norte, por el control de un conjunto de pequeñas islas en el Estrecho de Corea, situadas más o menos a medio camino entre ambos países. También el conflicto tiene que ver con la frontera entre dos zonas económicas exclusivas solapadas, y la propiedad de fuentes energéticas que se piensa que existen en la zona en disputa.

2.9 PROSPECTIVA

Destaca en hecho que en Norteamérica, especialmente en Estados Unidos, ha habido un cambio estructural en el mercado de gas natural derivado de la explotación del gas no convencional, el cual incluye shale gas, tight gas y coalbed methane gas. Esto está incrementando la oferta y en consecuencia, los precios del energético han disminuido. Se estima que en el largo plazo, el gas natural proveniente de fuentes no convencionales ocupará una posición clave en la canasta energética mundial. A su vez, la explotación de shale gas ha afectado el mercado del gas natural licuado (GNL). En la década pasada, se desarrolló una capacidad de regasificación importante, anticipando la eventual importación de gas por parte de Estados Unidos. Sin embargo, el aumento en la producción de dicho país dejó subutilizadas dichas instalaciones, liberando una gran cantidad de GNL para otros mercados, como Asia y Europa.

Se estima que la mayor parte del crecimiento provendrá de los países con economías emergentes en donde el desarrollo económico estará vinculado con un incremento en la demanda de energía. La región de Asia, liderada por China e India, presentará el mayor incremento en el consumo de energía, con un aumento de 91% entre 2012 y 2035. A esta región le seguirá la región de Centro y Sudamérica, cuya demanda se estima aumentará 69% en el mismo periodo.

En cuanto a la demanda mundial de gas natural por sector, la mayor parte corresponderá a la generación de electricidad En el sector transporte, se proyecta que la demanda de gas crezca a una tasa promedio anual de 5.3%. Cabe destacar que, aun cuando el uso de este combustible conlleva ahorros por eficiencia y menores emisiones, el desarrollo de este mercado ha sido limitado por la falta de infraestructura. Tan sólo 5 países (Paquistán, Argentina, Irán, Brasil e India) concentran 70% de la flota mundial de este tipo de vehículos.

En lo que respecta a la producción necesaria para satisfacer los requerimientos futuros, se estima que la mayor parte de la producción provendrá de recursos convencionales. Sin embargo, la



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participación de los recursos no convencionales se incrementará de 13% en 2011 a 22% en 2035. La mayor parte de la producción de los recursos no convencionales provendrá de shale gas y de metano en lechos de carbón (coalbed methane). La producción de ambos alcanzará una participación de 9% del total en 2035. Asimismo, China se convertirá en uno de los principales productores de gas, a pesar de que seguirá dependiendo fuertemente de las importaciones. La mayor parte de este comportamiento estará asociado al desarrollo de reservas de gas en arenas compactas (tight gas) y shale gas (China realizó la primera licitación para el desarrollo de shale gas). En 2012, este país lanzó su primer plan quinquenal para el desarrollo de shale gas, estableciendo metas ambiciosas de producción tratando de emular el éxito que ha logrado Estados Unidos. La India al igual que China, tiene un fuerte interés en el desarrollo de los campos de gas no convencional. Para 2012 se tiene programada la quinta licitación relativa a campos de metano en lechos de carbón y otra para campos de shale gas.

En Medio Oriente se espera que la producción se incremente 2.5% promedio anual. El detonador inicial de este aumento está ligado con la nueva planta de licuefacción en Qatar y la entrada en operación del proyecto Pearl de Gas a Líquidos (GTL). Posteriormente, se espera un incremento más moderado debido a la moratoria de nuevos proyectos en el yacimiento más grande del mundo (North Field). En lo que respecta a Irán, otro de los principales productores en la región, los pronósticos de crecimiento en la producción para el corto plazo son limitados, debido a las sanciones internacionales que restringen la inversión extranjera y transferencia tecnológica.

En el Norte de África, los productores han sido afectados por los conflictos políticos en la región. En Libia las estimaciones están a la baja. En Argelia se espera que la producción incremente a ritmo moderado. En América del Sur, la producción de gas natural de campos convencionales seguirá predominando. Brasil será el país de la región que presente los mayores incrementos, aumentando en casi nueve veces su producción. Con ello, desplazará a Argentina como el principal productor de la región y se convertirá en un exportador neto. En Norteamérica, se estima que la proporción de gas natural proveniente de campos no convencionales ascenderá a 64% en 2035.

Se prevé un incremento en el volumen comercializado de gas natural, tanto por gasoductos como por medio de gas natural licuado (GNL). El mayor incremento en el comercio de gas por ductos será en Eurasia, con la expansión de la capacidad de Rusia y de los países del Caspio. El principal destino de dicho gas serán los mercados Europeos y China a través del Nord Stream. Asimismo, con la entrada en operación de este gasoducto, se espera un aumento en las exportaciones de Turkmenistán hacia China. En lo que respecta al comercio de GNL, se espera un aumento de más de 60% en la capacidad de licuefacción hacia 2035. En Australia, derivado de los acontecimientos en Fukushima, se ha impulsado el desarrollo de proyectos de licuefacción. De hecho, este país se convertirá en el segundo exportador de GNL después de Qatar.

Aun cuando el consumo en la región de Medio Oriente se incrementará, su producción continuará siendo superior a la demanda, por lo que seguirá siendo un suministrador importante a nivel mundial. De igual forma, las exportaciones de África crecerán de forma importante. Estas exportaciones se llevarán a cabo tanto a través de gasoductos (principalmente en el Norte de



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África) como por medio de GNL. Por otro lado, se estima que 35% del incremento total en el comercio mundial estará asociado a los requerimientos de importación de China, convirtiéndose en el segundo mercado de importación más importante del mundo, sólo después de Europa. En Europa, los requerimientos de importaciones se incrementarán en comparación con las proyecciones del año pasado, asociado al mayor consumo esperado de gas.

A continuación se presenta a manera de complemento el análisis de diferentes regiones y estudios de caso.

CASO DE ESTUDIO Nº2

ANÁLISIS DEL CONTINENTE ASIÁTICO

Durante los últimos años el gas natural ha sido el componente de mayor crecimiento en el consumo de energía mundial. Este análisis se enfoca en los esfuerzos de Irán, Qatar los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y Arabia Saudita para desarrollar sus recursos de gas natural y capturar una gran porción del mercado asiático particularmente: Turquía, India, China, Japón y Corea del Sur. También se estudiará las fuerzas en contra accionadas por rivales como la Federación Rusa y los estados de la Cuenca del Mar Caspio. Finalmente, se discutirá proyectos tan importantes como el Dolphin Project, el gasoducto Trans-Caspian y el gasoducto Blue Stream.

CONSIDERACIONES GENERALES

EL gas natural es actualmente el componente de más rápido crecimiento dentro del consumo mundial de energía. La mayoría del crecimiento de las reservas de gas se ha realizado en dos áreas la ex Unión Soviética y los Estados del Medio Este del Golfo. Después de Rusia, la República Islámica de Irán, Qatar, los Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita tienen la segunda, la tercera, la cuarta y la quinta reserva más grande del mundo. Las reservas de la región incluyen la estructura gigante que involucra el campo norte de Qatar y la parte sur de Irán.

TABLA: C2.1

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (LAS REGIONES MÁS IMPORTANTES)

Producción (bmc) Reservas probadas (tmc)

2000 2012 % Mundial 2000 2012 % Mundial

Irán 22.2 52.2 2.3 14.16 23.00 15.7

Qatar 6.2 24.0 1.0 4.62 8.49 5.8

Emiratos Árabes Unidos

20.4 38.0 1.6 5.69 6.00 4.1

Arabia Saudita 29.8 46.2 2.0 5.30 5.79 4.0

Fuente: Gawdat, B., (2012)

Podemos extraer tres conclusiones de estos datos:



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Primero: A pesar de que estas reservas son cuantiosas, el control sobre mercado del gas natural de estos cuatro estados del Golfo no es tan fuerte como el control que tienen sobre el petróleo. Juntos controlan más del 40% de las reservas probadas de petróleo y casi el 30% de las reservas probadas de gas.

Segundo: A pesar de las importantes reservas la porción de la región en la producción es pequeña (6,9%). En otras palabras, los recursos de gas natural de los estados del Golfo están muy infra-desarrollados e infra-utilizados.

Tercero: durante la pasada década, ha habido un creciente interés en el desarrollo de este recurso en los cuatro estados, la producción de Qatar prácticamente se triplicó, Irán duplicó su producción y tanto Arabia Saudita como los Emiratos Árabes Unidos crecieron grandemente.

Cinco razones pueden explicar este creciente interés en el desarrollo de las reservas de gas de la región:

1. Cubrir la creciente demanda nacional de sus regiones.

2. La reinyección en los campos de petróleo como parte del refuerzo del sistema de recuperación del petróleo.

3. Usar el recurso como materia prima para la industria petroquímica, generación de electricidad, plantas de desalinización y otras aplicaciones industriales.

4. Reemplazar el petróleo para el consumo interno así liberar crudo para la exportación.

5. Exportar gas natural a los mercados consumidores, particularmente Turquía, India, China, Japón y Corea del Sur.

A diferencia del petróleo, el proceso de transporte del gas desde los campos a los mercados es muy costoso y difícil. Está claro que el transporte a través de gasoductos es la mejor opción para llegar a los países vecinos y que el comercio de GNL1 es necesario para llegar a países más distantes. Cerca de un cuarto del comercio internacional de gas es realizado en la forma de GNL. Lamentablemente ambos métodos se caracterizan por ser intensivos en capital, con tiempos considerables de implementación y compromisos de largo plazo entre compradores y proveedores que como norma trabajan con contratos de 20 años o más. A pesar de que los costos de los gasoductos cada vez son más bajos, y el transporte de GNL también se hace más económico, en comparación con el petróleo, el gas natural se mueve menos en el mercado internacional y es más sensible a los cambios regionales.

No hay duda de que el principal mercado para los proveedores del Golfo es Asia por lo tanto la competencia se intensificará en los próximos 10 años, además los intereses geo-estratégicos y geo-económicos continuarán reformando constantemente el mercado del gas en este continente.

PRODUCTORES DEL GOLFO

IRÁN:

Controlando la segunda reserva más grande de gas natural de mundo (únicamente detrás de Rusia), Irán tienen el potencial y los recursos para convertirse en el exportador más importante de gas. Este potencial sin embargo, aún no ha sido explotado. Actualmente, la producción de gas de Irán no guarda relación con sus



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inmensas reservas. En efecto regiones como los países Bajos y el Reino Unido con reservas muy inferiores, si se comparan con las de Irán, producen mucho más gas natural que este estado del Golfo. El gobierno de Irán está trabajando muy duro para cerrar la brecha entre las reservas probadas y el nivel de la producción anual. Los recursos se están dirigiendo principalmente al desarrollo de los inmensos campos de gas.

Como la industria del petróleo, la industria del gas ha sufrido la agitación política que existe desde la revolución de 1979. La guerra de 8 años entre Irán e Irak puso muchas restricciones para el acceso a los recursos necesarios para desarrollar la actividad hidrocarburífera. Después de la guerra el consumo interno de petróleo se disparó reduciendo las exportaciones de petróleo y constituyéndose en una amenaza privando al estado de una gran parte de sus ingresos. El gobierno de Irán bajo el control de presidente Hashemi Rafsanjani trató de remediar esto promoviendo un programa de gasificación en 1992. Bajo este programa gubernamental se creó una estructura de distribución de gas para llegar a cientos de ciudades y barrios. Desde el 2000 el gas natural implica más del 40% del consumo total de energía en Irán. Un volumen creciente de este gas es usado para la reinyección en los campos de petróleo. Además del gas natural reemplazando el consumo del petróleo a nivel nacional, el gobierno iraní está particularmente interesado en posicionarse como uno de los exportadores más importantes y controlar una porción importante del mercado regional e internacional. Uno de los anuncios más importantes de la década fue el anuncio realizado por la National Iranian Oil Company indicando el descubrimiento del campo (onshore) más grande de gas dulce, Tabnak en Abril del 2000.

Estos esfuerzos para desarrollar los recursos gasíferos han recibido recientemente la cooperación de las grandes petroleras internacionales. Sin embargo el atraer inversores extranjeros representa un dilema potencial ante la política adoptada desde 1979. De acuerdo a la constitución iraní la propiedad extranjera de los recursos naturales es ilegal. En consecuencia, la cooperación actual entre el gobierno de Irán y los inversores extranjeros está basado en la formula “buy-back”. Este acuerdo es un contrato de servicio, bajo el cual una o más partes son contratadas por el Ministerio de petróleo para realizar el trabajo de exploración y explotación necesario en un campo que una vez agotado retorna enteramente al control de del ministerio. Así la compañía extranjera no es ni un socio ni un concesionario, sino un subcontratista que brinda un servicio a la empresa nacional. El modelo buy-back demanda que el socio extranjero financie todo el capital necesario para la exploración y a cambio, se le paga un ratio determinado en relación con el capital invertido.

Con este marco de trabajo Irán ha cerrado varios acuerdos con empresas extranjeras. El enfoque sin embargo, ha estado en los campos offshore (particularmente en el área Sur de Irán) en la cual estas firmas internacionales han ganado una gran experiencia en los últimos 10 años. Uno de los primeros acuerdos fue el firmado con un consorcio que comprende a Total de Francia, Petronas de Malasia y Gazprom de Rusia en 1997. El negocio más importante (por un valor de 3.8 billones de dólares) entre Irán y empresas extranjeras desde la revolución de 1979. En Junio del 2000 un contrato fue firmado con un consorcio internacional integrado por nueve multinacionales petroleras2este acuerdo busca realizar un plan de utilización de gas por 25 años centrado en las áreas del Sur de Irán como proveedores. Estos campos del Sur también son el foco de otro proceso, la instalación de infraestructuras para el gas to liquids GTL propuesta por Shell3.

Todos los esfuerzos de Irán por atraer a las compañías internacionales para desarrollar sus recursos hidrocarburíferos deben ser vistos como una parte del cambio de actitud hacia la inversión extranjera en toda la Región del Golfo, particularmente en otro gigante del petróleo y del gas, Arabia Saudita.



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ARABIA SAUDITA:

Por varias décadas las autoridades saudíes han enfocado su atención al desarrollo de las inmensas reservas de petrolero del reino, brindando muy poca atención al gas. Desde 1980 sin embargo, ha habido un creciente interés en la exploración y del desarrollo del potencial gasífero. El Master Gas System de Arabia Saudita que empezó a operar en 1982, ha buscado desde entonces incrementar la inversión interna y externa para lograr cubrir la creciente demanda nacional. En 1996 un contrato fue firmado con la Parsons Corporation con base en el Estados Unidos para la construcción de una planta de procesamiento de gas de 1.9 billones de dólares en Hawiyah. Este proyecto completado en 2001 es el emprendimiento más importante del reino Saudita en los últimos años. Aún más como está claro que la demanda nacional crecerá (este crecimiento llegó al 8% en el 2012), incrementar la producción de gas es una prioridad para el gobierno Saudita. La compañía nacional de petróleo ARAMCO ha realizado varios descubrimiento de nuevos campos de gas, particularmente en las provincias del este. Esto incluye Al-Manjoura, Haradh, Tinat, Al-Waar, Shamad y Al-Widaihi.

Este interés oficial creciente en elevar la producción de gas natural del reino es la razón detrás de la práctica de la política denominada “Natural Gas Initiative”. En septiembre de 1998 el príncipe de la corona, Abdullah, se reunión con varios de los altos ejecutivos de las empresas petroleras norte americanas y les pidió entregarle directamente a él las recomendaciones y sugerencias acerca del rol que sus compañías podrían jugar en la exploración y el desarrollo de los campos de gas y de petróleo. Desde ese entonces al gobierno Saudita y los representantes de las compañías internacionales han estado negociando las condiciones para las nuevas formas de cooperación4. Estas compañías son: La inglesa BP Amoco, la francesa TotalFinaElf, la holandesa Grupo Shell la italiana Eni y las que tiene su base en Estados Unidos, Exxon Mobil, Maratón Oil Company, Philips Petroleum, Conoco, Chevron Corporation y Texaco. Se espera que estas firmas extranjeras entreguen billones de dólares de inversión. En línea con estas nueva políticas un nuevo Suprem Council for Petroleum and Mineral Affairs, fue establecido en Enero del 2000 para tomar las decisiones finales en las reformas energéticas futuras. Aún más un comité liderado por el Foreing Minister Prince Saudita Al Faisal y el ministro de Suprem Council for Petroleum and Mineral Affairs Ali I. Al-Naimifue formado para negociar con las compañías internacionales de gas y petróleo.

Varias características son muy particulares en las iniciativas Saudíes:

Primero: existe una creciente necesidad de entregar volúmenes suficientes de gas a precios de mercado para fortalecer el desarrollo de industrias competitivas (agricultura, minería, etc.).

Segundo: el proyecto propuesto será enteramente financiado por las compañías, sin que el reino soporte ninguna responsabilidad financiera.

Tercero: cada área de inversión sustentará tanto las obligaciones del upstream como del downstream.

Cuarto: las pujas de las compañías internacionales serán evaluadas de acuerdo a su posición financiera, habilidad técnica y la magnitud en la cual ellos brinden oportunidades de trabajo y entrenamiento a los saudíes.

Quinto: esta iniciativa es parte de un esfuerzo más amplio del gobierno Saudita para diversificar y reformar el sistema económico.

Con base en todas estas políticas principalmente para el desarrollo del upstream, la mayoría de todos los proyectos se han enfocado en emprendimientos de infraestructura, como las plantas de procesamiento pero



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también se atienden proyectos para gasoductos y varias combinaciones para generación de energía, desalinización de agua, y petroquímicos. También es importante resaltar que Arabia Saudita está muy interesada en aplicar nuevas tecnologías, específicamente GTL, para convertir gas en subproductos como el diesel, kerosén y nafta. Comercializar los productos del GTL evitará inversiones costosas asociadas haciendo uso de infraestructura existente para productos del petróleo hablamos de tanques, terminales e instalaciones de almacenamiento. Actualmente interés de Arabia Saudita no está muy enfocado en el GNL, en contraposición sus vecinos del reino, específicamente Qatar y los emiratos Árabes que han estado persiguiendo esta opción agresivamente por varios años.

QATAR Y LOS EMIRATOS ÁRABES

Qatar es un país pequeño con una población de alrededor de 750.000 personas que poseen la tercera reserva de gas natural más grande del mundo (después de Rusia e Irán) o el yacimiento de gas no asociado más grande del mundo5 el North Field. Este país está estableciéndose como el mayor exportador de GNL del mundo. El gobierno qatarí cree que su futuro económico reside en el desarrollo de esta asombrosa reserva. Durante los 90s el emirato estuvo en la vanguardia de la región del Golfo tratando de atraer inversión extranjera y fondos. Tuvo éxito logrando más de 10 billones de dólares y ha estado en alianzas con varias multinacionales. Estas alianzas dieron lugar a dos acuerdos muy importantes para desarrollar los recursos gasíferos del país desde el 2000 Qatargas y Rasgas. El primero un consorcio downstream, comprende la compañía estatal Qatar General Petroleum Corporation (QGPC), Total, MobilMitsui y Marubeni. La segunda un joint venture entre QGPC en Mobil. A mediados del 2000 Exxon Mobil firmó un contrato de producción compartida con QGPC para el desarrollo y la producción del North Field. Se espera que el proyecto eventualmente produzca 0.05 billones de metros cúbicos (bmc) por día. Así el entorno general en el país ha sido muy receptivo a la inversión extranjera durante los últimos años y es probable que permanezca así en el futuro.

Se pueden identificar dos características generales de la industria del gas en Qatar:

Primero: el desarrollo y la inversión extranjera más reciente está concentrada en el North Field, que contiene 6.70 tmc de reservas recuperables.

Segundo: La exportación del gas en Qatar esta principalmente enfocada en el comercio de GNL. A pesar de la inmensa inversión nacional e internacional necesaria para construir la infraestructura necesaria y los contenedores para enviar el gas este método está ayudando a Qatar a llegar a mercados tan lejanos como la India, Japón, Corea del Sur y Taiwán. Los Emiratos Árabes Unidos están siguiendo la misma ruta de desarrollo para entregar su propio gas.

Cómo en los demás países del Golfo la demanda de gas se ha incrementado en los Emiratos Árabes. Dados los sustanciales recursos gasíferos no debería ser un problema para estas zonas cubrir el rápido crecimiento de la demanda. Sin embargo, la distribución asimétrica del gas entre los emiratos, que son miembros del sistema federal de los Emiratos Árabes Unidos, sugiere un entorno diferente en comparación con otros productores del Golfo. Las reservas más importantes de 5.49 tmc están localizadas en Abu Dhabi, mientras Sharjah, Dubai y Ras Al-Khaimah contiene pequeñas reservas de 0,30 – 0,11 y 0,03 tmc respectivamente.

Aún más la demanda proyectada para los dos emiratos más grandes – Abu Dhabi y Dubai – están conducidos por factores muy diferentes.



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En el primero: el gas es sumamente necesario para la reinyección que mantiene la presión en los campos de petróleo.

En el segundo: el crecimiento en la demanda se debe a principalmente a la expansión de su sector industrial y un cambio hacia el uso del gas para la generación de energía. Actualmente la provisión entera de Dubai viene de Sharjah un amigo miembro de los Emiratos y está recibiendo alrededor de 14 millones de metros cúbicos por día de Abu Dhabi. El rápido crecimiento de la demanda en Dhabi y a través de la federación ha empujado al gobierno a asumir programas masivos multimillonarios para invertir en el sector del gas y así satisfacer el consumo interno e incrementar las exportaciones. El proyecto más publicitado dentro de estos programas es el Dolphin Project.

A principios de los 90s, el UAE Offsets Group (UOG) fue creado y desarrollado dentro de una estrategia de defensa para administrar las adquisiciones de la inversión internacional en los emiratos, desde entonces el UOG ha evolucionado hacia una organización que apunta a integrar a los Emiratos en la economía global. En el 99 la UOG y la QGPC firmaron el Establecimiento de los Principio del Dolphing Project. Un año después la UOG firmó un acuerdo con Enron y Total Fina para construir las infraestructuras y los gasoductos necesarios. El proyecto apunta a desarrollar vínculos entre las infraestructuras de gas de Qatar, los Emiratos Árabes Unidos y Omán, con la posibilidad de extenderse hasta Pakistán. Esto incluiría el desarrollo futuro del North Field; la construcción de un gasoducto, la transmisión, distribución y almacenaje de gas en los mercados locales para proveer las redes regionales; y la inversión en instalaciones para el aprovechamiento del gas para la petroquímica y para la generación de energía. La fase inicial incluye la construcción de una gasoducto para trasportar y distribuir 0.08 bmc. por día. Esta fase requiere una inversión de 4 billones de dólares. Luego se necesita de 4 a 6 billones de dólares en el downstream en un periodo de 6 a 7 años. En resumen el proyecto es uno de más grandes emprendimientos energéticos en el mundo.

Estos desarrollos en los cuatro estados del golfo comparten cuatro características fundamentales.

Primero: El interés en la exploración y el desarrollo de la industria del gas es un fenómeno reciente en la Región del Golfo. Solo en los últimos 10 años esta industria atrajo la bien merecida atención y los recursos necesarios de los 4 estados.

Segundo: Actualmente los recursos gasíferos todavía esta infrautilizados e infra-desarrollados. No obstante el consumo y la producción están creciendo exponencialmente.

Tercero: Representantes de los 4 países están de acuerdo en que existe una gran necesidad de trabajar con multinacionales extranjeras para desarrollar sus recursos. El grado de apertura la inversión extranjera varía entre los cuatro estados, pero todos ellos, cada vez muestran más señales de reformas en sus políticas para el sector energético.

Es probable que estas características hagan que los cuatro estados del Golfo sean mucho más competitivos en los mercados internacionales. Sin embargo en la actualidad, sus rivales, particularmente Rusia y los estados de la Cuenca del Mar Caspio están implementando cambios similares para el desarrollo de sus recursos.



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LA COMPETENCIA

La competencia para los productores del Golfo está constituida principalmente por dos productores y exportadores: Rusia y una nueva y creciente región la Cuenca del Mar Caspio. Rusia posee la reserva de gas natural más grande del mundo y es el productor y exportador más importante del planeta. El caos político que causó la caída de la Unión Soviética principio de los 90s resulto en un crecimiento económico negativo y una reducción de la producción de gas Ruso. Sin embargo desde finales de los 90s ha habido un importante incremento en el resultado energético del país.

La industria del gas natural de Rusia está controlado por Gazprom, que controla más del 95% de la producción Gazprom genera a través del pago de impuestos alrededor del 25% de los ingresos del gobierno federal. La determinación de mantener bajos los precios internos del gas ha impulsado a Gazprom a buscar mercados de exportación para incrementar sus ingresos.

Además de su importante porción del mercado Europeo Gazprom está persiguiendo agresivamente a los mercados asiáticos. Los importadores de largo plazo más importantes son China, Corea del Sur, Taiwán y Japón. A finales de 1997 un acuerdo fue firmado entre los gobiernos del a China y Rusia por alrededor de 20 bmc por año. Además Rusia está involucrada en negociaciones para la construcción de una infraestructura de transporte para la provisión de gas licuado a Japón, Corea y Taiwán. De igual manera Rusia con respecto a la región Asia-Pacífico Moscú ha adoptado un rol asertivo en la región del Mar Caspio desde el 2000. Después de su elección ese año Vladimir Putin buscó reafirmar su control sobre estas regiones que antes estaban bajo el control de la Unión Soviética. Finalmente Rusia está buscando activamente expandir su participación en el mercado Turco.

Actualmente Turquía importa alrededor de 9bmc por año de gas ruso a través de Ucrania, Moldavia y Bulgaria. Este volumen se incrementará una vez que finalice el proyecto Blue Stream. Este proyecto apunta a construir un gasoducto submarino a través del Mar Negro para entregar 16bmc por año de gas ruso a Turquía cuando opere a toda su capacidad. El propietario y administrador del proyecto es la Blue Stream Pipeline Company que es propiedad de Gazprom en un 50% y Eni que posee el otro 50% a través de su unidad responsable de negocios gasíferos Snam.

A pesar de estos proyectos tan ambiciosos Rusia compite fuertemente por el mercado Turco con otro proveedor muy importante, la región de la Cuenca del Mar Caspio, a continuación se ilustra los productores actuales y potenciales en la región del Mar Caspio.

TABLA: C2.2

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y RESERVAS DE AZERBAIYÁN, KAZAKSTÁN Y TURKMENISTÁN

Reservas tmc Producción (bmc)

Probadas Posibles totales 2000 2012

Azerbaiyán 0.31 0.99 1.29 6.16 30.80

Kazajstán 1.5-2.3 2.46 3.9-4.8 10.46 30.80

Turkmenistán 2.7-4.3 4.45 7.2-8.8 45.92 109




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Estos datos sugieren que estos tres estados de la cuenca están asumiendo rápidamente un rol importante en los mercados asiáticos del gas natural. Sin embargo el desarrollo de todo el potencial de la región tiene que superar un impedimento muy importante, el desacuerdo con respecto a la situación legal de la Cuenca del Caspio. Desde el colapso de la Unión Soviética en 1991 estos tres estados, Rusia e Irán (todos comparten la Cuenca del Mar Caspio) no han llegado a un acuerdo en cómo dividir la cuenca. Por mucho tiempo Irán y Rusia han defendido que el Caspio debe ser compartido a través de un acuerdo bajo el cual el ingreso del desarrollo de los recursos hidrocarburíferos de la región debería ser compartido proporcionalmente por los cinco estados. Rusia propuso que las cinco naciones dividan el fondo del mar, pero mantengan las aguas como propiedad común. Moscú firmó acuerdos con Astana y Bakú en el cual este principio quedó documentado. Entre tanto Irán ha rechazado esta propuesta y expresó su deseo de compartir los recursos de la cuenca de una manera equitativa. Eventualmente el problema de la soberanía de las aguas del Mar Caspio debe ser determinado.

A pesar de esta falta de acuerdo las empresas hidrocarburíferas internacionales no han perdido el tiempo implementando planes para utilizar los recursos hidrocarburíferos de la región.A principios de los 90s Turkmenistán usó los gasoductos Rusos ya existentes para exportar gas natural. Estas exportaciones fueron detenidas a finales de los 90s debido a disputas entre los dos lados, pero después de varios años pudieron retomarse, desde hace tres años gracias a un acuerdo firmado por el presidente Saparmurat Niyazov de Turkmenistán Gazprom recibe 30 bmc por año además de las exportaciones ya existentes.

Exxon, Mitsubishi y China National Petroleum están concluyendo un proyecto para construir el gasoducto de gas natural más largo del mundo desde Turkmenistán a la costa China, y con la proyección de continuar hasta Japón.

Desde Julio de 1997 Turkmenistán firmó un memorando de entendimiento con Afganistán, Pakistán y Uzbekistán para construir el Centras (el gasoducto de Asia central) para transportar 0,02 tmc por año de gas natural para Pakistán vía Afganistán y posiblemente para la India.

Irán está interesado en que Turkmenistán exporte 0,05 tmc de gas natural por año vía Irán. La propuesta indica que Terán compraría este gas en la frontera y lo dirigiría al consumo interno o a la reexportación a mercados como Turquía este gasoducto tendría una capacidad de 0.02 tmc por año.

Irán también muestra un patente interés en los intercambios con Azerbaiyán usando un gasoducto construido durante la existencia de la Unión Soviética desde Bakú a Astara, Irán esta infraestructura no ha sido usada por dos décadas.

Los Estados Unidos han financiado la construcción del gasoducto Trans Caspian Pipeline (TCP) desde Turkmenistán, a través de Azerbaiyán hacia Turquía. La perspectiva este proyecto se ha complicado por el anuncio del mayor campo de gas en ShahDeniz, en Azerbaiyán. Inmediatamente después de este anuncio Bakú decidió que quería una porción de mercado de gas Turco, el mismo objetivo que Turkmenistán. Se puede llegar a dos conclusiones a partir de todos estos proyectos y emprendimientos para llevar el gas de la Cuenca del Mar Caspio a los mercados regionales.

Primero: La competencia entre estos proyectos es muy intensa.

Segundo: La rivalidad entre los diferentes productores no debería ser vista en términos de zero-sum6. Irán por ejemplo intercambia gas con Turkmenistán y es un socio en el consorcio responsable del desarrollo de



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ShadDeniz. Aún más los mercados que ellos quieren controlar han experimentado un gran crecimiento económico y pueden absorber cantidades cada vez mayores de gas natural.

LOS MERCADOS

Dados los altos costos de transporte de gas, las provisiones de gas natural son entregadas y vendidas dentro de las mismas regiones, en vez de buscar intercambios con mercados más distantes. Así, la mayor parte del gas importado a los Estados Unidos viene de Canadá, mientras Alemania (el segundo importador más importante de gas después de Estados Unidos) importa desde los países Bajos, Noruega y Rusia.

En Asia el gas natural constituye poco más del 10% del consumo total de energía. Lo más importante de los mercados asiáticos es que el consumo de gas natural tiene una proyección de crecimiento del 5,6% uno de los ratios más altos del mundo. Aún más el consumo está concentrado en mercados puntuales.

TABLA: C2.3

CONSUMO DE GAS NATURAL EN LOS MERCADOS ASIÁTICOS tmc

2012 2020 Promedio de cambio anual

China 0.019 0.241 11.2

India 0.022 0.134 7.9

Japón 0.064 0.104 2.0

Turquía 0.008 0.028 4.8

Corea del Sur 0.014 0.067 6.8

Mundial 2.285 4.662 3.1


Estos datos nos indican que el consumo del gas natural en China y en la India se incrementará sustancialmente. Los dos países son los más poblados del mundo, con cerca del 40% de la población mundial. La producción de gas natural de ambos 2,1% y las reservas probadas 1,3% son muy bajas en comparación con su crecimiento demográfico. Naturalmente tanto Beijing y Nueva Delhi buscan asegurar la provisión para cubrir estas demandas.

Históricamente el gas natural no ha sido considerado un combustible importante en la China. Pero dados los beneficios medioambientales del uso del gas y la necesidad de diversificar sus recursos energéticos, China se ha embarcado en proyectos de infraestructura gasífera. Se espera que este gas cubra el 8% del consumo de energía primaria para el 2020. Un impedimento muy importante para esto es el hecho de que la porción más grande de las reservas sin desarrollar están localizadas en las áreas inhóspitas del oeste de China, muy lejos de los centros de consumo de la región ubicados al este del país. En otras palabras la industria del gas es caracterizada por una falta de balance en la ubicación geográfica de los centros de consumo y los centros de



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extracción. La demanda incremental puede por lo tanto ser cubierta considerando una combinación de gas nacional y las importaciones ya sean por gasoductos o por GNL.

En el extranjero la prioridad de compra será dada a sus vecinos productores, incluyendo la Siberia Rusa, el Medio Este y Asia Central y sur este. Para el 2020 se pronostica que más de 70 bmc de las importaciones de gas natural serán de estos proveedores tanto por gasoductos como por GNL. Sin embargo conexiones muy costosas de gasoductos e instalaciones de recepción de GNL deben ser construidas para que estas importaciones sean viables.

A diferencia de China, la India particularmente la costa este se encuentra muy cerca de los proveedores del Medio Este. Esto significa que el costo del gas importado en la India será más barato que en la China, esto es crucial por las siguientes dos razones:

Primero: el consumo de gas natural de la India ha crecido más rápido que ningún otro combustible en los últimos años.

Segundo: después de varias décadas de implementar políticas estatales, Nueva Delhi ha empezado a liberalizar su economía y abrirla al comercio y a la inversión internacional desde principios de los 90s. Este cambio en las políticas económicas ha resultado en un crecimiento significante de producto interno bruto.

La India necesitara ingentes cantidades de energía para sostener su rápido crecimiento económico. Dado que la provisión de gas nacional es muy probable que vaya a la par del crecimiento de la demanda la India tendrá que importar la mayoría de sus requerimientos de gas. Para asegurar esta provisión el gobierno tiene que adoptar una estrategia doble: invertir cantidades muy importantes en infraestructura requerida para soportar el incremento del uso del gas natural (por ejemplo, construcción de terminales de importación de GNL y gasoductos); y negociar una matriz de proyectos con compañías internacionales y productores de gas. Ras Gas de Qatar ha firmado un acuerdo para la provisión de GNL de manera similar está en consideración un plan para construir un gasoducto desde el área sur de Irán a través de Pakistán.

A diferencia de la China e India, Japón ha sido un importador tradicional de gas por un largo tiempo. Como la segunda economía más grande del mundo y con una carencia de recursos energéticos. Tokio debe importar sustancialmente gas natural y otras fuentes de energía. El gas natural representa alrededor de un 13% del consumo de energía de los japoneses. Casi todo este gas se importa como GNL. En efecto Japón empezó a importar en 1969, años después en 1986 empezó Corea del Sur y en 1990 Taiwán. La mayor parte del GNL viene del Sur Este de Asia particularmente Indonesia y Malasia. Aún más Exxon Mobil ha empezado recientemente un estudio de factibilidad de posibles importaciones de gas por gasoducto desde la isla Rusa de Sakhalin, al norte del Japón. Esta es una parte de la estrategia japonesa de diversificar sus importaciones de recursos energéticos. El interés creciente y la inversión de GNL de Qatar, los Emiratos árabes Unidos y en menor magnitud Irán han incrementado la cantidad de las importaciones de gas desde el golfo. En efecto Japón fue el primer cliente de GNL traído desde el golfo. (Ras Gas de Qatar y Adgas de Abu Dhabi) permanece como el más importante.

Corea del sur es el segundo importador más grande de GNL (después de Japón) y tiene varios proveedores: Indonesia, Malasia, Brunei, Omán y Qatar. El gas empezó a llegar en Agosto de 1999, gracias a un contrato con Ras Gas, a principios del 2000 el gobierno de Corea del Sur está planeando salir adelante con proyectos para ampliar las terminales de recepción de GNL y está explorando la posibilidad de un gasoducto desde el Este de Liberia a través de la China. Probablemente la competencia más intensa entre los productores gas natural asiáticos tiene lugar en Turquía. Este mercado es atractivo por dos razones:



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Primero: la dependencia de gas importado es casi total, cuenta con más de 65 millones de habitantes, una de las poblaciones más importantes del Medio Este adicionalmente su economía crece a un ritmo acelerado.

Segundo: Turquía es interesante además de cómo un consumidor como un puente para llegar a otros clientes en el sur este de Europa. En otras palabras la ubicación estratégica de Turquía hace que sea un puente energético entre los productores del Medio Este y los productores de la Cuenca del Mar Caspio para llegar a los consumidores de Europa.

Con una porción del 0,5% del consumo de gas mundial Turquía no es uno de los consumidores más importantes, sin embargo se esperan ratios de crecimientos muy importantes principalmente impulsado por las necesidades industriales y estos volúmenes cada vez mayores solo pueden ser cubiertos por la importación.

La demanda actual es cubierta por importaciones de Rusia, Argelia y Nigeria. Durante los pasados años el gobierno turco ha negociado con varios posibles proveedores para cerrar la brecha prevista entre la demanda proyectada y la provisión contratada. Además de los proyectos inmensos y costosos para importar de Turkmenistán (TCP) y Rusia (Blue Stream), Ankara está considerando importar gas de Azerbaiyán (ShahDeniz). Desde 1996 Turquía está recibiendo gas de Irán, de acuerdo al contrato vigente Turkmenistán exportaría gas a Irán que luego puede bombear su propio gas hacia Turquía. Desde el 2001 Ankara y Terán entraron en el mismo trato. Estos numerosos y ambiciosos proyectos para proveer a Turquía de gas natural han generado cierto escepticismo. Algunos analistas cuestionan la habilidad financiera de Turquía para construir los gasoductos necesarios y las instalaciones de GNL. Otros analistas creen que las previsiones de las futuras necesidades de gas natural de Ankara no son realistas y que el país no será capaz de absorber todas las provisiones negociadas.

CONCLUSIONES

Una de las diferencias principales entre el petróleo y el gas son los costes de soporte. Los costes de infraestructura de la producción de gas natural, su transporte, y distribución es considerablemente mayor que para el petróleo. Así el gas natural es a menudo llamado “una materia prima continental”.

En efecto algunos integrantes de la industria defienden que una manera de reducir estos elevados costes es la “regionalización” de tal manera que el gas de los productores asiáticos vaya a los consumidores asiáticos. En las últimas dos décadas el mercado de gas natural asiático ha estado dominado por unos cuantos importadores Japón, Corea del Sur y Taiwán y un par de exportadores Indonesia y Malasia. Pero es evidente que en el futuro próximo el mercado asiático atestiguará un crecimiento tanto en volumen como en comercio, es decir el número de importadores y exportadores. Productores como los estados del Golfo, los de la región de la Cuenca del Mar Caspio y Rusia y consumidores como India, China y Turquía es probable que jueguen un rol prominente en la geopolítica y la geo-economía del gas natural en Asia.

Dados los altos costos de desarrollo de los recursos gasíferos, la evolución de las alianzas de largo plazo entre los consumidores clave y los proveedores más importantes es muy importante para ambas partes. En efecto, algunos analistas sugieren la creación de una agencia multinacional, una Agencia de Energía Asiática para examinar el problema de la seguridad energética de toda la región.

El objetivo de estas alianzas será reforzar la convergencia de intereses entre los consumidores y los productores, dentro de este contexto los respectivos roles del gobierno y las corporaciones privadas deben definirse. Como ha sido discutido arriba, las autoridades de los estados productores han buscado crear un



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clima positivo para la inversión brindando marcos legales apropiados por consiguiente ayudando a reducir el riesgo percibido e incrementar la confianza del inversor. Las compañías privadas asignarán sus recursos basados en la evaluación del riesgo y los intereses comerciales.

A pesar de esta evolución económica y financiera la cooperación entre los productores de gas natural asiáticos y las compañías internacionales, no hay duda de que los factores políticos aún pueden frustrar y retrasar el completo desarrollo de las capacidades necesarias para cubrir la demanda. La rivalidad regional e internacional en el Mar caspio es uno de los puntos más álgidos, sin embargo está claro que al final siempre los mercados prevalecen, la diversidad de proveedores garantizará la seguridad energética tanto para los consumidores como para los proveedores.


ANÁLISIS DEL CONTINENTE AFRICANO

CONSIDERACIONES GENERALES

Los Estados africanos, en particular a los productores de África occidental, son una fuente ideal de gas importado para Norte América, principalmente por el ahorro en los costos de transporte marítimo en comparación con los costos desde Oriente Medio, además la protección de las reservas offshore es más sencilla que la protección onshore. El incremento de las inversiones extranjeras en África implica numerosas ventajas estratégicas. Geográficamente, África está muy bien posicionada, los estados del África Occidental están cerca de América en relación al Oriente Medio y África oriental está cerca consumidores tan importantes como la China o la India. La mayoría de las reservas de hidrocarburos de África están en alta mar y por tanto, en gran medida son reservas mucho más seguras en relación con los conflictos y las tensiones políticas del continente. Por otro lado es más sencillo transportar el gas a través de vías marítimas abiertas que a través de canales estrechos, como resultado de esto, el petróleo de África representa una parte cada vez mayor del petróleo refinado en la costa oriental de los EE.UU. Por otro lado, África ofrece el clima ideal para que los inversores privados creen una industria de etanol para sustituir las fuentes de energía tradicionales.

El petróleo y el gas africanos son tan fundamentales para los países consumidores como para el desarrollo económico de las naciones africanas. Una buena gestión de los ingresos del petróleo y el gas mejoraría sus economías, contribuyendo al tan necesario desarrollo y elevando el nivel de vida de la región. Las multinacionales petroleras tienen el capital de inversión y los conocimientos técnicos para hacer los estados africanos más ricos y más competitivos. Muchas operadoras norteamericanas, incluyendo ExxonMobil, MarathonOil y Chevron ya tiene una fuerte presencia en el continente africano. África necesita atraer capital de inversión extranjero, para aprovechar su potencial energético. Está claro que uno de los clientes más interesantes para los estados africanos es EEUU.

LA IMPORTANCIA DE ÁFRICA

Muchos inversores no reconocen la importancia de los hidrocarburos de África, en particular de los hidrocarburos de África occidental. Actualmente, más del 18% de las importaciones de hidrocarburos de EE.UU. proviene de África, en comparación con el 17% del Golfo Pérsico. Nigeria representa el 47% de las



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exportaciones de petróleo de África, Argelia y Angola proporcionan el 19% cada uno. En un documento emitido por el Consejo Nacional de Inteligencia en 2006 se proyecta que para el 2020 los EE.UU. importará el 30% de sus hidrocarburos de África.

El objetivo principal de este análisis es identificar los grandes obstáculos a la inversión en el sector de la energía de África y la forma en que se podrían reducir estas barreras. Para las naciones africanas es vital atraer la inversión de capital necesario para desarrollar sus recursos gasíferos, por lo tanto, tendrán que crear un clima más atractivo para las inversiones. La creación de un clima de inversión hospitalario debería ser una prioridad para los gobiernos africanos favoreciendo la participación de las operadoras multinacionales orientadas hacia el mercado en el sector privado y también de las organizaciones no gubernamentales (ONG).

OBSTÁCULOS PARA LA INDUSTRIA

África es uno de los continentes más peligrosos para hacer negocios. En muchos países de África y muy especialmente en los países productores de hidrocarburos, los inversores se enfrentan a la arbitrariedad en los procedimientos o a la inexistencia de marcos legales duraderos. Existen impuestos selectivos y sofocantes además de conflictos relacionados con las jurisdicciones. Las operadoras deben asumir los altos costos vinculados, las infraestructuras de mala calidad y la corrupción generalizada. Los principales obstáculos a la inversión extranjera se dividen en tres categorías principales:

BARRERAS DE INVERSIÓN

Invertir en el sector de los hidrocarburos en África requiere enfrentar importantes riesgos políticos, como los golpes de estado, las luchas étnicas, los enfrentamientos por los reservorios, y la inestabilidad durante las transiciones de los gobiernos. La inversión en el sector de la energía incurre en riesgos aún mayores debido a los grandes costos del capital inicial y los largos plazos de amortización. Si un nuevo régimen logra el poder es probable que expropie un proyecto de varios millones de dólares, sin tener que pagar indemnizaciones a los inversores arriesgándose estos a perder la totalidad de su inversión.

La inestabilidad política a menudo se hace más vigente cuando los presupuestos estatales dependen de los ingresos de los hidrocarburos y las diversas facciones políticas compiten por el control de estos flujos de efectivo. Analizando periodos de cinco años, la posibilidad de una guerra civil en un país africano varía desde menos del 1 % en los países sin recursos a casi el 25 % en los países con recursos naturales. Los hidrocarburos pueden ser una maldición en lugar de una bendición para los países sin mecanismos institucionales adecuados.

Además de la lucha por el control de los ingresos fruto del comercio de estos hidrocarburos, la presencia de gas o petróleo a menudo conduce a la negligencia de los gobiernos con respecto a otros sectores industriales, como la agricultura, por ejemplo. El Banco Mundial ha documentado numerosos casos en los que el petróleo o el gas están retardando el crecimiento económico de los países exportadores.

La corrupción desalienta la inversión, ya que actúa como un impuesto más, aumentando el costo de hacer negocios. Además, la Ley de Prácticas Corruptas en el Extranjero prohíbe a compañías americanas a comprometerse en transacciones corruptas. Lamentablemente, los países africanos productores de gas se encuentran entre los más corruptos del mundo, de los 163 países analizados por Transparencia Internacional (vigilancia de la corrupción, con sede en Berlín) Argelia ocupa en promedio el lugar 84, Gabón el 90, Nigeria y Angola alrededor del 142 y Chad el 156.



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La existencia de recursos hidrocarburíferos por sí mismos no es necesariamente el problema. El profesor Terry Karl, una prominente autoridad en la "maldición de los recursos", explicó: "El petróleo y el gas por sí mismos no significan nada. Lo que importa es la situación social y las instituciones políticas y económicas a través de las cuales se mueven estos recursos. Los hidrocarburos pueden ser una fuerza de desarrollo o pueden ser los impulsores de la guerra”.

AUSENCIA DE DERECHOS PROPIEDAD

Las primeras instituciones que deben fortalecerse en África son las que regulan el derecho de propiedad. El Índice de Libertad Económica, publicado por The Heritage Foundation y The Wall Street Journal, encuentra que los países africanos en general presentan malos resultados con respecto a la protección de los derechos de propiedad. Las leyes claramente escritas y bien forzadas con respecto a tierras y a derechos sobre los minerales constituyen el fundamento para el desarrollo económico y obviamente ayudan a atraer la inversión extranjera. Mientras más claros los derechos de propiedad en un país, mayor es el incentivo para que las empresas extranjeras inviertan.

Garantizar los derechos de propiedad, incluyendo un bajo riesgo de revocación de licencias, revocación de concesiones o de nacionalizaciones es vital para alentar las inversiones extranjeras y de crecimiento económico. En China, la mejora de las condiciones para los derechos de propiedad, comenzando con la industria de la agricultura, ha ayudado a recaudar millones de dólares para salir de la pobreza, gracias a la captación de enormes cantidades de inversiones nacionales y extranjeras. Las recientes encuestas de Polonia, Rumania, Rusia, Eslovaquia y Ucrania muestran que los empresarios que creen que sus derechos de propiedad están garantizados reinvierten entre el 14 y el 40% más de sus beneficios en el mismo negocio que los que no creen que sus derechos de propiedad estén claros. Los agricultores de Ghana y Nicaragua reinvirtieron hasta un 8% más cuando vieron que sus derechos de propiedad estaban claramente garantizados.

Para atraer la inversión extranjera en el sector hidrocarburífero, los países necesitan un marco jurídico regulador orientado a favorecer la inversión. La reforma federal de la política energética en Canadá en la década de los 80s, es un ejemplo de las mejores prácticas en este sentido. Se renovó el clima para las inversiones haciendo el sector de la energía más orientado al mercado y mejorando los derechos de propiedad. Se introdujeron medidas competitivas en el sector debilitando las restricciones a la propiedad en el upstream del petróleo y del gas, mediante la eliminación de los subsidios a los combustibles. Estas disposiciones fueron posteriormente fortalecidas aún más cuando Canadá ratificó el Acuerdo Norteamericano de Libre Comercio y eliminó las restricciones a la propiedad extranjera en la producción de los territorios de las fronteras. Estas condiciones y un compromiso constante del respeto de las leyes y la democracia han hecho de Canadá uno de los destinos favoritos de las principales empresas de EE.UU., que han comprado más de 35 millones de dólares canadienses en activos de petróleo y gas en los últimos años. Por el contrario, Zimbabwe es un ejemplo de políticas dirigidas en el sentido opuesto.

Entre el 2000 y el 2003, el Presidente Robert Mugabe autorizó la incautación de 4500 granjas comerciales vinculadas a la producción de etanol, con los resultados tan previsibles y devastadores. Para el 2011, la inversión extranjera directa en Zimbabue se había reducido a cero. Zimbabue es un ejemplo más tomar en cuenta para los inversores que pretendan desarrollar el sector de los biocombustibles.

Un código de minería moderno y liberal es un elemento clave para atraer la inversión. Una encuesta realizada por la Cámara Sudafricana de Minería encontró que la burocracia y el costo de la incertidumbre implicaron entre 5 y 10 billones de rands ($ 0,7 billones-$ 1,4 billones) por año en pérdida de la inversión



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para el sector de la minería. Un estudio reciente realizado por el Instituto Fraser (organismo de investigación canadiense) clasificó a los países y estados de EE.UU. en función de sus políticas mineras desde una perspectiva de la gestión de la exploración. Nevada ocupó el lugar más alto, mientras que Papua Nueva Guinea, el Congo, Venezuela, Rusia y Bolivia están entre los países menos valorados y Zimbabue, es el país que logró la valoración más baja.

REGÍMENES LEGALES Y REGULACIONES

Un sistema de tribunales, mecanismos de solución de conflictos y controversias en buen funcionamiento, independiente e imparcial es indispensable para mejorar el clima de inversión. En África, muchos sistemas judiciales son corruptos y dependientes. De acuerdo al Índice de Libertad Económica el sistema judicial de Angola, está alrededor del lugar 149 de un total de 157 países, esto se debe a que soporta permanentes interferencias políticas. En el Chad (promedio número 147), magistrados, jueces, y otros miembros del poder judicial son designados por decreto presidencial, eliminando cualquier forma efectiva de la tan necesaria separación de poderes. El poder judicial de Argelia (en el puesto número 134) está fuertemente influenciado por el Ministerio del Interior.

Finalmente, las altas tasas judiciales impiden que muchas empresas soliciten arbitrajes para sus controversias. Los jueces y abogados tienen una educación deficiente si a esto se añaden los bajos salarios se hace evidente que la corrupción es una plaga para los regímenes jurídicos en África.

Chad, Nigeria, Sudán ilustran algunos de los desafíos más importantes que las empresas extrajeras deben afrontar en el sector energético de África.

Nigeria presenta una necesidad acuciante de seguridad (onshore y offshore), se precisan medidas mucho más fuertes contra la corrupción y mecanismos mejores para la distribución de la riqueza. Sorprendentemente, a pesar de las preocupaciones en materia de seguridad y de un terrible record en la violación de los derechos humanos, Sudán ha emprendido una reforma integral para mejorar su clima de inversión y ha atraído a los inversores extranjeros, entre ellos inversores Chinos. Por su parte el Chad está mucho más receptivo a los esfuerzos de la comunidad internacional para reducir los efectos de la "maldición de los recursos". Estos tres países ilustran la necesidad de diversificación fuera del modelo hidrocarburífero predominante.

FIGURA C3.1: PRODUCTORES AFRICANOS DE HIDROCARBUROS NIGERIA, SUDAN Y CHAD

Fuente: M. Eghre, O., (2011)



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Nigeria

Nigeria es de gran importancia estratégica para las operadoras extranjeras. Es el mayor productor de petróleo (2,28 MMBD en 2012) en África y es el octavo mayor productor en el mundo. Sólo Venezuela, Arabia Saudita, México y Canadá exportan más petróleo a los Estados Unidos. El gobierno de Nigeria está tratando de aumentar la capacidad de producción a 4 MMBD para los próximos años. Además, Nigeria ha estimado que sus reservas de gas natural llegan a 184 billones de pies cúbicos y el gobierno tiene previsto generar aún más ingresos tanto del gas como del petróleo, se pronostica que los ingresos de Nigeria del petróleo y del gas lleguen a 67 billones de dólares. Nigeria también ha iniciado un proyecto multimillonario para la producción combustibles alternativos redirigiendo los ingresos del petróleo y el gas a las plantaciones para producir biocombustible (etanol de caña de azúcar). Sin embargo, la inversión en el sector energético de Nigeria se ve amenazada por una serie de obstáculos muy importantes. La lucha sobre quién controla los ingresos del petróleo subyace en muchos de los problemas de Nigeria. Esto no es sorprendente si se tiene en cuenta la forma en que actualmente se benefician unos cuantos ciudadanos. Aunque los ingresos derivados de los hidrocarburos constituyen entre el 90% y el 95% de los ingresos en el presupuesto total de Nigeria, sólo el 1 por ciento de la población recibe este dinero. Un pequeño grupo de empresas petroleras extranjeras, incluida la Royal Dutch Shell y Chevron EE.UU. reciben cerca de la mitad de estos beneficios y la otra mitad es para el gobierno nigeriano. Como resultado de ello, el gobierno no depende de los ingresos de la población y por tanto no ofrece servicios de calidad.

Este fenómeno, es común en los estados con recursos hidrocarburíferos, donde por lo general se produce un aislamiento de los dirigentes políticos de la opinión popular. Los ingresos de los hidrocarburos, en lugar de servir al público, se concentran en garantizar la permanencia de un determinado gobierno. Oficiales Nigerianos que participan en la lucha contra la corrupción han afirmado que más de 380 millones de dólares fueron robados de la tesorería de Nigeria o simplemente derrochados entre 1960 y 1999. Durante ese período, el país produjo más de $400 millones provenientes de sus hidrocarburos. La delincuencia y la política están entrelazadas en el delta del Níger. Si bien la mayoría de los países productores presentan una escasez de puestos de trabajo, la región del delta del Níger ofrece mucho empleo, pero sólo en la delincuencia. La región alberga el Movimiento para la Emancipación del Delta del Níger (MEND), una organización privada de ciudadanos que reclaman que más de los ingresos procedentes del petróleo se distribuyan entre la población. Trabajando para las elites locales, estos rebeldes (en su mayoría hombres jóvenes) roban el petróleo directamente de las tuberías en alta mar y lo intercambian en el mercado negro por armas o por dinero. Luego los jefes locales de la delincuencia usan las armas y el dinero para consolidar el control en ciertas zonas y sobre la policía local. Esta red delictiva roba (bunker) 40.000 barriles de petróleo por día con un ingreso anual de $ 1,5 billones.

Mientras el personal de las operadoras es enviado a trabajar en alta mar, agentes de MEND atacan las instalaciones en tierra y en ocasiones, secuestran y matan a los trabajadores extranjeros. Solamente en 2007 hubo 18 ataques contra instalaciones petroleras y alrededor de 70 extranjeros fueron secuestrados. Miles de trabajadores extranjeros han huido y al menos tres empresas extranjeras han abandonado, incluida una empresa privada de perforación y colocación de tuberías. Como resultado de esta situación, Nigeria ha perdido un estimado de $16 billones de los ingresos de las exportaciones desde 2005 y Shell ha reducido su producción a la mitad. Los trabajadores tampoco están seguros en alta mar. Cuatro trabajadores petroleros de Chevron fueron secuestrados recientemente de un bote frente a la costa de Nigeria. Claramente, la seguridad es uno de los mayores desafíos para Nigeria y el desarrollo de su industria hidrocarburífera.



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África también es una fuente potencial de etanol, lo que podría ayudar a cumplir el compromiso de muchos gobiernos de reducir el consumo de hidrocarburos tradicionales en los próximos años. África ofrece el clima tropical, ideal para la producción de etanol de caña de azúcar. La ampliación de la industria de biocombustibles en África promete crear miles, sino millones de puestos de trabajo a largo plazo, lejos de la diversificación de las economías basadas en hidrocarburos que producen pocos puestos de trabajo. El aumento de la producción de etanol y el comercio con África también significaría una fuerte llamada de atención a los países productores de petróleo, especialmente la OPEP, para que deje de subir los precios restringiendo la producción. Para aprovechar el potencial de África y es necesaria la cooperación internacional, pero las barreras reales a superar son considerable por ejemplo en los EE.UU. existe un arancel de 54 centavos por galón de etanol. Este arancel viola los principios del libre comercio y socava la seguridad energética de EE.UU.

Nigeria ha puesto en marcha una iniciativa de varios miles de millones de dólares para el desarrollo de combustibles alternativos, reinvirtiendo los ingresos del petróleo en las plantaciones productoras de etanol de caña de azúcar como biocombustible. Si esta iniciativa se aplica con éxito, utilizando mecanismos de libre mercado, este proyecto promete atraer la inversión extranjera masiva y crear decenas de miles de puestos de trabajo en la industria de biocombustibles. Nigeria podría convertirse en un modelo para el éxito de la diversificación de una economía basada en los hidrocarburos.

Sudán

Sudán a pesar de haber sido devastada por la guerra se ha convertido en uno de los países exportadores de hidrocarburos más importantes de África. Después de terminar un gran oleoducto de exportación de petróleo que va desde el centro de Sudán a Port Sudán, en 1999, los ingresos por la exportación de hidrocarburos de Sudán han crecido rápidamente, obviamente, con la ayuda de los países consumidores, especialmente China. Del 2006 al 2007, la producción de petróleo crudo del Sudán pasó de 363.000 bbl/d a 414.000 bbl/d. Con nuevos campos próximos al oleoducto, Sudán prevé que su producción de petróleo llegará a 600.000 bbl/d este año. La “Economist Intelligence Unit” estima que casi el 90 por ciento de los ingresos por exportaciones de Sudán proceden de los hidrocarburos. El Oil and Gas Journal calcula que Sudán tiene 5 billones de barriles en sus reservas, la mayoría en el sur de Sudán. Con excepción de las graves preocupaciones de seguridad, Sudán tiene un buen clima de inversión. Incluso mientras sigue bajo las sanciones de EE.UU., Sudán ha recibido grandes elogios del Fondo Monetario Internacional (FMI) por sus amplias reformas económicas y la gestión de su economía, específicamente por la disminución de la inflación que le ha permitido lograr un sólido crecimiento económico. El gobierno de Jartum prefiere que el desarrollo esté liderado por el sector privado. Para atraer más inversiones extranjeras, Sudán ha eliminado los controles sobre los precios, liberalizando su código de inversiones y su régimen de intercambio, reduciendo las restricciones comerciales. Estas reformas y los altos precios del petróleo han creado un auge económico en Sudán. La tasa de crecimiento de este país ha superado el 5% en los últimos seis años, y se espera que su producto interno bruto se duplique cada cinco años. Sudán también ha reinvertido en el sector energético.

Si bien Sudán es un ejemplo evidente de lo que el ex Secretario de Estado Colin Powell ha llamado el genocidio del siglo 21, China sigue apoyando a Jartum comprando la mitad de su producción de petróleo y con las armas que ayudan a mantener a este gobierno en el poder. En los últimos años, Jartum ha duplicado su presupuesto de defensa, el gasto en armas implica entre el 60 y el 80 % de los $ 500 millones que ingresan al país por los hidrocarburos. Algunas de estas armas se han destinado al apoyo de la milicia del gobierno de Janjaweed, que es acusado del desplazamiento de más de 2 millones de refugiados, en su mayoría conurbanos de Chad, matando a más de 200.000 personas en los cuatro años de conflicto en Darfur.



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Un nuevo informe del comercio de Amnistía Internacional muestra que Sudán ha importado en promedio 24 millones de dólares por año en armas procedentes de la China y 57 millones de dólares en piezas de aviones y equipos militares. Rusia ha exportado a Sudán más de $21 millones en aparatos y equipos militares y 13,7 millones de dólares en helicópteros, entre estos el helicóptero ruso artillero Mi-24. Haciendo caso omiso de las normas internacionales, el Ministro de Defensa chino Cao Gangchuan prometió recientemente impulsar los intercambios y la cooperación militar. Declaró además que "las relaciones militares entre China y Sudán se están desarrollado sin problemas." Estas muestras apoyo incondicional al régimen de Jartum sientan un precedente negativo que la comunidad internacional debería analizar en profundidad.

En 2011 Sudán del Sur proclamo oficialmente su independencia. Detrás de la rivalidad interna de Sudán se encontraban los intereses energéticos de China y Estados Unidos, pero ambas superpotencias alcanzaron un acuerdo por medio del cual se beneficiarán de las cuantiosas reservas petroleras del Estado naciente de Sudán del Sur. China previendo la independencia de Sudán del Sur, comenzó anticipadamente a construir un oleoducto de 1.400 kilómetros que va a conectar esta región meridional con el Océano Índico, a través de Kenia. Entre tanto, incrementó los contactos diplomáticos con los líderes del Sur, para asegurarse las ganancias petroleras de un futuro Estado. Además inició una desinversión en Sudán del Norte, para no quedar atado al aislado gobierno de Al-Bashir, que aún mantiene el apoyo de la Liga Árabe y de la Unión Africana, y diversificar así las fuentes energéticas.

Chad.

Chad tiene una larga historia de guerra civil y exhibe muchas de las condiciones asociadas a las zonas de post guerra. A lo largo de Chad están fuera de servicio las instalaciones de agua potable, electricidad, caminos, clínicas e instalaciones sanitarias en general. La esperanza de vida es de 46 años para los hombres y 48 años para las mujeres. Transparencia Internacional valoró al Chad como uno de los países más corruptos del mundo estando alrededor del 156 y 163. Para superar la desventaja geográfica de no tener puerto, es necesaria la construcción de oleoductos y gasoductos para poder comercializar sus más de 1.000 millones de barriles en reservas de petróleo. En el 2000 las condiciones en el interior de Chad eran tan malas que ninguna empresa del sector privado estaba dispuesta a invertir en un gasoducto a menos que el Banco Mundial esté involucrado. En el primer proyecto de este tipo, el Banco Mundial acordó proporcionar, condicionando a su inversión constante supervisión y transparencia permanente durante la realización del emprendimiento. En consecuencia el Banco Mundial y un consorcio de empresas petroleras dirigido por ExxonMobil, ChevronTexaco, Petronas proyectaron la creación de un proyecto de distribución en el Chad. Este suponía el primer esfuerzo internacional para superar la “maldición de los recursos”.

La construcción del Petroleum Development Pipeline Project estuvo valorada en 3,5 millones de dólares y se realizó conectando el Chad y Camerún, se inició en el 2000 y concluyó en el 2004. Para aumentar la transparencia, el Chad tenía la obligación de adoptar la Ley de la Gestión de los Ingresos del Petróleo, esta ley estipulaba que el 12,5 por ciento de los ingresos del Chad por petróleo se depositarían en una cuenta bloqueada del Citibank cuyos retiros serían controlados por un organismo independiente. Otro 10 por ciento sería depositado en un fondo para "futuras generaciones" cuyo objetivo era proporcionar ingresos al Chad después de que las reservas hidrocarburíferas se agotaran. Sin embargo, en diciembre de 2005, la Asamblea Nacional de Chad abolió el fondo de las "futuras generaciones" y desvió dinero destinado para la mitigación de la pobreza a la compra de armas. El Banco Mundial respondió con la suspensión de 124 millones de dólares en préstamos. En julio de 2006, las dos partes llegaron a un compromiso en el que se especifica que el gobierno del Chad se comprometía a gastar el 70 por ciento de los ingresos en programas de desarrollo y el 30 por ciento en los gastos del gobierno.



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El presidente Idriss Deby sigue siendo objeto constante de amenazas militares de Sudán con el apoyo de grupos rebeldes del este de Chad y las amenazas internas de los militares chadianos. Mientras los rebeldes y los militares siguen siendo pagados con los ingresos de los hidrocarburos, la corrupción y la incertidumbre ante la amenaza de la guerra civil seguirán disuadiendo a los inversores. CONCLUSIONES El desarrollo y la transformación del sector de los hidrocarburos en África presentan una oportunidad única para la cooperación entre los países africanos y los consumidores de energía, sobre todo por la ubicación geográfica estratégica del continente. Ante la situación aún más inestable de Oriente Medio África se posiciona como un proveedor muy interesante a nivel mundial. La falta de seguridad, la corrupción, el despilfarro y la mala gestión son inexcusables para todas las partes implicadas (stakeholders). Aumentar la transparencia en la administración de los ingresos del petróleo y el gas es vital para África, especialmente en los países que tienen la gran oportunidad de utilizar los petrodólares para impulsar el desarrollo económico. También es crucial que las compañías petroleras que tienen un rol en este entorno tan duro sean honestas, para que sus socias, propiedad del gobierno, no puedan simplemente ser sobornadas y encaminar la inversión a proyectos políticamente interesantes. Por último, es importante que los principales consumidores de energía, incluido EEUU y especialmente China y la India, colaboren para garantizar que los gobiernos africanos mantengan un mínimo de transparencia en la supervisión de la inversión extranjera en sus respectivos países. Un entorno atractivo para las inversiones, especialmente en el lucrativo sector de la energía, es la clave para la modernización de África. Peligrosamente el desarrollo del etanol de caña de azúcar se perfila como una alternativa del sector de la energía y como una vía importante para la diversificación fuera de los hidrocarburos tradicionales. El sector privado debe esforzarse para lograr establecer sociedades con sus homólogos africanos en el desarrollo de los recursos energéticos de África en beneficio de los africanos y los países necesitados de energía.


ANÁLISIS DEL CONTINENTE EUROPEO

LAS IMPORTACIONES DE GAS EN EUROPA:

El gas natural compite con otras fuentes de energía pero además hay una competencia interna en el comercio del gas. Evidentemente hablamos de optar por gas natural licuado o gas por gasoductos. Tres variables son básicas para definir las diferencias entre los buques cisterna de GNL y los costos de transporte del gasoducto:

1. Volumen, 2. Distancia 3. Capacidad

Por lo norma general, en el caso de pequeñas distancias (menos de 1000 Km.), es preferible utilizar tuberías cualquiera sea su diámetro. Los gasoductos offshore (en el mar), tienen menor capacidad que los gasoductos de tierra onshore (con varios diámetros). Por lo tanto, un oleoducto (x100) puede soportar presiones



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superiores a 140 bar/s frente a los 75 bares en el caso de la mayoría de las tuberías (x70). Por lo tanto, el GNL se convierte en el transporte financieramente más viable a partir de una distancia aproximada de 4500 km. Por otro lado los costos de transporte de gas natural licuado en función de las distancias no son tan significativos.

GRAFICO C4.1: ALTERNATIVAS PARA EL TRANSPORTE DE GAS

Fuente: Ahmed, H., (2011)

Aunque las importaciones europeas de GNL van en aumento actualmente también se están desarrollando numerosos proyectos de construcción de gasoductos. Pero el énfasis está mucho más puesto en la construcción de terminales de recepción de GNL.

Con respecto a los proyectos de gasoductos (ubicados tanto fuera como dentro de Europa) o estaciones de compresión para aumentar las capacidades, nos hemos centrado en tres proyectos principales:

– Desde Rusia y Kazajstán: Cinco grandes gasoductos que deben ejecutarse en los siguientes años con una capacidad de entre 81 y 105 Gm3/año.

– Desde el Oriente Medio y Asia Central, a través de Turquía: Con una longitud de 3395 Km. y una capacidad de entre el 25 y 30 Gm3/año, el principal proyecto es conocido como “Nabucco” y acumularán una capacidad total de 26 Gm3/año.

– Desde Argelia y Nigeria: Gasoductos y estaciones de compresión que deben aumentar la capacidad de importación en un 30 Gm3/año. Sin embargo, el mayor proyecto implementado es el enorme gasoducto Trans-Sahariano (4500 Km.) desde Nigeria, a través de Argelia, con una capacidad que llegará a 18 Gm3/año.

Con el fin de diversificar su dependencia geográfica, varios países (como España o Francia) optan por el GNL (véase Cuadro 6) y otros países deberían hacer la misma elección en un futuro próximo. Con este fin, la construcción de las plantas de regasificación es indispensable. En el 2012 cuatro proyectos españoles, tres proyectos ingleses, un proyecto francés y uno belga fueron concluidos con una capacidad global de 50 Gm3/año. Varios proyectos que se están desarrollando, especialmente en Italia, aún no han sido concretados, principalmente debido al hecho de que las autoridades locales han rechazado diversas propuestas.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Gasoducto offshore

Gasoducto onshorex70

Gasoducto onshorex100

LNG

$/MBtu

Kilómetros



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GAS DEPENDENCIA Y VULNERABILIDAD EN EUROPA La diversificación de los proveedores de gas no es suficiente para evitar la vulnerabilidad. Otros criterios deben ser muy tomados en cuenta. La vulnerabilidad energética de un país significa que tiene que aplicar iniciativas energéticas o soportar un alto coste económico. La vulnerabilidad energética y la dependencia no están necesariamente vinculadas, un país cuyas importaciones cubren la mayor parte de sus necesidades energéticas a un coste sostenible y que garantiza la seguridad de este abastecimiento gracias a la adecuada diversificación de sus fuentes será dependiente, pero no vulnerable.

La vulnerabilidad energética de una industria o una empresa que consumen una gran cantidad de energía es especialmente dependiente de la volatilidad de los precios en el mercado: en el contexto de apertura del mercado, un gran número de clientes industriales ya no se benefician de tarifas reguladas por lo tanto tendrán que tomar en cuenta en sus análisis financieros la importante variabilidad de los precios del gas.

El efecto de la vulnerabilidad es diferente para los proveedores de energía que están integrados en los monopolios públicos. La separación jurídica de las actividades de producción de electricidad, su transmisión y distribución es un posible factor de vulnerabilidad para muchos operadores energéticos. La incertidumbre con respecto a las regulaciones y a las directivas europeas no alientan a que los operadores energéticos se comprometan a largo plazo, y en consecuencia, aumentan su vulnerabilidad.

Francia importa el 96% de su gas, pero además de esta dependencia gasífera. Los operadores energéticos tienen que tomar en cuenta otros factores económicos. La vulnerabilidad puede estar vinculada a varios indicadores, referidos a la dependencia energética. Se han identificado siete factores cuantitativos y cualitativos.

La tasa de dependencia se mide por el ratio de: importaciones de energía/consumo total de energía primaria. En 2012, este ratio ascendió a 62,8% para la UE. También es posible calcular este ratio con respecto a zonas geopolíticas. Europa es fuertemente dependiente del gas importado de Rusia, Argelia y Noruega. El “Índice Herfindhal-Hirschman (IHH)” es la suma de los cuadrados de las cuotas de mercado de los diversos proveedores. El cálculo del IHH indica el grado de concentración de las importaciones de gas natural en Europa.

Un IHH inferior a 1600 significa que las fuentes de abastecimiento están bien diversificadas en términos geográficos y un IHH superior a la 8000 significa que la concentración es muy alta.

La dependencia de la importación se puede dividir en la dependencia de origen, de tránsito y la dependencia de instalaciones. La dependencia de origen agrupa a los países por región geográfica. En Europa la dependencia de tránsito es elevada a causa de que 88,5% de las importaciones europeas son transportadas a través de varios territorios soberanos aumentando la posibilidad de un nuevo nivel de riesgo, especialmente riesgo comercial y político y por tanto, aumentando las preocupaciones con respecto a la seguridad. Cada frontera cruzada añade un nivel adicional de riesgo de seguridad con respecto a potenciales conflictos dentro de los países de tránsito, con las respectivas consecuencias sobre la provisión. La dependencia con respecto a las instalaciones se refiere a la provisión a partir de particulares fuentes que podrían enfrentar problemas en los puntos clave de la distribución.

La futura configuración de las exportaciones de gas podría contribuir a la elaboración de acuerdos estratégicos entre los exportadores de gas. A pesar de esto un acuerdo tipo cártel no es concebible en el corto plazo, debido a la excesiva heterogeneidad de intereses de los países involucrados aunque podría ser posible en el mediano plazo. Este tipo de cártel de los principales exportadores de gas y sus comportamientos



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monopólicos debería implicar un aumento de precios o una disminución de los volúmenes de producción. El 88% del gas importado en Europa procede de tres países (Rusia, Noruega y Argelia). Entre los principales proveedores de gas para Europa, Noruega es el que presenta las reservas más bajas en relación con los otros. Debido a su elevada tasa de producción, sus reservas se agotan con más rapidez que los otros países posibles integrantes del cártel. Rusia y Argelia podrían ser consideradas como una sólida base para este acuerdo, con el riesgo potencial de que Rusia se comporte como “la empresa dominante”.

Europa está también en una situación de monopsonio (monopolio de la demanda) ya que Rusia, Noruega, Argelia, Nigeria envían alrededor del 100% de su gas exportado a Europa. Sin embargo, es un monopsonio muy poco familiar porque no existe una política energética para toda la región. La vulnerabilidad energética puede ser causada por desacuerdos políticos. El grado de vulnerabilidad es proporcional a la dependencia de suministros de países en conflicto.

Hoy en día, los principales 10 exportadores (Rusia, Canadá, Noruega, Argelia, Turkmenistán, los Países Bajos, Indonesia, Malasia, Qatar y Trinidad y Tobago) representan el 78% de las exportaciones mundiales de gas.

Las exportaciones mundiales de Canadá (como exportador dependiente de los Estados Unidos) debe disminuir por dos razones: su baja de reservas (menos de 2.000 Gm3) y el crecimiento de la demanda de América del Norte. Esta demanda está aumentando a una tasa baja 1,3% para el 2020, pero esto significa que la demanda de gas natural aumentará de 759 Gm3 en 2012 a 1100 Gm3 en 2020. Noruega, el tercer exportador en el mundo, tiene reservas muy limitadas y tendrá que hacer frente al aumento del consumo europeo. La misma situación se aplica a los Países Bajos. Podemos concluir que en 20 años los principales exportadores de gas serán Rusia y Qatar. Como resultado, se espera que aumente el porcentaje de las exportaciones de forma más responsable con un sistema de acuerdos de cártel. Aunque se tiene que determinar cómo se desarrollarán las exportaciones iraníes contando Irán con las segundas reservas más grandes del mundo. En la actualidad, las exportaciones iraníes son casi nulas.

Debido al hecho de que Europa es suministrada principalmente por Rusia, Argelia y Noruega, se puede asumir que los riesgos de vulnerabilidad son un promedio, ya que estos países sólo exportan a Europa (y a los antiguos países de la ex Unión Soviética). Las conflictivas relaciones existentes entre varios países exportadores y los países de tránsito (Ucrania y Georgia con Rusia) pueden afectar a los países importadores. Esto demuestra por qué los países de Europa deben diversificar sus fuentes de suministro y de tránsito.

Los aspectos industriales también deben ser considerados como indicadores de la vulnerabilidad. Como los operadores públicos tienen una mejor protección jurídica, son menos vulnerables que los operadores privados. Debido a la apertura del mercado del gas, las empresas integradas verticalmente han sido desmanteladas y tienen que transferir sus activos, en particular activos de redes asociadas con pérdidas de ingresos regulados. Esta situación incrementa notablemente su vulnerabilidad energética. Al mismo tiempo, una de las principales consecuencias de la liberalización de los mercados energéticos consiste en el desarrollo de fusiones y adquisiciones realizadas por operadores downstream y/o productores upstream. Aunque una competencia pura y perfecta, según lo recomendado por Bruselas, implica la atomización de la oferta, podemos observar que la sorprendente concentración de los mercados energéticos es cada vez mayor.

Otros criterios a tomar en cuenta aunque que no pueden cuantificarse con facilidad son los siguientes: el alto nivel de valor de la energía importada en el PIB, la factura energética, que se define como el cociente valor promedio de la energía del gas (expresado en euros)/PIB (expresado en euros), asciende a 0,05% en Europa (teniendo en cuenta un precio del gas de 5,5 $ / MBtu); la volatilidad del líder de precios de gas también es



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un factor de vulnerabilidad. Se debe analizar el potencial de variación de los precios del gas con respecto a los precios de otros tipos de energía. La volatilidad de los precios del gas explica que muchos inversores tomen muchas decisiones tecnológicas tomando en cuenta un corto periodo de recuperación.

Por último, la gestión estratégica de las tecnologías energéticas avanzadas, relacionadas con programas de investigación y desarrollo con el objetivo de prevenir cualquier subordinación a patentes extranjeras (y por lo tanto la vulnerabilidad), representa un eficaz indicador de vulnerabilidad para el gas natural en Europa.

Mediante la combinación de estos criterios, es posible que se pueda determinar un indicador sintético de la vulnerabilidad energética de un país con respecto al gas en Europa. Sin embargo se debe subrayar que ahora la dificultad es la cuantificación y sobre todo la ponderación de los criterios mantenidos para un país en un determinado momento.

CONCLUSIONES

La vulnerabilidad energética Europea con respecto al gas aumenta con el tiempo. Aunque la dependencia Europea de las importaciones de gas no es un fenómeno nuevo, esta vulnerabilidad aumentará afectando y brindando nuevas oportunidades para los proveedores. Es necesario que la UE se centre en los aspectos de seguridad de suministro de gas. La UE directamente o a través de sus miembros necesita una política clara y proactiva en torno a la seguridad en el suministro de gas, dentro de un sólido marco multilateral. Los días de los mercados nacionales de gas con soluciones también nacionales están legando a su fin. Sin embargo, la liberalización del sector de gas podría aumentar la vulnerabilidad de las empresas que inicialmente fueron entidades públicas.

La aplicación de incentivos para la desregulación de los precios es también una tarea difícil. Teniendo en cuenta la volatilidad de los precios del gas y la liberalización del mercado del gas, las empresas, que inicialmente fueron públicas, podrían verse seriamente afectadas. Con el objetivo de reducir su vulnerabilidad, los gobiernos, que ya no pueden confiar en los mismos reglamentos, deben favorecer herramientas que sean compatibles con la economía de mercado. Por lo tanto, los gobiernos puede utilizar mecanismos de incentivos (mercados directos), establecer las normas de almacenamiento de gas en el territorio interno o ser parte de las operadoras de gas.


EL GAS NATURAL EN AMÉRICA

La explotación del gas no convencional es de gran interés por su alto contenido de líquidos condensados, ya que sus precios están vinculados al crudo. Un gran número de productores en Estados Unidos se encuentran investigando aquellas reservas económicamente recuperables de esquisto bituminoso que contienen la mayor cantidad de líquidos condensados (shale oil), con la finalidad de vincular los costos de producción del petróleo con los del gas húmedo.

El importador más importante de gas natural por ductos en los últimos años fue Estados Unidos. Sin embargo, su participación en el total de importaciones a nivel mundial disminuyó.

En Norteamérica, la demanda total aumentó 3.2% con respecto al año anterior. El consumo en Canadá aumentó 10.3%. En Estados Unidos, país que ocupó la primera posición a nivel mundial, incrementó 2.4%.



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Por su parte, México ocupó el lugar once en consumo a nivel mundial y registró un incremento de 1.5% respecto a 2011.

TABLA: C5.1

INFORMACIÓN NORTEAMÉRICA bmc

POSICION PAIS RESERVA PROBADA

(bmc)

PARTICIPACION MUNDIAL

RELACION R / P

(AÑOS)

PRODUCCION GAS SECO

1 ESTADOS UNIDOS 10587,4

4,1 % 13,0 2225,3

2 MEXICO 448,5 0,2 % 6,7 179,3 3 CANADÁ 300,1 0,1% 4,5 548,3


En el Cono Sur, las reservas de gas natural se encuentran en Venezuela, Peru, Trinidad y Tobago, Argentina, Brasil y Bolivia y en menor medida Colombia. En un futuro próximo Brasil podría convertirse en productor relevante debido a los descubrimientos en los yacimientos de la Bahía de Santos.

GRAFICO C5.1: RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN EL CONO SUR tcf


Peru cuenta con una reserva de 16 TCF de gas probadas, ocupando en la actualidad el segundo lugar en el Cono Sur, después de Venezuela, que tiene 200 TCF. Le siguen Trinidad y Tobago, con 15,3; Argentina, con 13,2; Brasil, con 12,9; Bolivia, con 10,5 (extraoficial) y Colombia, con 4,3, según la revista de la CBHE. En cuanto a la producción comparando con Norteamérica la producción sigue la siguiente relación: Estados Unidos, Trinidad y Tobago, Argentina, Canadá, Venezuela, Brasil, Bolivia, Perú, Colombia, México,



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GRAFICO C5.2: PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL DE AMÉRICA %

Fuente: Murry, Zhu., (2011)

GRAFICO C5.3: CONSUMO DE GAS NATURAL %


Evidentemente el mayor consumidor es USA con 652.9 BMC (nótese que consume más de lo que produce). Le siguen Canadá, México. En el resto de América se tiene a Argentina, seguido por Venezuela y Brasil.

El consumo de gas natural se concentra en los grandes centros urbanos, si hablamos de sud américa nos referimos a Buenos Aires, São Paulo, Río de Janeiro y Santiago y en núcleos industriales que hacen uso intensivo de la energía (la minería en el norte de Chile, entre otros).

En cuanto al carácter excedentario de la dotación de recursos, podemos hablar de un continuo con sus respectivos extremos.



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En términos de gas natural, Brasil ha sido un importante importador no obstante elevando su producción notablemente en los últimos 3 años.

Así como México. Argentina llegó a exportar importantes cantidades pero recientemente dejó de tener excedentes exportables. Bolivia ha sido el gran exportador de gas en la región, especialmente durante la última década. Venezuela, increíblemente a pesar de ser potencialmente un país altamente excedentario en gas, no exporta gas y más bien ha importado recientemente pequeñas cantidades de Colombia, un país con escasos recursos gasíferos. Perú a pesar del desarrollo del importante yacimiento de gas de Camisea, aún no llega al desarrollo pleno de ese gran potencial.

LOS DIFERENTES MARCOS INSTITUCIONALES

Los países Latinoamericanos difieren en las variables que determinan los incentivos de los gobiernos, consecuentemente, los sectores petroleros y gasíferos de los países han seguido diferentes trayectorias. Sin embargo, la evolución del sector petrolero en la región tiene algunos elementos comunes. En particular, el marco institucional del sector del gas ha experimentado cambios significativos en la región en las últimas dos décadas y todos enfrentaron los ciclos del mercado internacional, de precios bajos en los noventa y de precios altos en la última década.

Por un lado, se encuentra México que tiene una tradición de más de 50 décadas de monopolio estatal de la producción y donde solo recientemente ha habido una limitada apertura al sector privado principalmente en gas.

Luego le siguen Ecuador y Venezuela países caracterizados por la presencia de una compañía 100% estatal dominante. Durante las últimas dos décadas, los operadores privados se convirtieron en compañías relevantes dentro de países como Ecuador y Venezuela, donde su contribución a la producción llegó a ser de más del 40%.

Además, estos países nunca avanzaron en la privatización de la empresa estatal como en los casos de Brasil y Colombia, países cuyas compañías petroleras estatales han incursionado en el mercado bursátil. Colombia ha colocado parte de las acciones de la compañía estatal Ecopetrol en manos privadas, mientras que Brasil parcialmente privatizó a Petrobras transfiriendo la mayoría de sus acciones a manos privadas aun cuando mantuvo el control de la empresa a través de acciones con derechos especiales aumentando el estado su participación accionaria. En Colombia y en menor medida en Brasil, también existe una relevante participación de empresas privadas operadoras.

Por último, al otro extremo, encontramos casos de privatización plena en los años noventa, como fue el caso de Argentina, Bolivia (a través de la capitalización popular) y del Perú. Aunque en los últimos cinco años hemos presenciado una significativa reversión en la privatización en Bolivia.

En cuanto al carácter regulatorio y fiscal, tenemos que también se observó una gran variedad en las tendencias dentro de la región durante la última década de precios altos. Argentina, Bolivia, Ecuador y Venezuela han renegado de los compromisos suscritos en contratos petroleros y han aumentado la participación del estado sobre la producción. Se podría decir que estos países fueron víctimas de su propio éxito.

Cuantiosas inversiones realizadas en la década anterior aumentaron a su vez significativamente la producción y/o las reservas. Luego, el hecho de encontrarse ya en una etapa donde las altas inversiones inmovilizadas se habían realizado junto con el aumento de precios internacionales crearon las condiciones perfectas para la renegociación de contratos por parte de los gobiernos. Por el contrario, países como Brasil, Colombia y Perú han fortalecido la credibilidad de su marco regulatorio en los últimos años con miras a hacerse más atractivos a la inversión privada cuya participación han buscado promover dentro del sector. El éxito de Perú es un importante referente.



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Las regulaciones de gas y petróleo se encuentran enmarcadas dentro de las instituciones políticas de cada país. Países como Brasil y Colombia que han fortalecido el marco institucional del sector petrolero y gasífero han tenido también relativamente buenas posiciones en indicadores de fortaleza institucional y estado de derecho, que no están basadas en el sector energía sino que son de carácter general, como las publicadas por el Banco Mundial y por el Banco Interamericano de Desarrollo.

Por el contrario, encontramos que los países cuyos gobiernos han cambiado las reglas del juego con relación a los impuestos y al marco institucional que rige los hidrocarburos son también países que tienen baja puntuación en las medidas generales que hemos mencionado anteriormente. Por ejemplo, un país con la dotación institucional actual de Ecuador o Venezuela tendrá dificultades para convencer a inversionistas de su compromiso a respetar los contratos ofreciendo solamente garantías institucionales nacionales, como las cortes locales. Bolivia es un caso interesante pues tuvo puntuaciones relativamente buenas en estas medidas antes de convertirse en uno de los líderes de la nacionalización de los recursos y deteriorar sus indicadores generales. Argentina ha seguido este rumbo.

Cambios en los impuestos y contratos petroleros han ocurrido también en países que gozan de una alta calidad institucional como Gran Bretaña, Canadá y Estados Unidos, demostrando lo fuerte que pueden ser los incentivos para expropiar o cambiar los contratos, aún en presencia de instituciones muy sólidas.

A continuación dedicaremos un breve análisis a algunos países de la región.

Venezuela

Venezuela tiene mucha experiencia en cuanto a la comercialización de hidrocarburos e ilustra la dinámica de que los ciclos de expropiación suceden a los ciclos de inversión. Los periodos de renegociación de contratos han coincidido con el fin de ciclos de inversión exitoso, y las nacionalizaciones han ocurrido durante periodos de auge de los precios.

Venezuela se ha comportado como se podría esperar de un exportador neto típico con horizontes temporales cortos a la hora de tomar decisiones, con el objetivo claro de maximizar rentas a corto plazo y de subsidiar al mercado interno de productos petroleros como la gasolina.

Asimismo, el caso venezolano demuestra los conflictos que se generan entre gobiernos, compañías y otros actores cuando los sistemas impositivos poco flexibles no permiten a los gobiernos apropiarse de las mayores rentas que resultan de los incrementos de precio.

Venezuela es el único miembro fundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en Latinoamérica. El petróleo es la fuente principal de ingresos fiscales, representando alrededor del 50% de los ingresos en el presupuesto y alrededor del 90% de las exportaciones. En la historia petrolera venezolana hay dos periodos de ciclos de inversión seguidos de ciclos de expropiación muy distintivos. El petróleo representa la primera fuente de exportaciones del país desde el año 1928. En el primer ciclo, vemos que después de décadas de inversión por parte fundamentalmente de compañías internacionales, los impuestos a estas compañías fueron aumentando significativamente en los sesenta y setenta, y las concesiones petroleras no fueron renovadas. La inversión petrolera, como consecuencia, declinó desde 1958 hasta 1976. Por otro lado, la capacidad de producción continuó aumentando hasta los primeros años de los setenta, punto en el cual cayó abruptamente. En ese entonces, la producción colapsó pero mucho después que la inversión declinó como suele suceder en este tipo de industrias con altos costos hundidos. Luego, en 1976, se nacionalizó la industria petrolera. Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), la recién creada compañía petrolera nacional, incrementó la inversión de manera significativa, apuntalada en el viento favorable de los altos precios petroleros. PDVSA fue diseñada con un sistema de gobernabilidad que minimizaba la interferencia política y la extracción de rentas por parte del gobierno, garantizando su autonomía financiera y operacional.

El segundo ciclo de inversión comienza a principios de los noventa, cuando se necesitaban cuantiosas nuevas inversiones para incrementar la producción. El gobierno abrió entonces de nuevo el sector a la inversión



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privada utilizando un marco contractual especial que proveía importantes garantías contra un eventual abandono de los compromisos adquiridos por el gobierno, que consistía en utilizar a PDVSA y sus activos en el extranjero como garantía. Como consecuencia de estos contratos, la inversión privada aumentó sustancialmente hacia finales de los noventa, aumentando la producción en 1.2 millones de barriles diarios para el 2005.

Luego de 1998, con el ascenso al poder del presidente Chávez, el gobierno comenzó a extraer más recursos de PDVSA. A finales del año 2001 se decreta una nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos que sería utilizada eventualmente como herramienta para la expropiación. Sin embargo, no es hasta el 2005 que el gobierno toma acciones para cambiar los contratos y condiciones impositivas, así como nacionalizar parcialmente el capital de las empresas. ¿Por qué tarda el gobierno casi 6 años desde que llegó al poder para nacionalizar la industria de nuevo? La explicación pareciera encontrarse en las garantías y condiciones establecidas en los contratos que hacían difícil la ruptura de los mismos sin costos importantes para la nación, la dificultad para deshacer la autonomía institucional de PDVSA, y el hecho de que todavía estaban previstas inversiones significativas por parte de los privados para el periodo 1998-2004

En los años 2002-2003, las iniciativas del gobierno para eliminar la autonomía de PDVSA resultaron en una huelga masiva que disminuyó dramáticamente la inversión y la producción. El gobierno despidió a la mitad de la fuerza laboral y a la mayoría de la gerencia, tomando el completo control político de la compañía. Para el año 2004, el ciclo de inversión privada había concluido, y los altos precios internacionales aseguraban buenos beneficios a corto plazo para el gobierno si éste renegaba de sus compromisos estipulados en los contratos petroleros. En los dos años siguientes, el marco contractual petrolero cambió significativamente, aumentando el porcentaje de participación del Estado sobre las ganancias y el control sobre la inversión privada. Para el año 2007, el gobierno nacionalizó la industria petrolera, tomando control mayoritario en todos los proyectos operados por privados sin ofrecer compensación de mercado. El debilitamiento de las instituciones locales resultó en un nuevo ciclo de expropiación.

Interesantemente, a partir de 2009 la declinación de producción en Venezuela y la ruptura del ciclo de incremento de precios ha llevado a que una vez más el gobierno venezolano quiera atraer inversionistas para iniciar un nuevo ciclo de inversión en la Faja del Orinoco y en la extracción de gas natural costa afuera. Una vez más se repite la historia, la interrogante es si a pesar de los riesgos regulatorios y políticos estás inversiones se lograrán concretar.

Por ahora, tanto multinacionales como Chevron, ENI, Repsol, Gazprom como empresas estatales chinas e indias han firmado contratos para desarrollar nuevos proyectos, el tiempo dirá cuántas de estas inversiones se concretan, el atractivo geológico es innegable, el riesgo es institucional.

Para concluir, se puede afirmar que Venezuela ha renegociado contratos y ha incurrido en ciclos de expropiación más de una vez en su historia petrolera. La evidencia sugiere que estas negociaciones han ocurrido en periodos donde han existido altas rentas y luego de culminado un ciclo de inversiones. Asimismo, en periodos de precios bajos y necesidad de capital, el país se ha abierto a la inversión privada.

México

El caso de México es emblemático del uso de la compañía petrolera nacional como herramienta fiscal, financiera y política típica de un país exportador neto. Si el marco regulatorio no es reformado, el país probablemente enfrente en el futuro cercano la posibilidad de transformarse en importador.

La compañía petrolera estatal mexicana, PEMEX, no tiene autonomía financiera del gobierno, y ha sido tradicionalmente utilizada por el partido de gobierno – que hasta el 2000 fue uno solo, el Partido Revolucionario Institucional (PRI)- con fines clientelares.

También ha sido utilizada de forma sistemática como vehículo para garantizar deuda del gobierno. El presupuesto de PEMEX forma parte del presupuesto del Gobierno aprobado por el Congreso, por lo tanto



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consideraciones de carácter macroeconómico han prevalecido al momento de su diseño y elaboración. La excesiva dependencia fiscal del gobierno de PEMEX ha hecho que el gobierno tome más del 60% de las ganancias petroleras en la última década, porcentaje que es mayor al equivalente de PDVSA y PetroEcuador.

La ausencia de autonomía fiscal ha limitado la capacidad propia de PEMEX para invertir, convirtiéndole en una compañía altamente endeudada y que debe recurrir a mecanismos de pagos diferidos de proyectos, conocidos como Proyectos de Impacto Diferido en el Gasto, para financiar la expansión de la producción.

El sector petrolero y gasífero de México necesita urgentemente un aumento de las inversiones para mantener el volumen de exportaciones.

PEMEX es considerada una de las compañías petroleras estatales más ineficientes del mundo. El uso de la compañía para arreglos clientelares ha tenido como consecuencia que los sindicatos laborales y el PRI se hayan apropiado de la renta petrolera.

Sin embargo, aun en esas circunstancias y debido simplemente al hecho de poseer cuantiosas reservas, PEMEX ha podido proveer al Estado de rentas significativas, logrando que México haya sido un exportador neto hasta ahora con menos dificultades fiscales que Argentina, Ecuador o Venezuela.

Como consecuencia de lo anterior, México ha podido posponer la privatización o apertura a la inversión privada, lo cual es consistente con la teoría que sostiene que mientras los países no tengan dificultades fiscales y tengan altas reservas no tienen incentivos para abrirse a la inversión privada. Pero desde hace una década es evidente la necesidad de reformar a PEMEX para darle más autonomía operacional y financiera y atraer operadores internacionales para la exploración y operación de yacimientos costa afuera.

Dicha reforma es absolutamente crucial para revertir la declinación de la industria petrolera mexicana y lamentablemente no se ha podido avanzar sino muy tímidamente en esa dirección por obstáculos políticos. Es ilustrativo, que es el área de gas natural, donde México es altamente deficitario que se ha logrado una mayor apertura.

Para concluir, tenemos que el marco institucional basado en un monopolio estatal con poca autonomía ha permitido que el gobierno capture las rentas crecientes, pero con la desventaja de que la expropiación de las ganancias ha dejado a la compañía petrolera nacional con una alta deuda y poca capacidad de inversión.

Ecuador

Petroecuador, al igual que PEMEX, ha tenido una autonomía financiera y operacional muy limitada. El gobierno, no la compañía, recauda los ingresos petroleros y le devuelve a Petroecuador muy pocos recursos para destinar a la reinversión. Por lo tanto, la compañía ha tenido dificultades persistentes para cumplir sus planes de inversión. Fue debido a las dificultades financieras de la compañía, que se le ofrecieron condiciones atractivas a los privados en los noventa. En 1993, se establecieron contratos de producción compartida, y en 1999 se establecieron empresas mixtas.

Las reformas de los noventa fueron muy exitosas en la atracción de inversión. En los últimos años, Ecuador aprobó reformas legales aumentando la participación del Estado en las ganancias y también renegó de los compromisos establecidos en los contratos con la compañía privada Occidental Petroleum. El Presidente Rafael Correa fue electo con una plataforma electoral que prometía la nacionalización de los recursos y su acción se ha traducido en un aumento del control de la actividad petrolera por parte del gobierno e incremento de los impuestos.

Como en el caso venezolano, el éxito que tuvo Ecuador atrayendo inversión privada en los noventa junto con el aumento del precio del petróleo a partir del año 2000, proveyó al gobierno de incentivos y oportunidades para renegar de sus compromisos originales. Asimismo, como en el caso de México, la estructura de gobernabilidad de la compañía estatal petrolera ha favorecido la expropiación excesiva de las ganancias por parte del gobierno y ha facilitado la caída o el estancamiento de la inversión en el sector.



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Brasil

Brasil es un ejemplo de un país importador neto que se ha convertido progresivamente en autosuficiente. El marco institucional ha proyectado credibilidad a los inversionistas y ha prevenido la expropiación de la compañía petrolera estatal. A pesar de ser el tercer productor más grande de la región y tener las segundas mayores reservas, recientemente superando a México, Brasil ha sido hasta hace pocos años un significativo importador neto.

Ha logrado reducir exitosamente su dependencia de las importaciones en la última década con una combinación de políticas de incrementos de producción y sustitución de consumo interno de gas por etanol.

El sector petrolero se abrió a la inversión privada en 1995-1997, eliminando el monopolio establecido constitucionalmente de la compañía petrolera estatal, Petrobras. Para otorgarle mayor credibilidad al marco regulatorio frente a inversionistas privados, el gobierno creó una agencia regulatoria independiente para supervisar el sector petrolero. Además de esta acción tan importante, Petrobras ha sido parcialmente privatizada. Aun cuando el Estado mantiene el control de la mayoría de las acciones con derecho a voto, la mayoría del capital de la compañía se encuentra en manos privadas.

La autonomía institucional y los sistemas de rendición de cuentas de Petrobras contribuyeron al aumento significativo de los niveles de producción e inversión, ya fuere a través de la actuación directa, de empresas mixtas con compañías petroleras internacionales o a través de mecanismos de project finance.

Como resultado, Brasil ha reducido su dependencia de las importaciones de petróleo y gas, y ha casi alcanzado la autosuficiencia energética. La reforma de Petrobras y del sector petrolero brasileño contrasta de manera importante con la ausencia de reforma en Pemex y Petroecuador y con la politización de PDVSA, compañías de exportadores netos que teóricamente “compiten” con la petrolera brasileña. El hecho de que Brasil haya sido hasta recientemente un importador neto ha generado los incentivos para atraer inversión en petróleo reduciendo así la dependencia de las importaciones y permitiéndole al gobierno mantener los precios al mercado interno cerca de los internacionales – a diferencia de los exportadores netos de la región.

Sin duda que la calidad institucional del Estado brasileño, una de las más altas de la región, puede ayudar a explicar que Petrobras se destaque por encima de sus pares en la región por su eficiencia y buen manejo. Brasil también destaca por sus políticas de Estado, de largo plazo, en materia energética en contraste con la mayoría de los países de la región. Sin embargo, también es cierto que el hecho de ser un importador neto y de no tener una abundancia de reservas en relación al tamaño de su economía y población creó los incentivos necesarios para que el país se enfocara en el desarrollo de su potencial energético y no en la maximización de las rentas extraídas al sector.

Los recientes descubrimientos de reservas de petróleo costa afuera prometen hacer de Brasil un relevante exportador neto en el futuro, posiblemente con consecuencias muy significativas para los incentivos que tienen los actores y la economía política del sector. En los últimos años ya se nota el cambio de actitud en las elites políticas y en la población en relación al tema energético. Aún cuando todavía no se ha materializado la producción de los yacimientos de pre-sal, con la expectativa de abundancia, el país parece estar asumiendo una actitud de exportador neto, enfocándose en la captura de rentas y en su distribución.

Afortunadamente los instintos rentistas propios de cualquier gran descubrimiento de reservas parecen haber sido por ahora razonablemente manejados por el Estado brasileño. Si bien se le ha dado a Petrobras acceso preferencial a las reservas del pre-sal y el Estado ha monetizado ese acceso incrementando su participación accionaria en Petrobras de manera significativa, las propuestas más radicales de nacionalización fueron puestas a un lado. Es importante entender que se puede crear un marco fiscal y regulatorio que permita al estado capturar las rentas petroleras sin reducir los incentivos para el desarrollo del potencial energético del país y esto no requiere un rol preferencial para la empresa estatal. Sin embargo, dentro de las posibles opciones de política la tomada por el Estado brasileño parece relativamente equilibrada, el reto será seguir manteniendo ese equilibrio entre que los accionistas y acreedores privados de Petrobras no se apropien de



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rentas excesivas y al mismo tiempo sigan teniendo los incentivos adecuados para asumir los riesgos de la nueva inversión. Finalmente, es importante que el acceso preferencial de Petrobras no elimine los necesarios estímulos a la eficiencia generados por la sana competencia con empresas multinacionales.

Colombia

El caso colombiano ilustra los potenciales peligros de que un país asuma una mentalidad rentista luego de descubrimientos y periodo de alta inversión, pero también ilustra muy bien como un Estado es capaz de enmendar el rumbo y ajustar las políticas de manera efectiva.

En los noventa el auge de producción petrolera generó efectos macroeconómicos perversos contribuyendo a problemas fiscales y de competitividad, adicionalmente las condiciones eran poco atractivas para la inversión en exploración, a lo que también perjudicaba el estado de inseguridad de las inversiones provocado por la actividad guerrillera.

Ante la perspectiva de convertirse en importador neto, el Estado colombiano adoptó una serie de reformas fiscales y contractuales en 1999 y luego en 2005 para hacer más atractiva la inversión y mejorar la competitividad de la empresa estatal Ecopetrol. Siguiendo el modelo brasileño, que a su vez se inspiró parcialmente en el noruego, se colocó una fracción del capital de la estatal en el mercado de valores de manera muy exitosa, dándole a la empresa mayor autonomía financiera y operacional, y se creó una agencia regulatoria independiente. La credibilidad y atractivo para la inversión generadas por las reformas institucionales iniciaron una reversión de la caída de producción.

Entre 2007 y 2012 la producción se ha incrementado en más de 150 mil barriles diarios, en buena parte por el éxito de la compañía privada Pacific Rubiales, liderada por expatriados venezolanos despedidos de PDVSA durante el gobierno de Chávez.

A diferencia de los casos de Bolivia, Ecuador y Venezuela, la década de los noventa no generó un aumento de la producción o las reservas, y por consiguiente, no se tradujo en la generación de incentivos para la expropiación en los últimos años. En los últimos años Colombia más bien requería iniciar un nuevo ciclo de inversiones. La declinación de la producción y reservas hizo que Colombia actuara como un importador, creando todos los incentivos para promover la inversión.

Perú

El éxito peruano se refleja en una inversión superior a 1.000 millones de dólares el 2012 en exploración y explotación.

El vecino país cuenta con 16 tpc de gas probadas, ocupando en la actualidad el segundo lugar en el Cono Sur. El Perú tomó otras acciones contrarias a la “nacionalización” y se abrió a la inversión privada extranjera que se resume en los 86 contratos suscritos desde 2005. Llama la atención los contratos para exploración “que representan el verdadero barómetro del interés que el potencial petrolero peruano suscita entre los inversionistas”. El número de empresas petroleras que trabajan en suelo peruano es de 55, sobre todo en el “upstream”.

EL GAS NATURAL Y LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

En los últimos años, el consumo de energía ha mostrado un gran dinamismo, particularmente entre los países en vías de desarrollo. En esta tendencia la energía eléctrica ha adquirido un particular protagonismo debido a los cambios en los patrones de consumo y al crecimiento económico. En la década de 1980 apareció la posibilidad de generar electricidad a partir del gas natural con la tecnología del ciclo combinado, lo que ha otorgado una creciente importancia a este combustible como insumo para la generación. Desde una perspectiva global, estos aspectos definen cambios en las estrategias corporativas y acrecientan el interés por integrar los subsectores del gas natural y la electricidad.



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Durante la década de 1990 se llevaron a cabo profundas y extensas modificaciones de los marcos regulatorios de los mercados del gas natural. Estas transformaciones comenzaron en el Reino Unido y Estados Unidos, para luego continuar en la Unión Europea y extenderse a América Latina y el Caribe debido a que las empresas europeas debían incrementar su tamaño para evitar que los operadores más grandes las adquirieran. Entonces en una primera etapa, las fusiones y adquisiciones se concentraron en el ámbito nacional, por lo que aumentó la concentración en los mercados locales. Una segunda fase fue la internacionalización que se verificó fuera de las fronteras de la Unión Europea.

Este proceso conllevó enormes montos de inversión extranjera directa (IED), principalmente para la compra de activos existentes. Este fue el instrumento más utilizado por las empresas transnacionales de energía para desarrollar su estrategia de expansión internacional y alcanzar posiciones de liderazgo en los mercados locales. Las empresas españolas fueron las impulsoras y los agentes más dinámicos en la expansión hacia la región y pronto les siguieron otras empresas europeas.

En esta década también comenzaron a aparecer problemas regulatorios que desincentivaban la inversión en ampliación, mantención y modernización de los sistemas de energía en el Cono Sur (Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Paraguay y Uruguay), y que se vieron ahondados por factores climáticos y macroeconómicos. Por este motivo, la apertura del sector eléctrico al capital extranjero no tuvo como consecuencia una expansión de la capacidad de generación. A pesar de los grandes volúmenes de IED el aumento registrado tras los procesos de privatización no ha sido suficiente. Además, dado que las proyecciones indican una tendencia al alza del consumo energético, la posibilidad de saturación de los sistemas de generación es alarmante. En la mayoría de los países, los márgenes entre la capacidad máxima de generación y la demanda existente son escasos. La excepción la constituye Paraguay, que cuenta con la represa de Itaipú.

Las empresas transnacionales invirtieron aprovechando los procesos de privatización tratando de incrementar sus reservas de hidrocarburos y su presencia en los sistemas de transporte, así como ingresar en el sector eléctrico. Esto se dio en un contexto de alza en los precios del petróleo, que favoreció su situación financiera para acometer las inversiones. Una vez posicionadas como operadores dominantes en los mercados latinoamericanos, las empresas transnacionales comenzaron a reorientar sus estrategias. No solo era importante tener presencia física en las economías de la región, sino que se empezó a vislumbrar una incipiente integración de los activos de gas y electricidad. Esta nueva dinámica fue ralentizada por la crisis energética acontecida en el ámbito mundial, que tuvo una alta repercusión en el Cono Sur.

La respuesta general de las filiales de las empresas transnacionales consistió en profundizar el saneamiento financiero y concentrarse en su actividad más importante, la energía eléctrica. No todas ellas pudieron sortear la crisis. Tal es el caso de la empresa estadounidense Enron, que comenzó a alejarse de su línea principal de negocio y aumentó la importancia relativa de actividades especulativas, lo que finalmente le llevó a la quiebra.

Es innegable que la demanda de electricidad crece exponencialmente. En 1970, el consumo total de energía primaria (petróleo, gas natural, carbón, energía nuclear y fuentes renovables) se situaba en unos 5.200 millones de toneladas equivalentes de petróleo (TEP). En el 2011 superaron de lejos los 10.000 millones de TEP y las proyecciones indican que se superarán los 16.000 millones de TEP en el 2025. Este incremento se explica por el crecimiento económico y la modernización de las pautas de consumo de la población ligadas al uso de electrodomésticos, aire acondicionado y otros, con el consiguiente auge de la demanda energética, principalmente de la electricidad.

Se estima que para el 2025 el crecimiento del consumo de electricidad sería aún más dinámico que el incremento del consumo total de las fuentes primarias y alcanzaría 23.072 billones de kilovatios hora, lo que supondría un incremento del 74% en ese mismo período. El aumento de la demanda sería más acentuado en los países en desarrollo que en los países industrializados. América Latina y el Caribe registrarían un alza del consumo de electricidad del 3,3% anual en el mismo período.



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A escala mundial, la generación eléctrica depende principalmente del carbón y las fuentes renovables. Según las previsiones, en el futuro el petróleo y la energía nuclear perderían el protagonismo que tuvieron en décadas pasadas como consecuencia del alza de precios de los hidrocarburos y de las políticas deliberadas para frenar el desarrollo nuclear. En contraposición, el gas natural aumentaría su importancia como combustible utilizado para la generación eléctrica se estimará que llegará al 31,5% hasta el 2030 y se convertiría en el segundo insumo energético más importante, después del carbón.

El uso del gas natural como insumo para la generación de electricidad en América presenta las siguientes ventajas significativas:

– Menor costo que otros insumos como carbón, petróleo o energía nuclear. En el largo plazo, tan solo la generación hidroeléctrica resulta más barata.

– Menor impacto negativo en el medio ambiente.

– Para los países con fuerte dependencia de la generación hidroeléctrica, el uso del gas natural es una oportunidad de diversificación que reduce su vulnerabilidad ante crisis de origen climático.

Además, hay que sumar los beneficios ligados a la tecnología de ciclo combinado, en la que se utiliza gas natural como combustible para la generación de electricidad. Las plantas en las que se aplica esta tecnología tienen un reducido costo de instalación, su período de construcción no sobrepasa los tres años, son más eficientes y en caso de desabastecimiento de gas natural, pueden utilizar otros insumos para la generación, como el carbón, el petróleo o alguno de sus derivados. El gas natural se ha revelado como el insumo energético del futuro. Su consumo se incrementó de 903 a más de 2.5 millones de TEP entre 1970 y el 2011, y se estima que alcanzará los 4 millones de TEP en el 2025.

LAS BASES PARA UNA INTEGRACIÓN SUBREGIONAL

Mientras el consumo mundial de electricidad se incrementaba un 40% en los últimos 10 años, mientras que en Chile, Argentina y Brasil los aumentos fueron de 153%, 79% y 64%, respectivamente. Por otra parte, en el mismo período, el consumo de gas natural en el mundo aumentaba un 30% frente al 320% registrado en Brasil y Chile y el 70% en Argentina.

La estructura futura de las matrices de energía de cada país estará determinada básicamente por la existencia de reservas de gas natural en su territorio, así como de políticas gubernamentales que estimulen la diversificación de fuentes de energía.

Esta distribución territorial poco homogénea entre la oferta (reservas comprobadas) y la demanda (centros de consumo) ha determinado el trazado de los gasoductos que existen en el Cono Sur, y particularmente de aquellos orientados a la exportación. Como se ha anticipado, una parte importante del aumento del consumo de gas natural responde a su utilización como fuente energética para la generación de electricidad. Este hecho ha marcado las características del parque generador de los países de la subregión: Argentina y Bolivia poseen centrales termoeléctricas en su mayoría, mientras que en Brasil y Chile predominan las hidroeléctricas.

Este panorama revela una serie de desafíos en el subsector del gas natural:

Argentina precisa nuevas inversiones en exploración para extender el horizonte temporal de sus reservas de gas natural y para ampliar y mejorar su infraestructura de transporte. Sin embargo, en la actualidad no existen los incentivos adecuados para ello, particularmente mientras no se resuelvan los conflictos asociados a la fijación de tarifas.



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En Bolivia, resulta de especial urgencia reencaminar el marco jurídico en el que se desarrollarían las iniciativas privadas, se debe fomentar las inversiones y avanzar en la resolución de las disputas territoriales para articular el sistema nacional de transporte y distribución de gas natural.

En Brasil continuar con su avance en la diversificación y la exploración y producción offshore

Chile, los desafíos se centran en la diversificación de la matriz energética y en aumentar la confiabilidad del abastecimiento de gas natural.

En síntesis, se espera un incremento considerable del consumo de energía eléctrica y una utilización creciente del gas natural para su generación. Estas tendencias mundiales son más acusadas en América Latina y el Caribe. En el Cono Sur, se ha extendido el uso de la tecnología del ciclo combinado, lo que podría dar origen a una integración progresiva de la cadena energética eléctrica y de gas natural. Este hecho se manifiesta en las estrategias de las empresas eléctricas y de hidrocarburos. Sin embargo, en cada subsector se plantean numerosos desafíos que podrían atenuarse con una mayor integración energética subregional, acompañada de una armonización regulatoria que incentivara la inversión y particularmente asegurara la estabilidad de las reglas del juego.

ESTRATEGIAS DE LAS EMPRESAS TRANSNACIONALES DE ENERGÍA

Siguiendo una dinámica absolutamente lógica, las empresas eléctricas comenzaron a mostrar interés en acercar los insumos energéticos a los grandes centros de consumo participando en la construcción de gasoductos transfronterizos. No obstante, pronto este proceso se vio truncado como consecuencia de la compleja crisis que debieron enfrentar las compañías extranjeras y estas empresas articularon planes de reorganización corporativa basados esencialmente en un regreso hacia su actividad principal, es decir la generación, transmisión y distribución de electricidad, y en una amplia iniciativa de saneamiento financiero. Los mercados financieros castigaron con dureza a las compañías eléctricas, lo que limitó el acceso de estas a nuevos recursos. Al mismo tiempo, varias empresas petroleras comenzaron a ampliar su participación en la cadena gas natural-electricidad, estimuladas por los favorables precios del petróleo y las buenas oportunidades de negocio derivadas de las dificultades que enfrentaban las compañías eléctricas.

En la actualidad, comienzan a definirse las bases para una mayor integración de los segmentos de electricidad y gas natural. Por ello, tanto las empresas de electricidad como las de hidrocarburos muestran interés por mantener activos en ambas actividades, avanzando hacia la constitución de empresas energéticas integradas. Por una parte, las empresas eléctricas desean tener control sobre los insumos necesarios para la producción de energía. Por otra, las compañías petroleras desean asegurarse un mercado para el gas natural que producen.

En el afán de acercar las reservas a los mercados consumidores, varias de estas compañías han participado activamente en la construcción y administración de la nueva red de gasoductos del Cono Sur, en algunos casos como socios de empresas eléctricas.

Asimismo, con el fin de asegurar mercados para el gas natural, han mostrado un incipiente interés en la generación eléctrica. La difícil situación de las empresas eléctricas y las buenas condiciones financieras derivadas del alza del precio del petróleo han permitido a las empresas de hidrocarburos aprovechar algunas de las oportunidades surgidas de la mayor integración entre gas natural y electricidad. Sin duda, la introducción de la tecnología del ciclo combinado, en el marco de las iniciativas de diversificación de la matriz energética implementada por algunos gobiernos latinoamericanos, ha favorecido este proceso.

TOTAL (EX TOTALFINAELF): ¿UNA EMPRESA AUDAZ?

En el 2000 nace Total, resultado de una serie de consolidaciones empresariales: en 1999 se fusionaron la francesa Total con la belga Petrofina para formar Totalfina, que un año más tarde se fusionó con



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ElfAquitaine y dio lugar a TotalFinaElf, (la actual Total), cuarta empresa petrolera del mundo con presencia en 130 países, sobre todo en Europa, África y Asia.

Su presencia en América Latina está concentrada en la exploración y explotación de reservas de hidrocarburos en Argentina, Bolivia, Colombia, la República Bolivariana de Venezuela y Trinidad y Tobago, heredados de emprendimientos de las antiguas Total y ElfAquitaine a finales de la década de 1970. Además, esta compañía ha participado activamente en algunos de los proyectos más importantes de transporte de gas natural en el Cono Sur y ha ido fortaleciendo su presencia en campos de producción en Argentina y Bolivia.

Total ha optado por conectar sus campos de gas natural (Argentina y Bolivia) con los grandes centros de demanda (Brasil y Chile), para lo cual ha participado en los consorcios que han construido algunos de los nuevos gasoductos privados. A diferencia de otras, esta empresa ha liderado varios de estos consorcios y ha ejercido la gestión de los gasoductos. Esta estrategia se consolidó con la adquisición de las participaciones de Trans Canadá Pipelines Limited en tres gasoductos que forman un sistema interconectado para el abastecimiento de gas natural de los mercados de Argentina, Chile y parte de Brasil. Los casos más relevantes son Gas Andes, que lleva gas natural desde la cuenca de Neuquén hacia Santiago de Chile; la Transportadora de Gas del Norte (TGN) en el norte de Argentina; y la Transportadora de Gas del MERCOSUR (TGM) que conecta TGN con el sur de Brasil. Además, participa en otros gasoductos en los que no es el operador principal, entre los cuales destacan las conexiones entre Bolivia, Brasil y Uruguay.

TABLA C5.1: TOTAL: PARTICIPACIONES EN GASODUCTOS DEL CONO SUR


Este protagonismo en la gestión de algunos de los gasoductos más importantes del Cono Sur ha colocado la compañía en una muy buena posición para profundizar su participación en la cadena gas natural-electricidad. Desde el año 2000 ha ido adquiriendo diversas participaciones en el sector eléctrico, entre las que destacan algunos de los activos de Gener AES, subsidiaria de AES Corporation, en Argentina. Entre estos últimos cabe mencionar el 64% de la Central Puerto (2.165 MW) y el 70% de Hidroneuquén (1.400 MW), empresa propietaria del 59% de la Central de Piedra de Águila, entre otras.

En síntesis, Total posee una importante participación el sector de hidrocarburos, tanto en reservas como en producción, así como en el transporte de gas natural con más de 9.000 kilómetros de gasoductos. Un poco más distanciada de los problemas que aquejaron a las compañías eléctricas y favorecidas por los altos precios del petróleo, tuvo la liquidez necesaria para profundizar la integración de la cadena gas natural-electricidad. Las dificultades de algunos de los principales operadores eléctricos abrieron nuevas



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oportunidades de negocio merced a las cuales Total adquirió sus primeros activos en generación de electricidad en Argentina, que se acoplan perfectamente a sus intereses en el área del gas natural. Esta es una de las primeras experiencias explícitas de una empresa petrolera que busca avanzar en la cadena gas natural-electricidad en el Cono Sur. No obstante, también es cierto que incurrió en grandes riesgos, acometiendo sus adquisiciones en el período más difícil de la crisis argentina. De hecho, compró poco antes de la devaluación del peso, lo que afectó de forma importante la valoración de sus activos en Argentina. De existir las condiciones adecuadas en el contexto económico, político y regulatorio, es muy probable que esta empresa pueda invertir en la ampliación de la capacidad de generación eléctrica, que es la necesidad más urgente para los países del Cono Sur.

Petrobras: una empresa transnacional latinoamericana con gran potencial

Petrobras es un grupo regional controlado por el Estado brasileño, que posee el 55,7% de las acciones con derecho a voto. Líder sin contrapeso en el mercado de Brasil, inició su expansión internacional y diversificación a principios de la década de 1970. Su estrategia se aceleró en el período reciente, con los cambios de la legislación nacional y la apertura de los mercados energéticos en los países vecinos. En la actualidad cuenta con inversiones en Angola, Argentina, Bolivia, Ecuador, Estados Unidos, Nigeria, Perú y la República Bolivariana de Venezuela, estando entre las 500 empresas más grandes.

El mercado foráneo más importante para la petrolera brasileña es Argentina. En el 2002, la presencia de Petrobras en este país se fortaleció con la adquisición de paquetes mayoritarios de las sociedades controladoras del grupo argentino Pérez Companc, por las que pagó un monto cercano a los 1.028 millones de dólares. Esta operación le permitió incorporar nuevos activos en Bolivia, Brasil, Ecuador, Perú y la República Bolivariana de Venezuela.

A mediados de la década de 1990, Petrobras puso en marcha una decidida iniciativa de diversificación hacia el negocio del gas natural. Su objetivo es obtener los máximos beneficios de la explotación en las cuencas productoras de Argentina, Bolivia y Brasil, donde la compañía tiene intereses. Asimismo, con los nuevos descubrimientos de gas natural en la cuenca de Santos (en la costa de São Paulo), se estima que las reservas de la compañía podrían triplicarse en el 2015 y alcanzarían un monto similar a las de Bolivia. Este hecho podría modificar sustancialmente la matriz energética brasileña, elevando la importancia relativa del gas natural de un 7,5% a un 15% en el 2015. Sin embargo, en la actualidad, gran parte del gas natural consumido en Brasil se importa por medio de gasoductos desde Bolivia y Argentina.

Las exigencias de la demanda interna brasileña y la ubicación de las principales reservas de la compañía han obligado a Petrobras a comprometerse decididamente en la construcción y gestión de gasoductos transfronterizos, que alimenten las redes nacionales de transporte y distribución de gas. En asociación con otras empresas energéticas (Royal Dutch/Shell y Enron), construyó el gasoducto que une Santa Cruz (Bolivia) con São Paulo. Petrobras es el operador del tramo brasileño, denominado Transportadora Brasileira Gasoducto Bolivia -Brasil S.A. (TGB).

La petrolera brasileña posee el 9% de las acciones del tramo boliviano, así como el 44,5% del Gasoducto Yacuiba-Río Grande (GASYRG) y el 100% de los gasoductos de la Transportadora San Marcos, empresa creada para el transporte de hidrocarburos desde Bolivia a Brasil (Puerto Suárez-Corumbá). En Argentina, Petrobras controla la Transportadora de Gas del Sur (TGS), propietaria de una importante red de gasoductos que unen las cuencas austral y neuquina con Buenos Aires.

Como resultado de esta decidida política de interconexiones energéticas para abastecer el mercado brasileño, la empresa tiene programado seguir invirtiendo en esta línea. Petrobras pretende invertir unos 3.000 millones de dólares en los próximos 10 años. De hecho, Petrobras y el gobierno argentino llegaron a un acuerdo para ampliar la capacidad de TGS, para lo que se invertirían unos 285 millones de dólares, parcialmente financiados por el BNDES. Este emprendimiento reviste una importancia particular, ya que la capacidad de transporte de gas es uno de los grandes “cuellos de botella” que tiene el sistema de gasoductos argentino y que ocasionan problemas de desabastecimiento



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Petrobras no se ha detenido en este punto y está avanzado en la integración de la cadena gas natural-electricidad, lo cual resulta muy relevante dada la necesidad de diversificación de fuentes energéticas que demanda la economía brasileña, en especial luego de las consecuencias de la última sequía. En Brasil, la petrolera posee una significativa participación en la propiedad y gestión de centrales termoeléctricas y se prevé un incremento de sus inversiones en este sentido. En Argentina, la compra de Pérez Compa le dio acceso a los segmentos de generación, transmisión y distribución. En la actualidad, Petrobras genera el 6,5% de la electricidad del país, por medio de Generación Eléctrica Buenos Aires (GENELBA) y las hidroeléctricas Piedra del Águila y Pichi Picón Lulú. Además posee el control compartido de la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión S.A. (TRANSENER), la principal empresa de transmisión, y una importante participación en la distribuidora de la zona central y sur de la Ciudad de Buenos Aires, EDESUR, controlada por Endesa.

Con esta sólida posición en Argentina, Petrobras pretende seguir ampliando su presencia regional en el negocio eléctrico. En un período relativamente breve, la petrolera brasileña ha consolidado avances significativos en materia de diversificación energética y regional. Las reservas de gas natural en otros países se transportan, por sus gasoductos, hasta el mercado doméstico para alimentar a sus generadoras, entre otras actividades. Asimismo, la compra estratégica de Pérez Compac le dio acceso a los demás segmentos del sector eléctrico en Argentina, lo que complementó con las reservas que poseía en este país. Así, Petrobras se ha consolidado como un integrador regional que produce electricidad a partir de sus propias reservas. Además, su estrategia se ve reflejada en un incremento del valor de su acción que le facilitará el acceso al crédito en el futuro para dar continuidad a sus emprendimientos. El respaldo de los inversionistas internacionales a la estrategia de Petrobras convierte a esta compañía brasileña en uno de los agentes mejor posicionados para abordar uno de los mayores desafíos del sector energético del Cono Sur: incrementar la capacidad de generación de electricidad en el corto y mediano plazo.

Repsol YPF: una riesgosa aventura argentina

En 1986, tras la incorporación de España a la Comunidad Económica Europea (CEE), actual Unión Europea (UE), se reorganizó el sector petrolero español con el propósito de introducir la competencia. Para este fin se creó Repsol, en reemplazo de Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH). Tres años después comenzó su privatización, que finalizó en 1997. Rápidamente Repsol se convertiría en uno de los principales operadores internacionales del sector. A mediados de la década de 1990, de manera similar a otras empresas españolas, Repsol desarrolló su expansión internacional, sobre todo en América Latina y el Caribe. Su estrategia se centró en la adquisición de empresas que tenían posición dominante, debido a su experiencia en el manejo de estructuras monopólicas. En la actualidad, Repsol (actualmente Repsol YPF) tiene presencia en 29 países en cuatro continentes (Repsol YPF, 2006) y se ubica entre las 100 empresas más grandes del mundo.

Esta renovada estructura permitió a Repsol YPF introducir entre sus directrices estratégicas la diversificación hacia la cadena gas natural-electricidad. En su mercado de origen, el interés por el gas natural se manifestó en la compra de Gas Natural SDG, S.A. En América Latina, sobre todo a raíz del deterioro de la situación económica en Argentina, este proceso se ha visto ralentizado, pero no postergado. Repsol YPF se ha posicionado con solidez en las reservas de gas natural de Argentina y Bolivia, así como en los principales gasoductos que unen Chile y Brasil con los centros de producción.

Esta compañía española se encontraba en un entorno inmejorable para unir la oferta y la demanda de este importante insumo para la producción de energía eléctrica. La integración en la cadena gas natural electricidad es aún reducida, pero se va manifestando progresivamente. Muy importante la participación de Repsol YPF en la central de ciclo combinado Dock Sud (controlada por Endesa) y con anterioridad había mantenido intereses en la distribuidora EDENOR, ambas en Argentina.

El alto grado de exposición de Repsol YPF en Argentina hizo muy vulnerable a la empresa ante la crisis. La Ley N° 25.561 de emergencia económica, que congeló en moneda local las tarifas de los servicios públicos, deterioró los ingresos de la compañía medidos en euros y complicó la gestión de sus pasivos. Además, Argentina y Bolivia establecieron impuestos a las exportaciones de hidrocarburos, lo que dificultó aún más la



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situación financiera de la compañía. Además de los problemas macroeconómicos y regulatorios, la compañía ha tenido que lidiar con la incertidumbre política. En Bolivia, la indefinición de una política de hidrocarburos anuló el proyecto para la exportación de gas natural licuado, a través de Chile, desde el campo Margarita hacia Estados Unidos y México, donde Repsol YPF participaban en el consorcio Pacifico LNG.

Al igual que la mayoría de las empresas de energía, Repsol YPF implementó un plan de contingencia para enfrentar las dificultades: ralentizó sus inversiones y realizó algunas ventas de activos no estratégicos, lo que incluyó su participación en EDENOR, que fue transferida a EDF. En América Latina implementó medidas adicionales de reducción de costos, entre las que destaca la congelación de salarios a los ejecutivos de la compañía. Repsol YPF pretende profundizar su compromiso con las actividades derivadas del gas natural y optó por la consolidación de su presencia en las reservas de hidrocarburos y la exploración de nuevas alternativas de transporte para abastecer un número mayor de mercados de exportación, básicamente con gas natural licuado.

La apuesta de Repsol YPF por el gas natural (reservas y transporte) lo convirtió en un actor con gran potencial para el desarrollo de un futuro mercado subregional energético. A pesar de no ser un agente relevante en el subsector eléctrico, su fuerte presencia en el insumo de mayor dinamismo para la generación eléctrica le otorga la posibilidad de ampliar su participación en la cadena gas natural electricidad.

El 2012 el gobierno argentino nacionalizo Repsol YPF dejando a Repsol con alrededor del 6% de participación El argumento que utilizó cristina Fernández para justificar la nacionalización fue que “es la primera vez en 17 años que Argentina tiene que importar gas y petróleo”. A partir de ese dato, que nadie cuestiona, Fernández marcó como único responsable del déficit energético a Repsol-YPF, que solo explota un tercio de los hidrocarburos producidos en el país. “Proseguir con esta política de vaciamiento, de no producción, de no exploración, prácticamente nos tornaríamos en un país inviable, por políticas empresariales y no por recursos”, señaló Fernández.

Fernández usó una de las grandes palabras mágicas que se pueden usar en Argentina: “soberanía” energética nacional. La compañía YPF argentina empresas de hidrocarburos invirtieron en América Latina para incrementar sus reservas. Más tarde algunas participaron activamente en la construcción y operación de las redes de transporte de gas natural en el Cono Sur para acercar la oferta a la demanda. El mayor uso de la tecnología de ciclo combinado les ha abierto nuevas oportunidades para expandir su presencia en la cadena gas natural-electricidad. Total y Petrobras han agregado a su fuerte presencia en los gasoductos nuevas inversiones en generación de electricidad. Estos nuevos actores en el subsector eléctrico podrían revitalizar el ciclo de inversiones, tan necesarias para ampliar la capacidad.

CONCLUSIONES

A lo largo de la década del 2000 se registraron montos muy elevados de inversión extranjera en el sector de la energía. En su mayoría correspondieron a los pagos realizados por empresas europeas y estadounidenses que adquirieron los activos privatizados por los gobiernos de los países de América Latina y el Caribe. Estos operadores extranjeros se convirtieron en los líderes del sector eléctrico y también de hidrocarburos, con la excepción de Brasil, donde la presencia estatal es aún predominante.

Con los cambios introducidos en el marco regulatorio y la entrada de los operadores extranjeros se esperaba un aumento automático de la capacidad del sistema, pero no fue así. A la fecha, sigue



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siendo necesario ampliar las reservas de hidrocarburos y construir nuevos gasoductos. A inicios de la presente década se desencadenó una profunda crisis energética que obligó a casi todas las empresas localizadas en la región a modificar sus estrategias de expansión. El desarrollo del sector se truncó debido a fallos regulatorios de las reformas, cuyos efectos se agudizaron por factores climáticos y macroeconómicos, así como por el efecto de contagio que provocó la quiebra de algunos operadores globales, como Enron.

Estos hechos ponen de manifiesto la necesidad de nuevas inversiones en los próximos años. En el período 2011-2020, se estima que las inversiones en los segmentos de gas natural y electricidad superarán los 20.000 millones de dólares. Esto supone una media anual de 5.000 millones de dólares, cantidad inferior a los 6.450 millones de dólares que se invirtieron en promedio en el período de la década pasada. En la medida en que las corrientes de capital se destinen a nueva inversión, y no a fusiones y adquisiciones, un monto inferior a la media de la década pasada no debería considerarse un mal indicador.

Las políticas destinadas a la inversión en el sector energético han de centrarse en el aprovechamiento de los recursos existentes (reservas de gas y potencial generador hidráulico) para cubrir las necesidades de consumo del Cono Sur. Hay que incorporar una visión regional que permita aprovechar las economías de escala y minimizar los costos. La utilización suprarregional de los recursos hídricos y las reservas de gas natural para la generación eléctrica podría contribuir al logro de estos objetivos.

De esta forma, todos los agentes del sistema saldrían beneficiados. Los usuarios finales obtendrían su energía desde el lugar que resulta económicamente más barato, las posiciones dominantes se podrían contrarrestar con la entrada de nuevos agentes y mejoraría la confiabilidad del sistema al disponer de nuevas fuentes energéticas. Asimismo, la ampliación del mercado abriría nuevas oportunidades a las empresas generadoras más eficientes. En contraste, las generadoras que producen a mayores costos podrían ser desplazadas por el ingreso de una energía más barata. En este aspecto la reglamentación debería compensar a los perdedores para que se mantengan niveles adecuados de capacidad de generación. El escenario de un mercado eléctrico integrado, aún hipotético, supondría un ahorro sustancial en términos de reducción de costos ligados a la interconexión. Se ha estimado que la interconexión entre Brasil y Argentina supondría un ahorro de 158 millones de dólares al año

Ante este panorama, las autoridades nacionales deberían coordinar sus acciones para establecer incentivos que hagan rentables las inversiones necesarias. Es particularmente importante evitar los errores en los que cayeron las iniciativas integradoras del pasado, cuyo éxito resultó frustrado por las “ambiciones” de los proyectos impuestos desde arriba. En este sentido, las actividades gubernamentales bilaterales y multinacionales deberían apoyar las iniciativas privadas actuales de integración de mercados y fomentar la extensión de la red de gasoductos y la interconexión de los sistemas eléctricos nacionales.

El momento actual de crisis abre un espacio para la reformulación de políticas en las que ha de tomarse en cuenta la participación de todos los agentes (gobiernos, inversionistas, usuarios), así como el papel de la regulación y la fiscalización. Esto es particularmente relevante cuando se han quebrantado las reglas del juego, con el incumplimiento de contratos y compromisos y es necesario restablecer las confianzas.



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En definitiva, la integración energética es la clave para el futuro de los mercados eléctricos en el Cono Sur. Gracias a ella será posible utilizar los recursos, repartidos por todo el territorio de la región, de la forma más eficiente posible. Se requiere un enorme esfuerzo en términos políticos para armonizar los marcos regulatorios sectoriales y establecer compromisos basados en el respeto de las reglas del juego.



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CAPÍTULO 3

GLOBALIZACIÓN DE LOS MERCADOS DEL GAS

3.1 CONSIDERACIONES GENERALES

La Globalización constituye un proceso de integración de los mercados nacionales en un mercado global, y en la cual las relaciones entre los países tienden a aumentar, gracias a su ampliación y profundización.

Se trata de la multiplicación de las relaciones entre naciones. La globalización de los mercados hidrocarburíferos es una tendencia indiscutible y muy discutida entre los stakeholders en la industria del gas y del petróleo. Es importante desenredar los principales conductores detrás de la globalización de los mercados de gas natural, tanto en la demanda como en la oferta ya que esto implica problemas relacionados con la estructura de estos mercados, las diferencias de precios y su organización.

Está claro que el mercado del gas natural no puede ser abordado a través de un análisis determinístico y como consecuencia aún no existe una respuesta precisa acerca de cuándo, exactamente, los diferentes mercados regionales de gas darán lugar a un mercado global.

Para muchos de los especialistas, la globalización de los mercados de gas tiene su raíz en las tendencias actuales de la industria del gas. En el lado de los proveedores la existencia de inmensas reservas de gas natural combinada con los costes decrecientes de licuefacción y la consolidación de una generación de buques de GNL de gran capacidad. Hace cada vez más posible la provisión de muchos más consumidores a precios realmente competitivos. Por el lado de la demanda, el rol cada vez más importante del gas natural y las posibilidades de sustituir a otras fuentes energéticas, así como su importante papel en la industria petroquímica llevará a un incremento en la demanda global de gas.

Sin embargo, lo que se debe reconocer claramente, es que la globalización es a menudo vista como una certeza extrapolando la situación presente en los mercados internacionales del gas. Por ejemplo si se compara el incremento del comercio de GNL en relación con el gas transportado por gasoductos, un incremento en la porción relativa del comercio de corto plazo de GNL, el surgimiento de las ventanas de arbitraje tanto en la cuenca Atlántica como a través de ella, la búsqueda de mayor flexibilidad en la industria y la reducción en la duración de los contratos de largo plazo.

La globalización es concebida como el resultado final de la liberalización de los mercados del gas. De acuerdo con este enfoque, si todos los mercados de gas fueran liberalizados, el comercio internacional del gas seguirá las leyes de la oferta y la demanda.



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Desarrollando todos estos puntos, a continuación, se analizan los factores que hacen que la situación mundial con respecto al gas sea más compleja de lo que indicaría una simple extrapolación, en consecuencia, la globalización del mercado del gas natural no es una certeza, así como tampoco el surgimiento de un poderoso mercado de GNL será tan rápido.

3.2 RAZONES Y RETOS PARA LA GLOBALIZACIÓN

Durante la pasada década el avance de la globalización ha sido significante y en muchos casos ha generado cuantiosos beneficios por ejemplo debido a la diversificación de proveedores. Esto plantea la pregunta: ¿cuáles son las razones detrás de la globalización de los mercados del gas y cuáles son los retos a que se enfrenta?

Primero, un mercado global implica que un evento en cualquiera de las regiones proveedoras automáticamente impactará en otras regiones ya que los diferentes mercados de gas estarían globalmente relacionados y la globalización crea interdependencias que generan un efecto dominó.

Otra inferencia de estas interdependencias es que el gobierno y los políticos se sentirán más y más preocupados acerca de los efectos macroeconómicos de los precios del gas debido a que los precios serán globales. La globalización podría incluso reducir el margen de maniobrabilidad para regular sus políticas energéticas. Para los países consumidores de gas, la globalización implica un cambio que va desde los contratos de largo plazo a la concepción más basada en el mercado que no necesariamente garantiza la seguridad de la provisión. Para los países productores, el cambio a esta aproximación basada en el mercado expondrá a los proveedores a riesgos relacionados tanto con el volumen como con el precio ya que los contratos de largo plazo solo los expone a los riesgos relacionados con el precio. Para hacer operar los mercados físicos sin interrupciones o sobre-provisiones puntuales, la globalización requiere la construcción de instalaciones de almacenaje, tanto en los países productores como en los consumidores, lo cual es sumamente costoso.

Atender todos estos retos requiere el desarrollo de políticas flexibles, tanto para la gestión de las infraestructuras, como para la toma de decisiones.

Un cambio final obvio introducido por la globalización, es el cambio de la fijación del precio por índices a una aproximación de asignación de precios por los mercados. El uso cada vez más frecuente de información de precios desplegada por los mercados organizados progresivamente llevará al surgimiento de puntos de referencia internacionales para la fijación de precios del gas. La eficiencia de estos mercados podría potencialmente estar en el corazón de la globalización ya que las señales relacionadas con el precio son los principales conductores de largo plazo de la producción y el consumo.



87

3.3 EL FACTOR DEMANDA COMO INFLUENCIA

La principal diferencia entre el gas y el petróleo, es que el gas natural aún no ha encontrado un mercado establecido. El sector del transporte, por ejemplo, no puede escapar de su dependencia del petróleo y en la industria de la generación de energía, la industria del gas natural comparte el mercado con el petróleo, el carbón, la energía nuclear y las energías renovables. Considerando esto los factores de demanda detrás de la globalización de los mercados del gas necesitan ser analizados en el contexto de:

Su rol en la generación de energía

El incremento relativo de las exportaciones de gas en comparación con el consumo del gas

El incremento relativo del consumo de gas comparado con el consumo del petróleo

3.4 EL INCREMENTO DE LA PORCIÓN RELATIVA DEL GAS NATURAL EN LA GENERACIÓN DE ENERGÍA

Debido a que el principal uso del gas en el mundo es generación de energía, se debe prestar especial atención a la manera en que futuros incrementos en la demanda mundial de energía estará dividida entre los diferentes combustibles utilizados para su generación.

Es de conocimiento general que en comparación con el petróleo el gas natural es menos contaminante, esta es una ventaja realmente importante en la consideración de los países que ratificaron del Protocolo de Kyoto. Sin embargo para los países como China, con grandes reservas de carbón (más de 100 billones de toneladas de carbón equivalente5) con total seguridad de provisión, el crecimiento en la demanda de gas seguramente estará limitado a un rol secundario si no marginal.

Para los países como Estados Unidos donde el carbón y el petróleo pueden ser fácilmente sustituidos el rol del gas en la generación de energía estará guiado por su precio relativo.

3.5 LAS EXPORTACIONES MUNDIALES DE GAS DEBEN CRECER MÁS RÁPIDAMENTE QUE EL CONSUMO DEL GAS NATURAL.

Un análisis de la globalización de los mercados de las materia primas nos dice que la globalización comienza cuando el comercio internacional crece más rápidamente que el nivel de consumo o de producción para una materia prima en particular6. Esta evidencia empírica se supone que refleja diferencias de precios entre diferentes países y/o el hecho de que los países consumidores y productores están a menudo muy alejados.



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Uno de los desarrollos más llamativos en el mercado de la energía en los pasados 30 años ha sido el incremento en el ratio de las exportaciones de gas en relación con el consumo del gas. Hace 40 años las exportaciones de gas representaban menos del 5% del consumo total de gas y estaban principalmente conducidas por las exportaciones por gasoductos.

Desde entonces el ratio de las exportaciones globales en relación con el consumo se ha multiplicado por más de 5. Llegando a un 25,2% en el 2011. Esto refleja un incremento relativo de las exportaciones de gas debido principalmente a la gran expansión del comercio por gasoductos, así como el asombroso crecimiento del comercio de GNL que al día de hoy se constituye en la piedra fundamental del debate en la globalización del mercado del gas.

3.6 EL CONSUMO MUNDIAL DEL GAS NECESITA CRECER MÁS RÁPIDAMENTE QUE EL CONSUMO DEL PETRÓLEO.

El crecimiento de las exportaciones de gas natural no surgió de la nada si no que estuvo en relación con el crecimiento de las otras energías7 y del nivel relativo de consumo de gas (en relación con el petróleo).

En efecto si:

Gc= Consumo mundial de gas

Oc= Consumo de petróleo

Gx= Exportaciones de gas

Ox= Exportaciones de petróleo

Luego:

GcGx

=α ………(1) y Oc

Ox=β

…………(2)

Denotan respectivamente las exportaciones de gas como un porcentaje del total del gas consumido y las exportaciones de petróleo como un porcentaje del total de petróleo consumido.

Despejando tenemos que las exportaciones totales de gas son:

GcGx α=



89

Y las exportaciones totales de petróleo son:

OcOx β=

También ponemos usar el ratio de gas petróleo en la ecuación de las exportaciones de gas como:

OxOxGxGx

=

………………….. (3)

Finalmente sustituyendo la ecuación 1 y 2 en la 3 tenemos que:

βα

OcGcOxGx =

Esta ecuación refleja claramente que las exportaciones de gas están conducidas o muy directamente afectadas, por las exportaciones de petróleo y una fuerza relativa que es el ratio del consumo gas/petróleo.

Usando datos 2000-2011 existe una correlación del 80% entre las exportaciones de gas y el ratio del consumo gas/petróleo, lo que confirma que el crecimiento de las exportaciones de gas no puede ser desconectado del nivel relativo del consumo del gas.

Una observación importante que vale la pena mencionar es el ratio de las exportaciones mundiales de gas en relación con las exportaciones del petróleo. Este ratio se ha elevado desde alrededor de un 10% al 25% en 2 décadas.

Aún más cuando graficamos el ratio de las exportaciones de gas/petróleo en función del consumo de gas/petróleo, encontramos que esta es la mejor variable explicatoria. En efecto, entre 2000 y 2012 la correlación entre el consumo mundial de gas y el ratio de las exportaciones gas/petróleo es del 95% mientras que para el consumo de petróleo es solo del 91%. Un incremento del 1% en el consumo mundial de gas, manteniendo todas las demás variables sin variación genera un incremento del 0.93% en la velocidad relativa de las exportaciones de gas. Esto demuestra que la velocidad relativa de las exportaciones de gas esta conducida por el consumo del gas.

3.7 FACTORES DE LOS PROVEEDORES

3.7.1 DISPONIBILIDAD DE RESERVAS En el lado de la provisión, inmensas reservas de gas están esperando ser explotadas. El ratio de las reservas mundiales en relación a la producción mundial es de 66 años para el gas mientras que para el petróleo es de 40 años. También se debe la existencia de inmensas reservas de gas no convencionales. El nivel de las reservas mundiales de gas se elevó desde 96 trillones de metros



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cúbicos (tmc) en 2000 a más de 179 tmc en 2012 mientras que las reservas de petróleo se elevaron solo de 761 billones de barriles (bnb) a 1.188 bnb durante el mismo periodo, si se convierten en barriles de petróleo equivalente (boe), el nivel de las reservas de gas para finales del 2012 representa 1.109 bn boe lo cual está muy cerca del nivel de las reservas de petróleo.

Para los países con grandes reservas de gas asociado, por ejemplo Nigeria, el deseo de reducir el quemado de gas (flaring) y monetizar estos recursos nunca ha sido tan fuerte como lo es hoy. Para los países importadores de energía buscando energía segura y fiable, el gas como recurso energético sostenible, brinda mejores garantía que el petróleo. El reto más importante no es el descubrimiento de las reservas de gas existentes, si no, lograr cumplir los requerimientos de inversión necesarios para llevar el gas al consumidor final.

3.7.2 COSTES DECRECIENTE A LO LARGO DE LA CADENA

PRODUCTIVA DEL GAS La evolución de los costos en la cadena de valor del gas indica que la industria del gas es muy sensible a los desarrollos tecnológicos. El segmento donde la industria registró la reducción de costes más importante desde 1970 es la licuefacción, el embarque, el almacenamiento y la regasificación. Por ejemplo actualmente es posible realizar solo un viaje en un buque metanero de 250.000 m3 mientras que en esos años para un volumen similar hubiera tomado 7 viajes de 36.000 m3. El sector del upstream (exploración y producción) no mostró una reducción apreciable de costos.

Esta espectacular reducción de los costos en los segmentos downstream (distribución) de la industria llevarán en el futuro al surgimiento de esquemas nuevos de desarrollo en la industria del gas natural. Seguramente basados en la fragmentación y la especialización de la cadena de valor del gas. Eso a su vez acelerará la globalización del mercado. En efecto a través de esquemas integrados la mayor parte del riesgo inherente en el desarrollo de la cadena de valor del gas esta soportado por el propietario de las reservas que necesariamente dará prioridad a la seguridad de su mercado. En otras palabras el establecimiento de contratos de largo plazo para mantener las exportaciones. A través del esquema de la fragmentación los diferentes segmentos de la cadena son controlados por diferentes actores cuyos objetivos son bien optimizar sus costos o actuar en diferentes mercados.



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GRAFICO 3.1: COSTOS DECRECIENTES DE GNL A TRAVÉS DE LA CADENA DE VALOR

Fuente: Ahmed, H., (2012)

3.7.3 DISPONIBILIDAD DE CANTIDADES DE GAS NO

COMPROMETIDAS Una diferencia fundamental entre el petróleo y gas es que cada vez que se desarrolla un proyecto nuevo (greenfield) todo, o casi todo el gas producido necesita estar asegurado a través de un contrato antes de que el proyecto empiece. La razón de esto tiene dos perspectivas: el costo de transporte del gas hace que esta industria sea intensiva en capital y el riesgo asumido cuando se desarrollan proyectos internacionales nuevos es muy alto. Por lo tanto el contrato es una garantía para los inversores.

Sin embargo una vez que la inversión es recuperada la necesidad de asegurar las ventas de gas reduce y hace posible la existencia de cantidades no comprometidas de gas, que pueden ser vendidas en contratos de corto plazo. En este caso la inversión requerida para mantener o reforzar la recuperación del campo de gas es marginal comparada con la inversión inicial del proyecto.

Mínimo antes

Máximo antes

Mínimo ahora

Máximo ahora

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92

La segunda fuente de cantidades no comprometidas de gas es el deseo de las empresas petroleras (operadoras) de extraer cantidades de gas sin un mercado final. Esto naturalmente genera cierto riesgo para estas compañías, pero este riesgo es cubierto a través de sus ventas de petróleo, que usualmente son más de dos tercios de sus ventas totales.

En este sentido el mayor factor limitante en el desarrollo de las cantidades no comprometidas de gas es la migración del riesgo al upstream, lo que significa que el productor encarará tanto los riesgos relacionados al precio como los riesgos relacionados al volumen. Esta es la razón del vínculo entre el reciente comercio de corto plazo y los contratos de largo plazo. Mucho más que nunca este comercio de corto plazo consiste en entregas de GNL. El comercio de corto plazo relacionado con cantidades no comprometidas de gas es aún marginal.

3.8 FACTORES DEL MERCADO

Ventanas de arbitraje

La globalización no puede ser imaginada sin precios de arbitraje tanto espaciales como temporales, en la teoría clásica, las diferencias de precios entre las regiones solo deben reflejar diferencias en el coste de transporte, mientras las diferencias en el horizonte de tiempo pueden reflejar bien preferencias temporales o problemas de disponibilidad del producto. En el área del gas natural, las diferencias de precio entre las regiones pueden reflejar tanto la estacionalidad del gas como también diferencias en el grado de sustituibilidad del gas.

En países como Estados Unidos, el diesel puede ser sustituido fácilmente por gas para la generación de energía. En otros países esta sustitución puede implicar mucho más tiempo (técnicamente hablando). Considerando la estacionalidad del gas a veces sucede que en el mismo hemisferio el pico de la demanda de gas ocurre durante el verano en un país y durante el invierno en otros. Este es el caso típico de Estados Unidos donde el uso de aire acondicionado crea los picos de demanda del verano; mientras en el otro lado del Atlántico, en el Reino Unido este pico ocurre durante el invierno debido a la necesidad de calentar las casas. Los patrones en las diferencias de la demanda de gas que existen entre las diferentes regiones del mundo crean una gran posibilidad para el arbitraje de precios.

Ausencia de cuellos de botella y acceso a la infraestructura

Para permitir los arbitrajes de precios se requiere un exceso de capacidad o una capacidad existente que no sea parte del contrato de largo plazo. Esto es para todos los segmentos de la cadena de valor: transporte, licuefacción, embarque y regasificación. La capacidad debe estar disponible al mismo tiempo en todos estos segmentos de lo contrario el cuello de botella haría imposible que el gas llegue al consumidor final. A este respecto muchos especialistas, predicen cuellos de botella en los segmentos de licuefacción debido a las limitaciones en EPC 8



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Un siguiente paso en este proceso podría ser el acceso a terceras partes9 para la infraestructura disponible. En muchos países, (Norte América y el Reino unido por ejemplo) el acceso a la infraestructura de transmisión está garantizado ya sea a través de negociaciones de acceso con los operadores de los sistemas de transmisión o a través de accesos regulados. La existencia de segundos mercados para la capacidad de transmisión añade eficiencia a la manera cómo opera el sistema. En el sector de la regasificación la reserva antelada de capacidad es posible para propósitos de seguridad en la provisión, sin embargo esta reserva es, en la mayoría de los casos, basada en el principio de “úsalo o piérdelo”. En otras regiones como la europea continental, el acceso a las infraestructuras por terceras partes todavía está en etapa preliminar, aunque los reguladores se están esforzando para desmantelar progresivamente el poder de los “titulares” 10.

Mercados organizados y con liquidez

La experiencia del mercado del petróleo así como de otras materias primas como los metales, muestra que la existencia de un mercado organizado con suficiente nivel de liquidez es un buen catalizador para promover la globalización. Los mercados organizados (físicos o electrónicos) donde los compradores y vendedores pueden encontrarse, juegan un rol crucial para el despliegue de la información oportuna, especialmente en relación a los precios. Sin un mercado organizado donde la oferta y la demanda de todos los participantes del mercado se centralicen, los precios no pueden reflejar su componente principal, la competencia.

Sin embargo un mercado organizado no es suficiente por sí solo, necesita además desplegar la información continuamente, con total transparencia para los participantes sin ninguna discriminación o acceso privilegiado. El número de participantes necesita ser lo suficientemente grande para que cada punto de oferta o demanda encuentre su contraparte rápidamente y sin ningún descuento de precio. En otras palabras el nivel de liquidez necesita ser suficiente, de lo contrario del mercado no operaría de una manera armoniosa.

Hoy en día a pesar del surgimiento de varios hubs11 de comercio de gas en Europa y Asia, el London International Petroleum Exchange (IPE) y el New York Mercantile Exchange (NYMEX) son buenos candidatos para conducir el comercio internacional del gas. Ambos mercados tienen gran experiencia en la asignación de precios del West Texas Intermediate (NYMEX) o North Sea Brent (IPE). Su experiencia acumulada los hace candidatos naturales para tomar el rol de “punto focal” para la determinación de los precios del gas natural. Aún más ambos ofrecen posibilidades de conexión vía Internet y una variedad de contratos físicos y futuros, no obstante en la actualidad los exportadores recurren muy raramente a estos mercados.

3.9 CONCLUSIONES

El Riesgo de volumen afecta principalmente productor está más expuesto a este riesgo ya que puede haber variaciones en la demanda comprometida. Por su parte el cliente puede que tenga que comprar volúmenes que excedan la demanda. Este tipo de riesgo requiere de la construcción



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de instalaciones de almacenamiento tanto por parte de los productores como de los consumidores.

El riesgo de precio es asumido tanto por productor el productor como por el consumidor. Lo que este puede hacer es fijar un nivel mínimo en el mecanismo de indexación. La volatilidad por lo general es reflejo del hecho de que los mercados están operando de manera eficiente, pero la imprevisibilidad de precios, obliga a crear mecanismos para la estabilización fondos, lo cual implica costos adicionales.

El riesgo de construcción de infraestructuras representa un riesgo directo para productores y consumidores ya que limita el desarrollo de redes comerciales de gas que son necesarias para satisfacer el aumento a largo plazo de la demanda de gas natural.

Es importante enfatizar que los gasoductos internacionales implican un alto riesgo de infraestructura, derivado a la dependencia de los países que atraviesa un determinado gasoducto recordemos que el gas natural ha sido y es comercializado en gran proporción (alrededor del 80%) a través de gasoductos, como es el caso de los gasoductos rusos. Lo anterior, tiene un mejor panorama en la comercialización GNL, no obstante la infraestructura especializada requerida tiene un riesgo intrínseco.

Concretando para los países productores los riesgos son:

- Riesgos relacionados al volumen como en el precio, por lo que se requiere asegurar a los inversores por el alto riesgo con el contrato de suministro de gas, hasta un tiempo que logre su recuperación.

- La construcción de instalaciones de licuefacción y transporte con la consecuente alta inversión.

- Cambio de la política de precios de venta indexados a precios de mercado global. - Oportunidad para aumentar el gasto público e incrementar su influencia geopolítica. - Lograr cumplir los requerimientos de inversión escalonados o proyectados para llevar el

gas al consumidor. - Desarrollo continuo de esquemas nuevos de tecnologías en el upstream (explotación y

producción).

Para los países consumidores los riesgos son:

- Cambio hacia contratos a largo plazo de suministro. - La construcción de instalación de regasificación y almacenaje con la consecuente alta

inversión. - Cambio de la política de precios de compra indexados a precios de mercado global. - Desarrollo continuo de esquemas nuevos de tecnologías en el downstream (distribución).

Para los países en tránsito: riesgos limitados a los ingresos por tránsito y a la cantidad de gas disponible, en su caso, para su consumo interno



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CAPÍTULO 4

LAS ALIANZAS EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA

4.1 INTRODUCCIÓN

La evaluación del desempeño cuando se trata de relaciones complejas es un área compleja y multidimensional. En el área hidrocarburífera es difícil pensar en alguna actividad que sea un emprendimiento individual siendo vital aprender a evaluar emprendimientos conjuntos. En esta unidad se presentará la metodología a seguir para evaluar el desempeño de las alianzas en la industria de los hidrocarburos.

Uno de los aspectos innovadores de este marco de trabajo es que se desarrolla desde la perspectiva de una tercera persona (evaluador) y los datos provienen de los socios. En consecuencia esta metodología puede ser empleada tanto por las empresas estatales como por las empresas privadas. El evaluador representa una parte imparcial aportando un matiz ecuánime y muy necesario para el análisis y evaluación del desempeño de estos modelos estratégicos.

Adicionalmente las empresas integrantes de la alianza y sus administradores pueden beneficiarse de la taxonomía de la naturaleza de las alianzas que se realiza y de las medidas de desempeño más “aplicables” que se toman en cuenta. Este marco de trabajo integrador es muy importante, pues ofrece una síntesis de la investigación previa, partiendo del análisis del sistema de la alianza e integrando el punto de vista de ambos socios en torno a seis dimensiones que resumen apropiadamente el proceso de la relación.

4.2 CONSIDERACIONES PREVIAS

Puede parecer que cuando proliferan las industrias de alta tecnología reflexionar sobre el papel de las industrias del sector energético basadas en recursos naturales, significa interesarse en formas caducas o superadas de desarrollo económico, pero nada más lejos de la verdad y aún más si somos realistas con nuestro contexto.

Es vital asumir el hecho de que el marco de análisis más adecuado para los desafíos energéticos, para sus reformas y sus perspectivas no es ya, si alguna vez fue, el marco de una industria cerrada a las transformaciones mundiales, si no el entorno de la industria hidrocarburífera globalizada. Esto se debe a que los fenómenos y procesos de los países exportadores y productores no pueden desconectarse del entramado geopolítico mundial.



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Ante la no aplicabilidad de políticas radicales por parte de gobiernos y mucho menos por parte de las empresas privadas como contrapartes, se debe optar por reconocer la importancia de incluir una nueva diplomacia en materia de energía. Se plantea un diálogo constructivo sobre la eficiencia energética y la conservación de la energía entre los países exportadores de hidrocarburos, los países que se encuentren en las rutas de tránsito y todos los consumidores de energía, en particular las economías emergentes y en desarrollo. Todo esto con la visión de fijar criterios mínimos de responsabilidad social.

Otra decisión estratégica, va encaminada a la utilización de alianzas, acuerdos de asociación y cooperación entre las partes para consolidar marcos reguladores estables, pero abiertos, fomentando las inversiones a lo largo de toda la cadena de valor de los hidrocarburos.

La industria hidrocarburífera mundial se está adaptando constantemente a nuevas reglas y a nuevos hechos generados por el progreso técnico. Al mismo tiempo se producen nuevas interacciones entre las dinámicas tecnológicas y las modalidades de la organización industrial todo esto parece plantear “one best way” para la reorganización y la modernización.

Emplear una alianza entre el sector público y privado es la manera más común de ingresar en el negocio petrolero sin dejar de lado el sector importantísimo de los servicios dentro de la industria hidrocarburífera. Las empresas de servicios petroleros, comenzaron a consolidarse a mediados de la década de los ochentas a tiempo que empezaron a proveer productos y servicios integrados para satisfacer las necesidades de los grandes operadores, quienes por su parte, tienen que luchar para poder mantener su rentabilidad a pesar de la inestabilidad de los precios. Para esto se recurrió a renovadas reestructuraciones basadas en activos que buscaban lograr un mejor desempeño de las unidades especializadas, al tiempo que las compañías de servicios se concentran también en sus capacidades específicas con un razonamiento similar. El corte de la tradicional cadena de valor, instiga a los productores a empeñarse por obtener una organización más eficiente y muchas compañías se están dando cuenta de que sus funciones internas pueden mejorarse asociándose a otros productores y diversos proveedores de servicios.

Las alianzas de todo tipo han facilitado la consolidación del sector de los servicios en la industria hidrocarburífera. Este tipo de acuerdos funcionan bajo una estructura de tipo riesgo-recompensa y se basan en precios en función del valor. Los operadores se muestran muy interesados en este enfoque de integración de asistencias ya que se establecen los beneficios de acuerdo a los resultados obtenidos y al valor incremental agregado por la empresa de servicios en proporción al grado de riesgo compartido.

Los resultados obtenidos por las alianzas son vitales para todas las partes interesadas, pues está claro que cualquier estrategia tiene que ser evaluada en términos de su éxito. Pero a pesar del gran número de estas investigaciones, el desempeño de las alianzas permanece como uno de los aspectos menos entendidos de las alianzas, en parte debido a los obstáculos empíricos que conlleva su evaluación.



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4.3 DESEMPEÑO DE LAS ALIANZAS

¿Qué es lo que realmente significa el desempeño de una alianza?. Se debe notar que en la literatura existen dos “ubicaciones” para esta evaluación: la alianza misma y los socios que la forman.

Por un lado, cuando las alianzas son vistas como entidades propias, el desempeño de la alianza es el de esta entidad separada en términos de, por ejemplo, rentabilidad, eficiencia interna, etc., no se debe perder de vista la búsqueda de beneficios (económicos o sociales) como base de cualquier estrategia de colaboración.

Por otro lado debido a que las firmas socias emplean las alianzas para lograr ciertos objetivos, el desempeño de las alianzas debería de ser medido en términos de los resultados para todas las firmas socias. La ventaja del enfoque en los socios, es resaltar el hecho de que una alianza está integrada por dos o más empresas, en consecuencia, su éxito no puede ser evaluado independientemente de los intereses de las firmas que la constituyen, lamentablemente las firmas socias a menudo tienen diferentes motivos (manifestados u ocultos) para la formación de una alianza.

Así los criterios de medida del desempeño son divergentes y frecuentemente únicos.

Por ejemplo si una petrolera estatal (CN compañía nacional) tiene éxito en copiar la tecnología de su socio (CI compañía internacional), la alianza no puede ser vista como exitosa porque el objetivo del otro socio (proteger su tecnología) no se está logrando. Este mismo análisis se aplica a una gran variedad de activos protegidos.

El potencial de las alianzas en la industria de los hidrocarburos es enorme y su correcta implementación, puede mejorar dramáticamente las operaciones y la competitividad tanto de las CN como de las CI. Sin embargo, son muy pocas las organizaciones que logran el éxito en sus alianzas. Vistas sin detalle, las alianzas son seductoras y representan una solución interesante para una gran cantidad de dilemas estratégicos y operativos, lamentablemente a menudo los resultados son decepcionantes.

En resumen, las alianzas son realmente complejas y con frecuencia presentan un desempeño insuficiente. El ratio de fallo de las alianzas estratégicas se proyecta alrededor del 60%, de hecho la mayoría de los investigadores indican que entre el 50 y el 80% de las alianzas terminan en fracasos (Delerue 2008).

Enfrentarse a una relación que no se desempeña adecuadamente es una triste realidad en un momento u otro para la mayoría de las empresas hidrocarburíferas, ante esta situación las relaciones entre los socios se vuelven tirantes, haciendo el logro de los objetivos todavía más difícil, romper este círculo vicioso y reencaminar la relación es un verdadero reto.



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Cuando estas firmas se encuentran ante una alianza importante que no se está desempeñando satisfactoriamente, reaccionan en una de las siguientes maneras:

- Tratar de terminan la relación y buscar otras oportunidades con otros socios (esto es sumamente difícil de efectivizar debido a las obligaciones contractuales);

- Entregan recursos adicionales a la relación con la esperanza, a veces inútil, de mejorarla (muchas veces a ultranza obedeciendo a cambios en los marcos regulatorios);

- Finalmente minimizan la cantidad de recursos y capacidades que ellos aportan, esperando cumplir con la relación (obligaciones legales), con las menores pérdidas posibles.

Cada una de estas tres medidas se relaciona con los siguientes problemas:

- La decisión de entregar recursos adicionales a la relación debe ser analizada con sumo cuidado por los socios. Dedicar recursos adicionales a la alianza, sin enfocarse en las causas subyacentes del mal desempeño incrementa los costes sin mejorar los resultados para ninguna de las partes. Evidentemente el fracaso de las alianzas puede evitarse, si los responsables involucrados entienden mejor las causas de los problemas, el fracaso de las alianzas es precedido por la aparición de una brecha en la percepción de los socios acerca de sus expectaciones y los resultados logrados. Aunque a veces estas brechas son consecuencia de cambios en el entorno de la alianza en muchos casos no son estas brechas las que llevan al fracaso, sino el cómo los socios identificaron estas causas y reaccionaron en consecuencia. Las causas a menudo son mal diagnosticadas y llevan a emprender acciones mal dirigidas por ambos socios o por cada uno por separado (esto último genera una sensibilización excesiva del socio inactivo).

- La finalización de la alianza o el cambio de socio puede ser prohibitivamente costosa.

- Esperar que la relación termine sin hacer nada al respecto, empeora los problemas. Al darse cuenta que la alianza no tiene futuro, los socios no hacen más que lo mínimo posible, para satisfacer sus obligaciones contractuales.

El realizar una evaluación y un análisis del desempeño es de vital importancia ante cualquiera de estas opciones, porque permite responder a la pregunta: ¿este modelo de alianza realmente permite un buen desempeño tanto para la alianza misma, como para los socios que la forman?.

Si la respuesta es positiva señalará los puntos más relevantes y factibles sobre los que se podría trabajar, para mejorar aún más la alianza y/o el contrato. Si la respuesta es negativa y es preferible buscar otro socio, esta investigación permitirá conocer los factores críticos a tomar en cuenta ayudando a evitar otro fracaso.



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4.4 ENFOQUE Y PERSPECTIVA DE LA ALIANZA

Una consideración muy importante a tener en cuenta es el momento puntual de la evaluación, dentro del proceso de la relación.

Existen diferentes etapas en el proceso de la alianza de acuerdo a la industria o al tipo de emprendimiento. Encontramos que existen modelos que se adaptan a la industria hidrocarburífera mejor que otros. La figura siguiente esquematiza nuestro enfoque. De acuerdo a las condiciones del entorno y la visión de la organización, esta decide entrar en un emprendimiento conjunto. En función de la estrategia de la empresa se establecen las condiciones (marco regulatorio) de la alianza y se busca un socio potencial.

Una vez que se ha establecido la alianza, la empresa se siente comprometida con su éxito y habrá un periodo de tiempo hasta que la relación haga realidad lo que se espera de ella. Durante este periodo existe cierta incertidumbre acerca de las verdaderas competencias distintivas de la CI, sus procesos, cultura y tecnología.

El éxito de la alianza depende críticamente de los ajustes hechos durante esta etapa. Sin embargo la alianza generalmente no será objeto de una revisión exhaustiva y completa hasta que entregue (por lo menos en cierta medida) lo que se espera de ella. Basados en esta evaluación las partes decidirán, que acciones emprender, como mostramos en la siguiente figura:

GRAFICO 4.1 ENFOQUE DE LA ALIANZA

Fuente: Davalos, L., (2008)

Con este modelo se trabaja desde la perspectiva de una tercera persona en relación con la alianza y los datos deben provenir de ambos socios.



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4.5 CONCEPTUALIZACIÓN DE LA ALIANZA

Las alianzas son formas organizacionales intermedias, estas relaciones de colaboración se pueden ubicar a lo largo de una continuidad cuyos extremos son la integración de las empresas y las interacciones de mercado. De acuerdo a su naturaleza las alianzas exhiben tanto teórica como prácticamente algunos de los mejores aspectos de ambos extremos. Una alianza puede implicar la formación de una tercera entidad, como en los joint ventures por ejemplo.

Existen los siguientes tipos de alianzas organizacionales. La dimensión principal de esta clasificación es que, desde la primera hasta la última, las firmas que colaboran experimentan una integración cada vez menor:

a. Joint Ventures: dos o más firmas forman una organización legal de propiedad conjunta que sirve para el logro de un propósito específico de sus socios.

b. Participaciones accionarias: una minoría o mayoría de acciones son propiedad de otra firma a través de una compra de bolsa directa.

c. Cooperativas: una coalición de empresas que combinan, coordinan y administran recursos colectivos.

d. Alianzas o Acuerdos cooperativos estratégicos: redes contractuales de negocios basados en control estratégico u operativo conjunto, los socios colaboran y participan en las decisiones claves, compartiendo responsabilidades. Caso particular son las alianzas R&D

e. Carteles: las grandes corporaciones coinciden en restringir la competición controlando la producción y los precios de manera cooperativa dentro de una industria específica.

f. Franquicias: un franquiciador garantiza a un interesado en la franquicia, el uso de su nombre de marca dentro de un área específica, pero retiene el control sobre el precio, marketing y normas de servicio estandarizadas.

g. Licencias: una firma garantiza a otra los derechos para usar tecnologías patentadas o procesos de producción a cambio de royalties y pagos especiales.

h. Redes de subcontratados: firmas vinculadas donde el que contrata negocia los precios, la producción y las agendas de entrega de sus proveedores en el largo plazo.

i. Grupos de estándares industriales: comités que buscan acuerdos dentro de diferentes industrias respecto a la adopción de estándares para la fabricación y el comercio.

j. Sets de acción: coaliciones breves entre organizaciones cuyos miembros coordinan esfuerzos para influir en las políticas públicas.



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Los joint ventures son adoptados a medida que las alianzas se vuelven más rígidas, principalmente para reducir la incertidumbre, definir derechos sobre las propiedades y reducir los costos transaccionales. Mientras las industrias más más estables generan un porcentaje relativamente alto de rígidas, los acuerdos contractuales son más habituales en industrias fuertemente afectadas por el desarrollo tecnológico.

A partir del armazón de definiciones de lo que constituye una alianza se debe tener muy claro lo que se entiende por alianza estrategica. Una definición bastante completa es la de Das y Teng (2003) estos autores indican que una alianza estratégica es un acuerdo cooperativo entre dos o varias firmas que apuntan a conseguir importantes objetivos estratégicos para ambas partes.

Como mínimo una alianza estratégica involucra por lo menos dos firmas socias que:

• Permanecen legalmente independientes después de que la alianza es formada.

• Comparten beneficios y el control administrativo con respecto al desempeño de ciertas tareas asignadas.

• Contribuyen continuamente en una o más áreas estratégicas.

Cualquiera que sea la forma, terminología o definición que se escoja, está claro que las alianzas extienden los vínculos de las empresas e interrelacionan a las organizaciones.

Pero ¿Cuál es la mejor manera de analizar una alianza? Primero se debe entender una alianza como un sistema. En la Figura siguiente se esquematiza una alianza en la industria hidrocarburífera como un ciclo de retroalimentación. Desde la perspectiva del evaluador de la alianza existen tres componentes internos en el sistema:

• Estructura

• Proceso

• Evaluación

La estructura de la alianza comprende: la cantidad y el tipo de comunicación entre los socios, su interdependencia y la distribución de los beneficios económicos o de otra índole. Entendemos que los responsables de la administración de la alianza pueden ajustar los aspectos de la estructura, en el mediano o largo plazo, para disminuir la brecha entre las expectaciones y los resultados.

El proceso incluye subprocesos normales relativos a los objetivos de la alianza, operativos y de apoyo. Asumimos que estos procesos no cambian durante el emprendimiento de la alianza, aunque está claro que están sujetos a la espiral de la mejora continua.



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Para realizar la evaluación debemos tener en cuenta que el sistema de una alianza tiene tres factores exógenos:

1. Las expectaciones de las alianzas

2. Perturbaciones de primer orden

3. Perturbaciones de segundo orden

Las expectaciones de las alianzas deben considerar lo que se espera de la alianza y lo que se espera del socio en otras palabras las expectaciones con respecto al desempeño y las expectaciones relacionales.

La perturbación de primer orden es la información del ambiente de la alianza que perturba el desarrollo del proceso de la alianza (precios, clientes etc.), pero no afecta las expectaciones de la misma y las perturbaciones de segundo orden, son las que pueden afectar estas expectaciones, es decir las empresa puede cambiar sus expectaciones de acuerdo a este tipo de factores (cambio en los marcos regulatorios).

La evaluación de la alianza se realiza teniendo en cuenta las expectaciones ya que las perturbaciones de primer orden son absorbidas por el proceso y las perturbaciones de segundo orden, podrían afectar la estructura. La Figura siguiente sugiere los elementos que deben ser tenidos en cuenta al momento de analizar y evaluar las alianzas.

GRAFICO 4.2 COMPONENTES DE LA ALIANZA




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Cuando el sistema de la alianza no está en equilibrio, es decir, las expectaciones y los resultados no son iguales. El rol del evaluador es hacer posible una evaluación real, comprehensiva e imparcial de la alianza y el rol de los administradores es ver que el resultado de esta evaluación sea conducido para lograr las expectaciones que los socios tienen unos de otros y de la alianza misma, además de controlar los objetivos conduciendo la evaluación de tal manera que la relación cubra las expectaciones apropiadas de los socios (de acuerdo a las perturbaciones de segundo orden). Por lo tanto en primera instancia se debe desarrollar un plan de evaluación.

4.6 PLAN DE EVALUACIÓN

La lógica subyacente en esta primera etapa es resaltar la importancia de un plan formalizado para la evaluación del desempeño de una relación. El fallo en adoptar un proceso formal para la evaluación del desempeño de las alianzas es un obstáculo potencial en la administración de estas complejas relaciones.

GRAFICO 4.3: PLAN DE EVALUACIÓN




104

Este flujo resalta la secuencia de acciones que deben integrar un plan de evaluación. Este plan empieza con la valoración de las razones de los socios para la alianza, continuando con el análisis de la estructura, los objetivos estratégicos, el sistema de control de la administración, el criterio de evaluación y finalmente establecemos el método de evaluación que nos llevará a un diagnóstico final.

4.7 RAZONES DE LA ALIANZA

Es un intento estratégico de los socios el que establece la necesidad de una relación. El análisis exhaustivo y la articulación de las razones de la relación brindan la guía necesaria para determinar la estructura más adecuada para una alianza. La naturaleza de estas razones dirigirá además la selección de los socios y obviamente brinda la base a partir de la cual evaluar el desempeño.

El análisis de las razones y conductores de las alianzas, aporta un entendimiento amplio de la lógica subyacente en la estrategia de las alianzas en la industria de los hidrocarburos, pero siguiendo el objetivo es necesario operativizar estas razones (es decir plasmarlas en medidas prácticas) y tener claro como estas afectan al desempeño. Para esto y con base en la teoría de los recursos las razones pueden ser generalizadas como la búsqueda de recursos o herramientas adicionales.

Los tipos de recursos que los socios brindan a la relación son:

• Financieros

• Administrativos

• Físicos

• Técnicos

• Humanos

En conjunción con estos recursos debemos considerar los dos tipos de riesgos:

• Riesgos relacionales que solo existen en relaciones de colaboración.

• Riesgos de desempeño que son posibles en cualquier estrategia



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El riesgo relacional es el riesgo de comportamiento oportunista de uno de los socios, con un impacto negativo en la otra parte o la alianza, por lo general se produce cuando alguna de las partes está mucho más interesada en perseguir sus propios intereses que los intereses comunes en la alianza. Los comportamientos oportunistas incluyen: evasiones, apropiación de los recursos de otras partes, manipulación de la información, agendas ocultas, etc.

El riesgo de desempeño es la probabilidad de que la alianza fracase incluso cuando los socios estén completamente comprometidos con la relación. El origen de riesgo de desempeño incluye: factores ambientales, recesión económica, guerras, etc.; factores de mercado como competencia, fluctuaciones de demanda, etc.; finalmente factores internos como la falta de competencia en ciertas áreas, o simplemente mala suerte.

Dado que los socios buscan en las relaciones diferentes tipos de recursos, esto resulta en tipos de riesgos totales diversos. En consecuencia la relación debe ser administrada para maximizar los recursos disponibles y minimizar los riesgos vinculados. Los medios para evaluar la alianza deben estar a medida de los recursos provistos a la relación y el grado del riesgo relacional y de desempeño que las partes deciden asumir. Si alguno de los socios ofrece una combinación compleja de recursos, los riesgos serán proporcionales teniendo implicaciones en la estructura de la relación y en la selección de los mecanismos de evaluación.

En el caso de las alianzas en la industria hidrocarburífera, las razones fundamentales de las alianzas o en otras palabras, los recursos contribuidos y buscados por los socios son: los socios extranjeros (empresas transnacionales), aportan recursos financieros, técnicos y administrativos para la realización de las operaciones petroleras; las empresas estatales aportan recursos físicos y administrativos. Como es evidente son relaciones complejas ya que se intercambian prácticamente todos los recursos posibles, financieros, tecnológicos, administrativos y físicos.

La siguiente Tabla ilustra las implicaciones de las razones de la alianza en la evaluación de su desempeño. La primera columna identifica los cuatro tipos de recursos que los socios intercambian, la segunda columna muestra los dos tipos de riesgos vinculados. La columna de las implicaciones para la evaluación y la de los componentes del sistema de control señalan las consecuencias con respecto al riesgo percibido como alto además se trasladan las preocupaciones relativas al riesgo a elementos específicos que pueden aparecer en la estructura del sistema de control.



106

TABLA 4.1: IMPLICACIONES DE LAS RAZONES EN LA EVALUACIÓN


Esta tabla permite esquematizar el hecho de que los cuatro tipos de recursos intercambiados, tienen sus respectivas implicaciones para la evaluación del desempeño de acuerdo a la percepción del grado de riesgo relacional y de desempeño.

Los componentes del sistema de control (estructura y evaluación) diferirán de acuerdo a los deseos del socio en términos de minimizar el tipo de riesgo dominante.

Recurso intercambiado

Tipo de riesgo Implicaciones Componentes del sistema de

control

Financiero

Relacional Falta de confianza del inversor, este

desea el control sobre la toma de decisiones

Estructura de aprobación jerárquica

Desempeño Previsiones de conclusión rápida de la

alianza en los contratos Medidas de evaluación

financieras de corto plazo

Administrativo

Relacional

Falta de confianza entre socios lleva a mecanismos de control más ajustados

y a una estructura jerárquica de la autoridad

Los socios buscan colocar sus administradores en puestos de

autoridad estratégicos

Desempeño El nivel de confianza más alto entre los socios, centra el enfoque en la

mejora de la eficiencia administrativa

La coordinación entre los socios es crítica. La dirección

es elegida por largos periodos para promover mayor

coordinación e interacción

Físico

Relacional La estabilidad es básica en la relación, esto promueve vínculos de largo plazo

Controles estrechos para limitar el comportamiento

oportunista. Redes formalizadas para

transferencias

Desempeño

Mucha menos incidencia de este tipo de riesgo, la meta general es la

flexibilidad de recursos y contratos recurrentes

Medidas de evaluación de corto plazo

Tecnológico

Relacional El socio propietario del proceso prefiere tener control sobre la

información

Falta de flujo libre de información y comunicación,

mecanismos de comunicación formales

Desempeño Preferencia por las licencias de tecnología a múltiples socios

Medidas de evaluación de corto plazo y financieramente

orientadas



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4.8 ESTRUCTURA DE LA ALIANZA

Una vez determinadas las razones de los socios se puede examinar la estructura de la alianza. Las razones son particularmente críticas al momento de analizar una estructura, cuyos componentes son:

• Una estructura de interfase, incluyendo la gestión de la comunicación

• Sistemas de retribución con los correspondientes incentivos y penalizaciones

• Procedimientos para la toma de decisiones y la resolución de disputas

Así cada uno de estos componentes asume una prioridad diferente de acuerdo a las razones de la relación, luego la articulación de las razones nos da la guía necesaria para ver si la forma de la relación es o no la más adecuada.

Otros aspectos a considerar son los costos de coordinación y las interdependencias en la alianza, todos estos elementos están embebidos en la naturaleza del sistema de control de la administración.

Además debemos tomar en cuenta, la estructura y el gobierno de una alianza no es lo mismo. El gobierno de una alianza es el controlador del sistema por lo tanto debe desempeñar adecuadamente las siguientes funciones (a través de la estructura):

1. Lograr la estabilidad adecuada: En el sistema de la alianza, el gobierno asegura a través de la estructura que la alianza no se mueva hacia y/o permanezca en un estado a partir del cual la alianza no pueda lograr las expectaciones de los socios. Por ejemplo el gobierno como un controlador debe prevenir que el sistema entre o permanezca en niveles de confianza o compromiso por debajo de lo admisible para los socios.

2. Rastreo cercano de las expectativas: Significa estrechar la brecha entre las expectaciones y los resultados, conduciendo a que la alianza entregue lo que se espera de ella.

3. Rechazo de la perturbación. Significa mantener la estabilidad del sistema de cara a las perturbaciones de primer orden (las perturbaciones que solo afectan el proceso de la alianza).

Cuando el gobierno de la alianza utiliza la estructura como controlador se pueden lograr cambios con tiempos de implementación relativamente cortos y a costos razonables.

Con respecto a las consecuencias de la forma de la relación en la evaluación del desempeño a continuación se esquematiza algunas implicaciones a tener en cuenta cuando se considera la forma de la alianza y el principal recurso contribuido.



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También es importante reconocer que las redes de relaciones de una empresa evolucionan con el tiempo, lo cual puede hacer que una sola firma tenga que enfrentarse al reto de administrar y evaluar varias alianzas simultáneas e interrelacionadas, cada una con una estructura diferente.

Las alianzas más comunes en la industria de los hidrocarburos son las concesiones de licencias, acuerdos contractuales y Joint Ventures.

TABLA 4.2: IMPLICACIONES DE LA ESTRUCTURA EN LA EVALUACIÓN

Razones de la alianza

Estructura de la Relación Implicaciones para la Evaluación

Financieros

Alianzas Contractuales Es necesario establecer explícitamente las responsabilidades, particularmente en las relaciones informales

Joint Ventures El sistema de incentivos se basa en medidas financieras, la alianza es una entidad separada

Concesión de licencias Las medidas financieras son monitoreadas de cerca

Administrativo

Alianzas Contractuales Se deben establecer claramente las responsabilidades en la evaluación del desempeño considerando las dificultades de integración y coordinación

Joint Venture El sistema de incentivos se pueden relacionar con medidas cualitativas, debido a la entidad separada

Concesión de licencias Es más difícil construir consenso, se debe alentar el flujo de información

Físicos

Alianzas contractuales Es importante definir claramente las contribuciones y la combinación de los recursos físicos aportados por los socios

Joint venture La preocupación por salvaguardar los activos y contribuciones de la alianza puede disminuir

Concesión de licencias La contribución debería ser fácilmente identificada

Tecnológico

Alianzas contractuales Salvaguardar los recursos es una prioridad, dificultad para monitorear las contribuciones de los socios

Joint venture Se alinean los incentivos para tratar con igualdad a los administradores de ambas partes

Concesión de licencias La magnitud de la concesión debe estar claramente establecida




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4.9 OBJETIVOS DE LA ALIANZA

Definimos una alianza estratégica como un acuerdo cooperativo entre socios, que apunta a lograr los objetivos estratégicos de ambos. Esto se aplica también a las expectaciones de un socio con respecto a lo que el otro debe hacer y lo que la alianza debe entregar.

Este análisis es el siguiente paso en el proceso de evaluación. Se entiende que la estrategia de la relación genera objetivos estratégicos, así como el sistema de control de la administración brinda los mecanismos para implementar esta estrategia.

No se debe perder de vista que la búsqueda de beneficios (principalmente económicos) es la base de cualquier estrategia de colaboración para una empresa privada, en cualquier industria y por supuesto en la industria hidrocarburífera, por lo tanto se deben analizar de acuerdo a las siguientes características:

• Claridad, el establecimiento de las razones y objetivos debe ser totalmente explícito.

• Incertidumbre, los motivos de un socio pueden ser claros pero pueden estar obligados a cambiar de cara a pequeñas perturbaciones.

• Compromiso, está relacionado con la incertidumbre las razones y objetivos de un socio son inciertos si no está comprometido con ellos.

Además debemos considerar si los objetivos son:

• Los mismos o muy similares

• Compatibles

• Conflictivos

En el caso de los hidrocarburos las empresas estatales pretenden una renta petrolera alta y las empresas privadas transnacionales maximizar sus ingresos. Como es evidente estos objetivos no son los mismos, pero en cierta medida son compatibles. Es necesario señalar que los objetivos de la alianza pueden evolucionar mostrando la necesidad de adaptación de la evaluación del desempeño. La prioridad de los beneficios buscados en la relación puede cambiar durante el tiempo de vida de la alianza y los beneficios no esperados pueden convertirse en prioritarios, pero el nivel de congruencia es algo que administradores y evaluadores deben tener claro en todo momento. Por esto es importante tener presente el enfoque de la evaluación.

Los elementos del sistema de control brindan al evaluador los medios para valorar el desempeño de la relación en términos del logro de los objetivos estratégicos. El principal beneficio de reconocer la estructura del sistema de control, de esta manera es que este es relevante para implementar la estrategia. Está claro que si el intento estratégico cambia entonces el sistema de control debe adaptarse y desarrollarse de acuerdo a este cambio.



110

Finalmente se concluye que el criterio de evaluación para evaluar el desempeño de la relación debe ser desarrollado de acuerdo a la importancia relativa de los varios objetivos estratégicos establecidos por la administración.

4.10 DISEÑO DEL SISTEMA DE CONTROL DE LA ADMINISTRACIÓN

Las razones para la relación definen la estructura de la alianza y los objetivos estratégicos dan las líneas maestras para el diseño del sistema de control de la administración, el énfasis en la estructura del sistema de control, permite que cada socio evalúe qué controles son necesarios de acuerdo a la estrategia de la relación, independientemente de sus sistemas de control separados. El evaluador ha de determinar la naturaleza de los controles en términos de flexibilidad y estructura. Se debe tener muy claro si los controles son formales o informales y si la organización funciona de manera flexible o jerárquica. Estos controles forman la base del sistema de evaluación y establecen los tipos de datos e información que serán necesarios.

El sistema de control de la administración de una relación entre una empresa pública y una privada, es un híbrido. Está claro que cada socio tiene un sistema de control de administración en la alianza para implementar sus propias estrategias independientes, pero debemos establecerse un sistema de control de administración único para la relación. Este sistema híbrido funcionará como un tándem con los sistemas de control separados de los socios, pero estará orientado exclusivamente hacia la implementación de la estrategia de la relación. Este nuevo sistema puede estar sesgado por los elementos de los sistemas de control de los socios. El verdadero reto es definir elementos específicos del sistema de control de la alianza, que efectivamente se ajusten a la relación y no sean meras repeticiones de elementos de sistemas de control existentes.

Las siguientes actividades permiten lograr un sistema de control de la administración lo más completo posible: planificación, coordinación, comunicación, evaluación, decisión e implantación.

Una vez establecido el sistema de control de la administración el criterio de evaluación debe ser un producto de estos controles. El sistema de control separado para la alianza permite determinar un criterio de evaluación también independiente sin este criterio específico ajustado a los objetivos de la relación no es posible obtener información que evalúe el éxito de la relación.

4.11 CRITERIO DE EVALUACIÓN

Al momento de seleccionar criterios y medidas de desempeño se debe tener especial cuidado con la validez de los conceptos que fundamentan estas medidas, en este sentido trabajaremos siempre con criterios que por su comprobada consistencia teórica y práctica cuentan con una amplia aceptación.



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En principio como mencionamos en apartados anteriores se dejo claro que la evaluación de una alianza debe tener en cuenta además del riesgo de desempeño el riesgo relacional. En este sentido es preciso diferenciar entre la creación de valor por la alianza y la apropiación del valor por parte de los socios. Con base en este razonamiento empezaremos desarrollando el criterio para la consideración de la creación de valor.

Balance de Scorecard: Considerando el riesgo de desempeño y la creación de valor emplearemos en una primera instancia el balance Scorecard, desarrollado por Kaplan y Norton el 2006. Este criterio ilustra cómo la estrategia de una firma puede ser trasladada a medidas de desempeño, basándonos en cuatro perspectivas: financiera, clientes, procesos internos, aprendizaje y crecimiento.

El balance de Scorecard presenta muchas ventajas brindando en un reporte de administración muchos de los elementos aparentemente dispares de la agenda competitiva de una organización. Impide la suboptimización forzando a la administración, a considerar todas las medidas operacionales juntas, así se evita mejorar un aspecto a expensas de otro. Estas cuatro perspectivas brindan el balance necesario para que una empresa se enfoque en asuntos que son indicativos del éxito en el largo plazo, más que concentrarse en medidas financieras de corto plazo.

Esta herramienta ayuda a integrar las metas de organizaciones independientes siendo un marco de trabajo particularmente relevante en nuestro contexto. También está claro que las medidas financieras no son suficientes para reflejar el verdadero desempeño de la relación en el largo ni en el corto plazo y el balance de Scorecard impele a que la evaluación considere varias medidas de desempeño. En el caso de una alianza es la estrategia de la relación la que guía el desarrollo del balance y operacionalmente las medidas definen cómo dos organizaciones separadas trabajan juntas para lograr sus metas. Las dimensiones van enfocadas de la siguiente manera:

• Dimensión del cliente: El balance Scorecard demanda que la administración de una alianza traduzca su misión en medidas específicas que reflejen los factores que realmente importan a los clientes. El enfoque de calidad para el cliente de una alianza tiene dos dimensiones:

a) La primera con respecto al producto de la alianza, dentro de este enfoque de calidad del producto las preocupaciones de los clientes tienden a caer en cuatro categorías: tiempo, referido al tiempo requerido para que la alianza cubra las necesidades de sus clientes; calidad, que mide el nivel de defectos de los productos percibidos y medidos por el cliente y finalmente las medidas de desempeño y servicio que mide cómo los productos de la empresa contribuyen a crear valor para los clientes.

b) La segunda referida a la imagen de la alianza.



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• Dimensión de los procesos internos: este enfoque indica lo que la alianza debe hacer internamente para cumplir los objetivos de los socios y las expectativas de sus clientes. La alianza debe enfocarse en operaciones críticas que permitan cumplir estos objetivos y las medidas deben derivar de los procesos de la alianza que tengan el mayor impacto. Las medidas de procesos internos se enfocan en el trabajo conjunto, mejoras en los procesos generadas por el trabajo coordinado y los equipos “cross business”.

• Dimensión de aprendizaje y crecimiento: La habilidad de una alianza para innovar, mejorar y aprender es directamente proporcional al valor de una relación. Creando más valor para los clientes y mejorando las eficiencias operativas continuamente la alianza aumenta sus retornos, incrementando el valor para los socios. Las medidas de aprendizaje y crecimiento consideran el trabajo en equipo, el refuerzo de herramientas, el alineamiento y la integración.

• Dimensión financiera: El desempeño financiero indica cómo es vista la alianza por cada uno de los socios, muestra si la estrategia de la relación, su implementación y ejecución están contribuyendo a la mejora de la línea de fondo. Las medidas financieras deben incluir además de indicadores de supervivencia, éxito y prosperidad el porcentaje total del negocio que involucra operaciones conjuntas de la alianza.

El balance de Scorecard permite trascender las nociones tradicionales acerca de las barreras funcionales ya que combinando sus cuatro perspectivas comprende explícita o implícitamente muchas interrelaciones.

Es evidente que a pesar de su gran claridad y superioridad con respecto a otros criterios de desempeño el balance de Scorecard, no capta en su justa medida la creación de valor de una relación y aún menos si nos referimos específicamente a alianzas entre empresas públicas y privadas, por esto vemos imprescindible incluir las siguientes dos dimensiones.

Dimensión social: El análisis y la evaluación de una alianza entre el sector público y privado debe tomar en cuenta además del balance de Scorecard la Dimensión Social. Las investigaciones han brindado poca atención al bienestar de los sistemas sociales en los cuales están embebidas y esta dimensión deber ser tomada en cuenta en su justa medida.

Hasta este punto hemos considerado la creación de valor y el riesgo de desempeño de la relación, ahora se debe trabajar en la evaluación del riesgo relacional y la apropiación del valor, lo contrario sería pasar por alto los comportamientos y acciones que deben asumir las partes para lograr los objetivos de desempeño.

Dimensión relacional: En una alianza la evaluación del proceso de trabajar juntos es vital. Si la cooperación es dificultosa o simplemente eventual la evaluación de los resultados se ve afectada. Una de las consideraciones principales al momento de



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diseñar la estructura de una relación es la minimización de los riesgos y regulación de la apropiación del valor. La estructura es un factor contextual del riesgo pero este además tiene los siguientes tres componentes:

a) Riesgo relacional asociado a la cooperación: Es evidente que donde hay diversos actores hay conflicto potencial, el concepto de relación en sí mismo implica la preexistencia de armonía e inarmonía. Esta dualidad constituye una amenaza inherente a la existencia de una alianza y puede ser identificada por la incapacidad de la relación de alcanzar un nivel aceptable de flexibilidad o de convergencia de objetivos incrementando los conflictos. Otra consideración a tener en cuenta es que la cooperación entre organizaciones lleva a compartir competencias pero esto también puede resultar en una pérdida de competencias.

b) Riesgo relacional asociado a las características del socio: Este aspecto del riesgo relacional resulta de la asimetría de información entre los socios y está a menudo asociada con la probabilidad de comportamiento oportunista además de otras características particulares de comportamiento de los socios.

c) La calidad relacional: Un historial previo de cooperación entre los socios genera un sentido de confianza. Esta forma de confianza está basada en interacciones cercanas y continuas en el tiempo. La confianza entre socios no reside en lo predecible de los resultados si no en la creencia de la buena voluntad de las partes y es el refuerzo más importante para una relación. Este tipo de confianza mutua es el capital relacional de la alianza. Esta dimensión también incluye, el compromiso y el respeto en los diferentes niveles de la organización.

Empleando la estructura de control de la administración descrita en el apartado anterior, se identifican elementos de control que sugieren criterios de evaluación específicos generalizables a las alianzas entre el sector público y privado. El balance de Scorecard permite proponer un marco de trabajo de evaluación genérica inicial, la dimensión social nos permite tomar en cuenta las consideraciones de la empresa pública y por último la dimensión relacional que implica además de la calidad relacional el riesgo relacional de la alianza. Finalmente para formalizar el proceso se tiene el criterio de evaluación relacionado con las actividades del control de la administración.

Recurrir a las seis dimensiones descritas en conjunción con las actividades del sistema de control de la administración, es una manera factible de asegurar que todas las áreas relevantes de la alianza sean consideradas en la evaluación de la efectividad de una relación en términos de su estrategia. La elección de las seis actividades de control de la administración como criterio de evaluación nos ayuda a enfocarnos en las actividades necesarias para lograr los objetivos estratégicos de la relación integrando la perspectiva de largo y corto plazo. Además son



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particularmente útiles cuando el resultado final de la relación es menos tangible y por lo tanto más difícil de medir.

Sin embargo mientras este marco de trabajo brinda una plantilla valiosa, la necesidad de personalización es muy importante. Sin esta individualización es muy poco probable que las dimensiones escogidas sean efectivas como un mecanismo de evaluación, definitivamente los objetivos estratégicos son los que determinan el criterio de evaluación, considerando además los recursos intercambiados y la estructura de la alianza.

TABLA 4.3: CRITERIO DE EVALUACIÓN RELACIONADO CON LAS ACTIVIDADES DEL CONTROL DE LA ADMINISTRACIÓN

Activ

idad

*

Dimensiones

Cliente Procesos internos Aprendizaje y crecimiento

Financiero Social Relacional

Plan

ifica

ción

Nivel de orientación de la alianza al cliente

Nivel de planificación de los procesos y

recursos clave de la alianza

Nivel de análisis y valoración de los factores críticos

Nivel de evaluación de los activos aportados

y su nivel de utilización

Nivel de análisis de las necesidades y expectativas de

la sociedad

Nivel de rigidez y riesgo de

Comporta-miento oportunista

Coor

dina

ción

Nivel de integración de

esfuerzos considerando la

imagen y el producto de la

alianza

Nivel de coordinación en las interfaces de

los procesos

Medidas de evaluación del

éxito de los esfuerzos de

coordinación de los socios

Estimación de ingresos

generados por la alianza en relación

con otras opciones

estratégicas

Integración de esfuerzos

considerando la imagen de la

alianza para la sociedad

Medidas de existencia de conflictos, de

poder y dependencia

Com

unic

ació

n

Nivel de integración de la

comunicación entre los socios y

el cliente

Medidas de calidad y cantidad

de información compartida

generada por la relación

Nivel de comunicación que

fomente el aprendizaje y la

innovación

Disponibilidad de reportes

financieros detallados de la

relación para cada uno de los socios

Nivel de comunicación y retroalimenta-

ción entre los socios y la sociedad

Acceso a la información y

riesgo de incomprensión

Eval

uaci

ón

Medidas de satisfacción del

cliente relativas a la imagen de la

alianza y sus productos

Niveles de los indicadores del

sistema de gestión de la calidad

Número y valor de las mejoras

generadas gracias a la relación de colaboración

Medidas financieras de supervivencia,

éxito y prosperidad

Nivel de satisfacción con la

alianza a nivel social

Medidas de calidad relacional



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Deci

sión

Porción del mercado atendido por la alianza en

relación a los clientes atendidos

por cada socio

Indicadores de eficiencia y eficacia con referencia a relaciones similares

Niveles de productividad del

personal de la alianza

Utilidad estimada en relación con la utilidad prevista

por otras alianzas

Nivel de la relación entre la

alianza y las organizaciones

sociales

Medidas de equidad de la

relación Im

plan

taci

ón Existencia de

políticas referidas a los clientes y a la imagen de la

alianza

Nivel de alineamiento de los indicadores

con la estrategia de la relación.

Existencia de medidas para la

gestión del conocimiento

Medida del negocio de los

socios que corresponde a la

alianza

Existencia de políticas que

conduzcan a una actuación social

ética de la alianza

Medidas de estabilidad de la

relación


*Actividades de control de la administración

Esta tabla es una plantilla muy útil, pero su generalización no es solamente inefectiva, sino además peligrosa. Intentar usar una plantilla genérica produciría sesgos en las decisiones administrativas con las consecuencias obvias para la relación. Se sugiere la aplicación de un criterio “no balanceado” para dar énfasis adicional a medidas que sean más relevantes dada la estrategia de la firma. Estas modificaciones no quitan los beneficios originales que se logran con las seis dimensiones, las medidas continúan balanceadas mientras incluyan las seis categorías. La única diferencia es que las dimensiones clave deben recibir medidas adicionales en las entrevistas. Los indicadores de cada dimensión derivarán de la estrategia de la relación y la perspectiva de los factores clave para su éxito.

Una vez establecido el criterio de evaluación se debe determinar el método a emplear para aplicar este criterio a la relación.

4.12 MÉTODO DE EVALUACIÓN

En este nivel del plan de evaluación es preciso aclarar que las relaciones al igual que las organizaciones, realizan un despliegue de objetivos. Las estrategias establecidas por el plan estratégico dan lugar a objetivos derivados de este plan y existirán indicadores relacionados con el control de gestión y seguimiento de estos objetivos.

En primera instancia sugerimos trabajar con entrevistas a los directivos de las alianzas o en los diferentes niveles de las organizaciones que integran la alianza y la observación de entornos. Las entrevistas consisten en una evaluación directa que permite la asimilación de la realidad de la alianza de acuerdo al criterio establecido. Se pueden emplear cuestionarios de preguntas específicas pero abiertas a la retroalimentación. Es muy importante la inclusión de indicadores referidos a los siguientes tipos de medidas:



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• Medidas de rendimiento: Estas medidas son internas y son las que utiliza la alianza para administrar la relación.

• Medidas de percepción: Estas medidas se refieren a la percepción que tienen los entrevistados.

A continuación se presenta una guía de las preguntas a utilizar para las entrevistas en relación a cada dimensión y los ejemplos de evidencias a buscar para confirmar las percepciones de los entrevistados, pero reiteramos la necesidad de ajustar cada pregunta a la estrategia (frecuentemente única) de cada relación por lo tanto la generalización no es recomendable para las medidas a tomar en cuenta con respecto al rendimiento y mucho menos con respecto a la percepción. La búsqueda de indicadores de rendimiento puede reforzarse además con indicadores cuantitativos dando más rigor a los resultados obtenidos por el evaluador.

- DIMENSIÓN CLIENTES

PLANIFICACIÓN

Nº Preguntas Ejemplo de evidencias

1 ¿La alianza está orientada a satisfacer los requisitos de los clientes además de los de los socios?

QFD, encuestas, especificaciones de requisitos, estudios de mercado

2 ¿Creen que estas consideraciones (si las hay) son suficientes?

COORDINACIÓN


1 ¿Ambos socios realmente coordinan y suman esfuerzos con la finalidad servir mejor a los clientes y de ofrecerles un imagen positiva de la alianza?

Actas de reuniones para el análisis de indicadores referidos al cliente

2 ¿Esta coordinación es suficiente?



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COMUNICACIÓN


1 ¿Existe algún sistema de comunicación entre los socios que integre al cliente para la rápida solución de sus problemas?

Libretas de contactos, aplicaciones informáticas, CRM

2 ¿Consideran que este sistema es realmente eficiente?

EVALUACIÓN


1 ¿Cuál es el índice de satisfacción de los clientes con respecto al producto de la alianza?

Encuestas a clientes, índices de satisfacción, retención, adquisición y/o rentabilidad de los clientes

Cobertura en prensa, reconocimientos

2 ¿Cuál es la imagen externa de la alianza que perciben los clientes?

3 ¿Consideran el nivel de estos indicadores satisfactorios?

DECISIÓN


1 ¿Cuál es la porción total clientes atendidos por la alianza en relación a los clientes atendidos por cada socio?

Estudios y diagnóstico de mercados

2 ¿Esta porción es realmente interesante?

IMPLEMENTACIÓN


1 ¿La organización cuenta con políticas y normas de actuación específicas donde se define la importancia del cliente y la imagen que la alianza debe proyectarle?

Políticas de la alianza

2 ¿Estas políticas son suficientes?



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- DIMENSIÓN PROCESOS INTERNOS

PLANIFICACIÓN


1 ¿Los procesos clave y de apoyo de la alianza están identificados y definidos?

Mapa de procesos, fichas de procesos, indicadores establecidos

Política ambiental, informe ambiental, normas de actuación

3 ¿Se planifica las existencias de recursos naturales de la alianza con el objeto de prevenir o minimizar posibles efectos negativos en el desempeño de la relación?

4 ¿Creen que estas consideraciones son suficientes?

COORDINACIÓN


1 ¿Están definidos los procesos y las interfaces de la alianza que precisan especial coordinación, por ejemplo la toma de decisiones?

Fichas de procesos, fichas de funciones, indicadores establecidos, propietarios de procesos

2 ¿Estas definiciones interfaces y designaciones son las ideales?

COMUNICACIÓN


1 ¿La información de los procesos está disponible en la cantidad y calidad necesarias para ambos socios?

Sistema de comunicación

2 ¿Esta cantidad de comunicación es suficiente?

EVALUACIÓN


1 ¿Cuáles son los niveles alcanzados por los indicadores de eficacia y eficiencia del sistema de gestión de gestión de calidad?

Informes para revisión de dirección

2 ¿Están satisfechos con estos indicadores?



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DECISIÓN


1 ¿Los indicadores eficacia y eficiencia de los procesos clave de la alianza se comparan con los de relaciones similares?

Informes de producción y de administración

2 ¿Esta comparación es positiva para la alianza?

IMPLEMENTACIÓN


1 ¿Los indicadores establecidos para los procesos clave de la alianza están alineados con la estrategia de la relación?

Misión, visión de la relación, fichas de procesos

2 ¿Deberían incluirse o quitarse algunos indicadores?

- DIMENSIÓN APRENDIZAJE Y CRECIMIENTO

PLANIFICACIÓN


1 ¿Son analizados y valorados los factores críticos de la alianza?

Mapa de procesos, estudios de benchmarking interno

2 ¿Esta valoración es la ideal?

COORDINACIÓN


1 ¿La coordinación entre las partes permite aprovechar el conocimiento acerca de las competencias núcleo de los socios?

Actividades para captar y codificar el conocimiento

2 ¿Esta coordinación es la idónea?



120

COMUNICACIÓN


1 ¿La comunicación existente entre los socios fomenta el aprendizaje y la innovación?

Sistema de comunicación

2 ¿El flujo de comunicación es suficiente?

EVALUACIÓN


1 ¿Cuál es el número de las mejoras logradas por las acciones conjuntas de los socios?

Manuales de procedimientos, acciones preventivas, innovación

2 ¿Cuál es el valor añadido de estas mejoras?

DECISIÓN


1 ¿Existen mejoras en la productividad del personal de la alianza?

Registros empresariales

2 ¿Cuál es la tendencia de la productividad?

IMPLEMENTACIÓN


1 ¿La alianza cuenta con un sistema de gestión del conocimiento?

Base de datos gestión de conocimiento

2 ¿Este sistema (si existe) es el idóneo?



121

- DIMENSIÓN FINANCIERA

PLANIFICACIÓN


1 ¿Los activos aportados por los socios están evaluados minuciosamente?

Plan de inversión

2 ¿El nivel de utilización de estos activos es satisfactorio para los socios?

COORDINACIÓN


1 ¿Cuál es la estimación de los ahorros generados por esta relación en comparación con otras alternativas?

Criterios para la selección de socios

2 ¿Están satisfechos con los ahorros generados hasta ahora?

COMUNICACIÓN


1 ¿Cuentan con sistema de emisión regular de reportes e informes financieros para cada uno de los socios?

Sistema de contabilidad empleado

2 ¿Están satisfechos con este sistema?

EVALUACIÓN


1 ¿Cuál es el flujo de caja de la alianza? Informe de control de flujo de caja

Balance general

Estado de resultados

2 ¿Cuál es la rentabilidad de la alianza?

3 ¿Cuáles son las utilidades para los socios?

4 ¿Están satisfechos con los niveles de estos indicadores?



122

DECISIÓN


1 ¿Cuál es la utilidad por unidad de producción en relación con la utilidad a través de otras alianzas?

Estado de resultados

2 ¿Están satisfechos con esta utilidad?

IMPLEMENTACIÓN


1 ¿Cuál es el porcentaje del negocio de cada uno de los socios que involucra a la alianza?

Reportes financieros

2 ¿Cuál es la valoración que dan a esta alianza con respecto al negocio total?

- DIMENSIÓN SOCIAL

PLANIFICACIÓN


1 ¿Se analizan y valoran los datos relativos a cuestiones sociales, legales y políticas a corto y largo plazo al momento de planificar las actividades de la alianza?

Planes estratégicos

2 ¿Consideran que esta valoración es la idónea?

COORDINACIÓN


1 ¿Los socios adecuan y desarrollan de manera conjunta estándares, políticas, iniciativas sociales para la alianza?

Actas de reuniones

2 ¿Esta coordinación es la idónea?



123

COMUNICACIÓN


1 ¿Se comunican los planes estratégicos y resultados pertinentes a las partes sociales interesadas y se obtiene una retroalimentación para mejorar estos planes?

Informe de estudios realizados y actuaciones emprendidas

2 ¿Esta retroalimentación es suficiente?

Evaluation

No Preguntas Ejemplo de evidencias

1 ¿Cuál es el nivel de satisfacción con la alianza a nivel social?

Reconocimientos recibidos, demandas, publicaciones

2 ¿Este nivel de satisfacción es suficiente?

DECISIÓN


1 ¿Cómo es la relación con las autoridades políticas, órganos y organizaciones sociales en cuestión?

Relación de asociaciones en las que se participa y registro de participaciones

2 ¿Esta relación se puede calificar como positiva?

IMPLEMENTACIÓN


1 ¿Dispone la alianza de un código de ética o de conducta donde se define el principio de legalidad y la forma concreta de actuar para seguirlo? (implicación en las comunidades donde opera, actuación responsable ante la sociedad, etc.)

Código de ética o de conducta

2 ¿La alianza planea sus actividades de acuerdo a este código?



124

- DIMENSIÓN RELACIONAL

PLANIFICACIÓN


1 ¿Existe la posibilidad de hacer ajustes o modificaciones para subsanar situaciones inesperadas en la operativa diaria de la alianza?

Acciones de corrección y prevención

2 ¿Los socios brindan una imagen completamente real de sus respectivos negocios?

COORDINACIÓN


1 ¿El hecho de compartir poder dentro de la alianza es una fuente de conflictos?

Actas de reuniones

2 ¿Qué nivel de influencia tienen cada uno de los socios en la toma de decisiones dentro de la relación?

COMUNICACIÓN


1 ¿Los socios gestionan adecuadamente sus procedimientos, políticas, etc. para restringir la difusión de información relevante con respecto a su Know how?

Políticas de los socios

2 ¿Los socios se expresan e interpretan los eventos relacionados con la cooperación de la misma manera?

EVALUACIÓN


1 ¿Existe una interacción personal amistosa y respetuosa entre los socios en los múltiples niveles de la alianza?

Apreciación personal

2 ¿Se puede decir que la alianza está caracterizada por la confianza mutua en los diferentes niveles?

3 ¿Se puede decir que la alianza está caracterizada por un alto nivel de reciprocidad y compromiso entre los socios?



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DECISIÓN


1 ¿Se encuentran satisfechos con la “equidad” de la relación?

Apreciación personal

IMPLEMENTACIÓN


1 ¿Podrían calificar esta relación como “estable”? Apreciación personal

2 ¿De ser pertinente volverían a formar alianzas con el mismo socio?

Para formalizar la observación de entornos, se deben buscar ejemplos de evidencias siempre de acuerdo al criterio establecido. Así con las entrevistas y los ejemplos de evidencias se pretende aportar a la evaluación:

• La visión directiva, global estratégica de la relación que está relacionada con las estrategias, políticas y directrices.

• La visión operativa detallada de la relación que está más relacionada con operaciones, procesos, requisitos y métodos.

•

Las entrevistas deben registrarse con los correspondientes protocolos de confidencialidad y teniendo presentes todas las consideraciones éticas del diseño de la investigación. Se recomienda la grabación de la entrevistas en un soporte de audio para poder concentrarse en la adaptación del guión de la entrevista, así como en la toma de notas de carácter puntual sobre elementos no registrados por la grabadora y que se deben transcribir posteriormente para incorporadas a la entrevista en forma de notas.



126

4.13 DIAGNÓSTICO

Aunque existen muchas posibles atribuciones causales, un aspecto clave es determinar si el déficit en los logros de los socios se debe a algún factor exógeno, por ejemplo un cambio en la demanda; o a un factor endógeno, por ejemplo falta de compromiso o afinidad. Una segunda diferenciación a tener en cuenta es si el déficit en las expectaciones es percibido como un déficit en la creación de valor o en la apropiación de este.

La siguiente matriz ofrece la posibilidad de realizar un análisis causal muy apropiado para las alianzas, en el primer cuadrante superior podemos hablar de una brecha en la creación de valor debido a un problema endógeno, por ejemplo un incompatibilidad de culturas organizacionales. Así esta herramienta esquematiza de manera muy clara dónde es percibido el déficit y si esta brecha se debe a causas endógenas o exógenas.

La evaluación de lo que se espera de la alianza y lo que se espera del socio es hecha en relación con las expectaciones. Como ya indicamos cada socio brinda a la alianza expectaciones específicas. Estas expectaciones comprenden las expectaciones de la alianza que se entienden como “creación de valor” y las expectaciones con respecto al socio referidas a la “apropiación del valor”, presumiblemente en proporción con sus contribuciones y esfuerzos.

El fracaso de una alianza se hace inevitable cuando la brecha entre las expectaciones y los resultados de las evaluaciones se amplía, más allá de lo que es aceptable para uno de los socios o para ambos. Aunque las diferencias entre las expectaciones y los resultados son las que conducen al fracaso de las alianzas, en muchos casos el cómo los socios identifican estas brechas, sus causas y su reacción al respecto generan muchos más problemas que la brecha como tal.

Las brechas entre expectaciones y resultados son particularmente vulnerables a falsas atribuciones. Los socios no solo tienen que encarar el clásico problema de ver a la otra parte como “culpable” de falta de compromiso, interés propio, astucia, etc. y verse a uno mismo como víctima de circunstancias más allá de nuestro control, la relación debe afrontar además problemas más específicos, como las fallas en la detección de las brechas y fallas en la atribución de responsabilidades.

Las acciones que un socio emprenda en respuesta a esta brecha, depende en primer lugar de la habilidad del evaluador para detectar e identificar el déficit en las expectaciones y en segundo lugar a la causa a la que se atribuya dicho déficit.



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FIGURA 4.4: ATRIBUCIONES CAUSALES Y NATURALEZA DE LOS SÍNTOMAS


4.14 PROCESO DE DETECCIÓN DE BRECHAS

Los fallos en la creación de valor no siempre son fáciles de detectar, en parte debido a que es más fácil para la empresa atribuir los resultados fallidos a las contribuciones de los socios sin realmente “abrir” completamente el sistema. Algunos procesos que son ineficaces pero no particularmente importantes dentro del sistema de la alianza pueden no ser detectados por largos periodos de tiempo.

La detección de problemas en la apropiación de valor conlleva aún más dificultad que la detección de brechas en la creación de valor y para su análisis debemos tomar en cuenta los siguientes dos aspectos:

• Primero, incluso cuando no existen agendas deliberadamente ocultas, los intereses y beneficios reales de cada socio no son fáciles de sondear, los resultados acordados y de conocimiento mutuo son solamente una fracción, potencialmente pequeña, del conjunto de resultados que los socios deben afrontar.

Existen una serie de resultados potenciales de mayor o menor valor para las partes y que no están cubiertos por el acuerdo explícito, es posible que algunos beneficios sean descubiertos post hoc y puede que no estén igualmente distribuidos entre los socios, generando diferencias en las contribuciones de las partes. Los resultados potenciales además de ser difíciles de prever tienen implicaciones sobre las expectativas de la relación de las alianzas más exitosas tienen como característica el crecimiento de las expectaciones por parte de los socios.



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• Segundo, es posible que los socios no midan las expectaciones y resultados de acuerdo a los mismos criterios, haciendo más difícil el entendimiento mutuo. No apreciar completamente el criterio con el cual el socio mide los resultados de las alianzas, hace la detección de un déficit en la expectación más difícil. Entender el perfil beneficio-costo de un socio en una alianza es difícil, cuando los socios tienen diferencias a nivel organizacional, cultural y estratégico.

La detección de las brechas en las expectaciones también es difícil por el hecho de que precisa un juicio con respecto a eventos futuros. Es posible que los socios difieran en sus horizontes de tiempo y en su reactividad a los resultados.

La naturaleza de la planificación corporativa y de los procesos de control de los socios y su horizonte de tiempo afecta además la magnitud en la cual los resultados intermedios son percibidos como déficits en las expectaciones. Luego por supuesto, motivos disímiles, agendas ocultas pueden llevar a un socio a defender la idea de que una alianza es exitosa, mientras que otros socios la ven como sustancialmente acabada.

Finalmente diferentes tipos de organizaciones presentan sensibilidades diferentes a los déficits de procesos y resultados. La calidad y la velocidad de la comunicación interna son determinantes para la sensibilidad organizacional.

En otras palabras la detección de déficit en los procesos y los resultados, particularmente cuando estos afectan al otro socio e incluso cuando afectan a la propia empresa, no es un esfuerzo obvio.

4.15 CONCLUSIONES

En este resumen se ha estructurado el análisis de las alianzas desde el enfoque y las perspectivas las alianzas hasta su diagnóstico final explicando las diferentes proposiciones a tomar en cuenta al momento de evaluar una relación. Se ha explicado un marco de trabajo para la evaluación y el análisis del desempeño de las alianzas, especificando el análisis para las alianzas en la industria hidrocarburífera. Esta metodología es útil para que los investigadores y directivos de estas relaciones entiendan mejor la multidimensionalidad del proceso de las alianzas y pueda entrever la manera de optimizar los resultados obtenidos.



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CAPÍTULO 5

EL MARKETING EN LA INDUSTRIA HIDROCARBURÍFERA

5.1 EL MARKETING DEL GAS.

El marketing del gas natural no solo consiste en la venta de gas natural sino más bien en un proceso de coordinación, a varios niveles del negocio hidrocarburífero, llevando el gas natural desde la cabeza de pozo hasta los usuarios finales. Los especialistas de marketing pueden ser parte de los productores, transportadores, distribuidores, etc., o puede ser negocios separados.

Los especialistas de marketing del gas negocian con compradores, aseguran provisiones y logran que el gas llegue a donde tiene llegar a un precio rentable. Son estos especialistas que aseguran la existencia de mercados transparentes. El marketing del gas natural puede incluir todos los pasos intermedios que requiere una compra en particular incluyendo transporte, almacenamiento, distribución y cualquier otro paso requerido para realizar el comercio del gas natural.

En esencia a los especialistas de marketing les concierne el comercio de gas natural ya sea a otros vendedores, a otros mercados o a usuarios finales. En promedio la mayor parte del gas natural puede tener entre tres o cuatro propietarios hasta que lleguen al consumidor final así que si bien se tiene que hacer frente al marketing (btoc), debe enfatizarse mucho más en el marketing interorganizacional (btob), todo esto apuntando a la creación de valor como concepto central.

En la práctica real, es evidente cómo se toma en cuenta el valor que las empresas hidrocarburíferas generan para los clientes y para los accionistas en los diferentes eslabones en la cadena de valor, pero se tiende a olvidar revisar el valor para los empleados y los demás stakeholders. El valor para los clientes, los accionistas y los empleados y los stakeholders, están muy relacionados y forman parte de un proceso más amplio. La empresa debe desarrollar un marco de trabajo para la administración del valor basada en la perspectiva de un marketing holístico.

La gestión de las relaciones internas y externas de la organización necesita convertirse en una actividad central; esta actividad central se fundamenta en un enfoque relacional del marketing. Es evidente que la aproximación del marketing transaccional (4ps), no ha enfatizado el cuidado de los stakeholders la única excepción fue el desarrollo de las relaciones públicas.

Para desarrollar un marco de trabajo específico para la industria hidrocarburífera se debe considerar un modelo de seis mercados. Aunque los clientes son considerados como los stakeholders más importantes se identifican otros cinco grupos de interés o dominios de mercado:



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1. Mercados del clientes 2. Mercados de referencia 3. Mercados internos 4. Mercados de reclutamiento 5. Mercados de influencia (incluyendo los accionistas) 6. Mercados de proveedores.

Cada mercado está integrado por un número clave de participantes. Los mercados de clientes están constituidos por compradores, intermediarios y clientes. Este mercado está muy vinculado con el mercado de referencia que está constituido por todas aquellas fuentes de referencias que pueden influir al momento de que los clientes o consumidores nos elijan como socios.

Los mercados internos son los que se encuentran dentro de la empresa constituidos por trabajadores, empleados, sindicatos, etc. Están muy relacionados con los mercados de reclutamiento ya que de estos es de donde la empresa obtiene su capital humano.

Los mercados de influencia están integrados por grupos financieros, inversores, uniones, cuerpos industriales, cuerpos reguladores, prensa y medios de negocios, evaluadores, grupos ambientales, agencias políticas, de gobierno y competidores. Está relacionado con los mercados de proveedores porque especialmente en la industria hidrocarburífera los proveedores son decisivos para el logro del propósito de la empresa.

La empresa necesita administrar todos estos diferentes submercados y sus respectivos stakeholders entorno a un proceso continuo de generación de valor.



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GRAFICO 5.1 EL PROCESO DE LA GESTIÓN DE VALOR EN LA EMPRESA

Fuente: Elaboración propia en base a Grönroos C., (2008)

Por lo tanto la estrategia de marketing incluye objetivos de marketing transaccional pero, incluso más importantes objetivos de marketing relacional. Estos cambios en la naturaleza de la actividad de marketing tienen fuertes implicaciones en las funciones de marketing de la empresa. A tiempo que estas actividades se sofistican más, se brinda una atención enfática a la gestión de las relaciones.

Tomando en cuenta la situación puntual de la industria y la imperiosa necesidad de emplear tanto el marketing transaccional como el marketing relacional. La empresa debe: comprometerse con la planificación y la implementación del marketing transaccional apropiado, comprometerse con la correcta planificación e implementación del marketing relacional y finalmente asegurar que tanto la gestión de transaccional como la relacional están integradas y balanceadas de una manera apropiada.

Es importante comprender que la estrategia transaccional y la estrategia relacional son complementarias. Las evidencias en la industria hidrocarburífera indican que en la práctica las actividades transaccionales y relacionales deben ser usadas paralelamente (en un esfuerzo para lograr objetivos diferentes pero complementarios).

Evaluación del valor

STAKEHOLDERS EXTERNOSAccionistas

Otros mercados de influencia

Proveedores Alianzas

Satisfacción de stakeholders

Compromiso de stakeholders

Retención de stakeholders

Determinación del valor

Creación del valor

Entrega del valor

EL PROCESO DE VALOR

EMPLEADOSMercados internos

Mercados de reclutamiento

Reclutamiento de empleados

Satisfacción de empleados

Retención de empleados

CLIENTESMercados del cliente

Mercados de referencia

Satisfacción de los clientes

Retención de clientes

Atracción del clientes



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5.2 REALIDAD ACTUAL

La necesidad que tiene la industria de la perspectiva relacional se debe a que el paradigma transaccional no puede explicar gran parte de las prácticas de marketing actuales. En décadas pasadas solo los productores creaban valor a través del desarrollo y la producción del gas mientras los intermediarios compartían el riesgo, la perspectiva transaccional fue una manera útil de estudiar la distribución del valor entre estos actores. Los consumidores lograban beneficios de este esquema, pero no contribuían mucho en la creación del valor.

Sin embargo cuando los consumidores y otras partes interesadas se incluyen en la coproducción y tienen relaciones interdependientes con los productores la creación del valor se maximiza. La perspectiva transaccional puede explicar el intercambio que existe en una venta de casas tradicional donde se distribuye el valor generado por el constructor, sin embargo en la construcción de una casa u otra situación donde el consumidor y otras partes interesadas están involucrados como coproductores, codiseñadores, etc., se necesita una perspectiva alternativa de marketing.

Un supuesto implícito de la perspectiva transaccional es que cada parte interesada y el productor tienen roles definidos, no obstante en la actualidad estos roles son difusos, al tiempo que las partes interesadas participan en el diseño, desarrollo o producción. A veces estas interacciones son tan cercanas que es difícil separar las partes interesadas unas de otras o distinguir claramente el momento en el que ocurre el intercambio.

La perspectiva relacional del marketing conlleva la dificultad de distinguir los límites organizacionales ya que la creación de valor tiene lugar de manera conjunta. Por ejemplo gracias al intercambio electrónico de datos (EDI por sus siglas en inglés) los pagos, los bienes, los servicios y el conocimiento fluyen entre las partes.

Sin importar la perspectiva de marketing con la que trabaje una organización está claro que la naturaleza del marketing debe apuntar a la creación del valor y no solo a la distribución de este.

Otra tendencia actual y muy importante es el marketing interno. La organización en un momento interesada en vender algo, al mismo tiempo al mismo tiempo está interesada en comprar y para esto puede por supuesto emplea especialistas de marketing como representativos de ventas, gente de comunicación, análisis de mercados, etc. pero además de estos especialistas tiene un gran número de personas (no especialistas) realizando diferentes tareas como diseño, desarrollo, entregas, couching (asesoramiento personal), training (entrenamiento), facturación, etc. Estas últimas tienen un impacto decisivo en los objetivos de marketing de la empresa. Govindarajan utiliza el término “part-time marketers” (especialistas de marketing de medio tiempo) para estos empleados, y evidentemente estas personas exceden en número a los “full-time marketers” (especialista de marketing tiempo completo).

Los departamentos de marketing no son capaces de manejar más que una parte limitada del proceso de marketing, a menudo los primeros a quienes recurre el cliente no son especialistas de



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marketing. Por lo tanto es preciso capacitar a todos los trabajadores de la organización y establecer funciones claras al respecto.

La gestión de los servicios no debe estar separada de la administración general de la organización. En toda evaluación de desempeño se debe considerar la calidad percibida del servicio enfatizando las funciones interactivas del marketing, la calidad lograda debe incluir todos los elementos cualitativos que intervienen en el proceso de intercambio.

Las personas del entorno interactúan constantemente con el sistema de la organización. Estas interacciones ocurren entre el cliente y los empleados quienes no son considerados responsables de marketing, ni por ellos mismos ni por la empresa, no obstante ellos son part-time marketers. En muchas situaciones se desarrollan relaciones largas con proveedores, en este sentido se debe tener en cuenta el ciclo de vida de los clientes, el ciclo de vida de la relación y no solamente el ciclo de vida del producto.

Durante los últimos años ha habido mucho interés en estudiar las Economías de Mercado, este concepto enfatiza el logro de resultados económicos entendiendo y reteniendo a clientes o socios en vez de concentrarse en el desarrollo de Economías de Escala.

Los intercambios relacionales en los que ambas partes con el tiempo aprenden a interactuar mejor unos con otros, llevan a la disminución de los costes para las partes implicadas. Una relación mutuamente satisfactoria, hace posible para los clientes evitar importantes costes de transacción y para los proveedores evitar sufrir costes de calidad innecesarios.

GRAFICO 5.2: COSTOS DECRECIENTES TRANSACCIÓN-RELACIÓN

Fuente: Elaboración propia

Sin embargo, la retención de clientes o de socios no es suficiente, pueden existir algunas relaciones largas en las que una parte puede estar satisfecha y la otra percibe que no obtiene suficientes beneficios. Por consiguiente el análisis detallado de los beneficios de la relación (largo y corto plazo) es un prerrequisito para la retención o no de los clientes.



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El entorno de una organización debe ser concebido como una red de relaciones en la que constantemente se realizan intercambio sociales, de información, financieros, etc. Todas estas interacciones tienen un impacto en la posición de las partes interesadas en la red (como en una telaraña).

Las relaciones se esquematizan en una continuidad variando los grados de complejidad relacional. La complejidad se refiere al número de actores involucrados en el intercambio, a su interdependencia, a la intensidad y naturaleza de sus vínculos además del potencial de las contingencias temporales en la relación. La complejidad está fuertemente relacionada con el tipo de función que es intercambiada o que se realiza a través de la relación, cuán estandarizada esta y cuan compleja o nueva es.

Por lo tanto se puede ir desde una baja complejidad relacional hasta una alta complejidad relacional. Las relaciones más complejas generalmente tienen lugar en un contexto de redes mientras que las relaciones menos complejas son caracterizadas por un intercambio de mercado. Existen muchas razones para esto, las tareas de intercambio complejas demandan un alto grado de entendimiento mutuo, que es muy difícil de sostener en las relaciones gobernadas por el mercado. Incrementando el conocimiento mutuo y las inversiones específicas de la relación, los actores se vuelven interdependientes haciendo el cambio de socios más difícil. Cuando estas condiciones caracterizan el comportamiento de intercambio, el contexto también tiende a convertirse en un contexto de red. Por lo general, en la complejidad baja de la continuidad del intercambio existen alternativas aceptables para los clientes. Esto hace el cambio posible y lleva a relaciones menos interdependientes, esta clase de relaciones tienden a ser más eficientemente cuando son gobernadas por el mercado.

5.2.1 EL GAS NATURAL, UN COMMODITY En la actualidad en mercados internacionales el gas natural es vendido como un bien de consumo (commodity). La característica básica de un commodity es que el producto es relativamente el mismo sin importar donde este, el gas natural entra en esta clasificación.

Los mercados de consumo son inherentemente volátiles, esto quiere decir que los precios cambian. El precio del gas natural es establecido por las fuerzas de mercado siendo la oferta y la demanda que determinan el precio promedio del gas natural. Hay dos mercados distintos del gas natural: el mercado spot y los mercados futuros.

El mercado spot es el mercado del día a día donde el gas natural es comprado y vendido en el momento. Para conocer el precio del gas en un día específico el precio del mercado que es el más informativo. Los mercados futuros consisten en comprar y vender gas natural de estará disponible recién el próximo mes. Por ejemplo en un contrato simplificado a futuro uno puede entrar en un acuerdo hoy para entregar físicamente el gas en 3 meses.



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El precio del gas natural es establecido en diferentes locaciones a través del mundo. Estas locaciones se llaman hubs de mercado, por lo general estos se encuentran en la intersección de los sistemas de gasoductos más importantes. La diferencia de precios entre diferentes hubs se debe al diferencial de ubicación. En la actualidad además de los hubs de mercado, otros lugares de asignación de precio son los Citygates, estas son locaciones, por lo general centros metropolitanos en los que las empresas de distribución reciben el gas de los gasoductos.

5.2.2 COMERCIO FÍSICO Y FINANCIERO Existen dos tipos principales de comercio de gas natural: el comercio físico y el comercio financiero. El comercio físico del gas es el modo más básico de compra y venta de un bien de consumo. El comercio financiero incluye sofisticados instrumentos financieros en los que el comprador y el vendedor nunca reciben físicamente el gas.

5.2.3 CONTRATOS FÍSICOS Los contratos comerciales físicos son negociados entre compradores y vendedores. Existen diversos tipos de contratos pero la mayoría comparten especificaciones que incluyen, el precio, la cantidad (usualmente en volumen por día), el punto de entrega la duración del contrato (usualmente expresada en números de días) además de otros términos y condiciones. Los términos especiales y condiciones usualmente resaltan fechas de pago, especificaciones del gas natural y otras adicionales.

Hay tres tipos principales de contratos físicos: contratos de intercambio (swing), contratos de carga base, y contratos firmes. Los contratos (swing) o interrumpibles son usualmente contratos de corto plazo, pueden ser tan cortos como de un día y por lo general no tienen duración de más de un mes, bajo este tipo de contratos, el comprador y el vendedor acuerdan que ninguno de los dos está obligado a entregar o recibir el volumen exacto especificado. Estos contratos son los más flexibles y usualmente cuando comprador demanda cantidades flexibles y el vendedor cuenta con volúmenes no comprometidos.

Los contratos de carga base (base load) son similares los contratos de intercambio. Sin embargo se acuerda que ambas partes intentarán entregar o recibir el volumen especificado en una base de “el mayor esfuerzo posible”. Adicionalmente ambas partes acuerdan no finalizar el acuerdo debido a cambios en los precios del mercado. Estos dos entendimientos no son obligaciones legales, no hay recurso legal si alguna de las partes piensa que la otra no hizo su mejor esfuerzo. No obstante ellos confían en la relación (a diferentes niveles) entre comprador y vendedor.



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Los contratos firmes son diferentes ya que si existen recursos legales disponibles para las partes en caso de incumplimiento. Esto implica que ambas partes están legalmente obligadas a recibir o entregar la cantidad de gas especificada en el momento especificado.

Los mercados spot del gas natural son muy activos y el comercio ocurre 24 horas al día. Sin embargo las cantidades de gas más importantes ocurren en la última semana de cada mes. Esta semana es conocida como bid week y es cuando los productores están tratando de vender su producción y los clientes están tratando de comprar el gas que precisan para el mes siguiente. Por lo general el gas que se precisa de un mes a otro no varía grandemente ya que los productores tendrán gas el próximo mes y los consumidores saben cuanto necesitarán. Los precios promedio establecidos durante la bid week son los utilizados en los contratos físicos.

Mercado financiero

También hay un mercado muy importante para los derivativos financieros del gas natural. Se estima que el valor del comercio en los mercados financieros es 10 o 12 veces más grande que el mercado físico.

Los derivativos financieros son instrumentos que derivan su valor de supuestos fundamentales. En este caso el precio del gas. Hay dos posibles objetivos de comerciar en mercados financieros del gas: el aseguramiento y la especulación. El comercio en mercados físicos involucra un cierto grado de riesgo. La volatilidad del precio en los mercados del gas puede resultar en exponerse a un riesgo financiero. Comerciar derivativos financieros puede ayudar a controlar el riesgo. Por ejemplo, una estrategia de aseguramiento es la compra de un seguro de hogar.

De la misma manera un especialista que planea vender gas natural en el mercado spot para el siguiente mes, podría estar preocupado por la caída de los precios y puede usar una variedad de instrumentos financieros para asegurarse contra la posibilidad de que el gas valga menos en el futuro.

Los mercados financieros del gas pueden también ser usados para los que deseen especular en relación al precio o eventos relacionados que puedan suceder en el futuro. La principal diferencia entre especulación y aseguramiento es que el objetivo del aseguramiento es reducir el riesgo, mientras que el objetivo de la especulación es tomar el riesgo con el fin de lograr un retorno financiero en el futuro. Los especuladores esperan predecir los eventos futuros y beneficiarse de estos a partir de los derivativos financieros. Comerciar en los mercados financieros con fines especulativos es esencialmente hacer una inversión. Se pueden lograr grandes beneficios si las expectaciones son correctas pero también las pérdidas pueden ser inmensas si uno se equivoca. Los instrumentos usados para el aseguramiento y la especulación son los mismos la manera en la que son usados determina si en efecto reducen o incrementan el riesgo.



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5.3 EL PROCESO DE GESTIÓN DEL MARKETING DEL GAS

Cuando escuchamos la frase marketing del gas es común imaginar un proceso que lleva el gas desde el productor al consumidor y si algo queda claro es que el marketing siempre ha constituido la última etapa del flujo real de productos de la empresa hasta el consumidor.

Si bien el marketing es el conjunto de procesos para crear, comunicar y entregar valor. Es el proceso que debe entregar al mercado los productos de la empresa a tiempo de coaduyvar a la creación de valor para los mercados. Por definición no puede ser sólo la última etapa de los procesos operativos o de negocio, esta manera de concebir el proceso del marketing reduciría su función a simplemente vender.

Por lo tanto el proceso del marketing implica también la primera actividad a desarrollar en el sistema empresarial; es el proceso que debe identificar las necesidades y deseos de los mercados e informa a la organización de los mismos para que esta pueda adaptarse a su entorno rápidamente o por lo menos más rápido que la competencia.

El marketing conecta a la empresa en una red de interrelaciones, para entender y satisfacer las expectativas e intereses de estas complejas redes, considerando las capacidades de la empresa y de su esfera de influencia. La idea por lo tanto ya no solo es crear valor si no lograr la cocreación de valor a través de la relaciones, incrementando los valores positivos y reduciendo de los valores negativos.

La organización debe ofrecer su producto y su propuesta de valor a los stakeholders adecuados en los mercados adecuados; de lo contrario, no podrá sobrevivir por mucho tiempo. El marketing debe permitir al entorno conocer la existencia del producto de la empresa e informarles acerca de cómo podrá satisfacer sus deseos y demanda.

La ejecución del proceso de marketing, supone el desarrollo de una secuencia de actividades cuyas principales etapas son las siguientes:

1. Marketing analítico: Análisis del entorno, incluyendo mercados, stakeholders y el análisis interno.

2. Marketing estratégico: Determinación de objetivos y diseño de estrategias para la creación de valor mediante la adecuada combinación de los distintos instrumentos del marketing (transaccionales y relacionales)

3. Marketing operativo: Organización, dirección y control de las actividades de marketing.

El sistema de marketing contempla, por una parte, las demandas del entorno y por otra, las capacidades, las propuestas y los productos que la empresa ofrece al entorno.

El marketing es la mejor herramienta que tiene la organización para colocar sus productos en el mercado y para relacionarse con el entorno. La empresa debe disponer de técnicas de



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investigación que permitan conocer el entorno y recabar toda aquella información que sea necesaria. El empleo de estas técnicas da lugar al marketing analítico.

El marketing estratégico define la propuesta de valor que se ofrece al mercado y al entorno, para estimular la demanda. Finalmente el marketing operativo o táctico plasma en planes operativos las estrategias de la empresa.

5.4 EL MARKETING TRANSACCIONAL

En un contexto de ambientes cambiantes, los negocios están comprometidos con una estrategia transaccional para lograr ciertos objetivos, como mantener un perfil continuo de adquisición de nuevos clientes o socios, por ejemplo en el caso de la distribución de gas. Para soportar y facilitar esta actividad es necesario, planificar e implementar una estrategia transaccional.

La administración del marketing en el contexto transaccional está principalmente involucrada con objetivos organizacionales que enfatizan la rentabilidad del producto. En estas circunstancias el marketing se enfoca en la maximización de la rentabilidad que se logra a través de la aplicación de los recursos de la organización en los mercados de referencia y de clientes y los productos de la manera más eficiente posible. No es necesario considerar las personas o los procesos sociales cuando la unidad de análisis son los productos, el precio los costos, la publicidad, etc.

Al administrar transacciones discretas el marco de tiempo de la planificación es principalmente de corto plazo con la toma de decisiones enfocada en ventas únicas y buscando el beneficio de los intercambios actuales. Este énfasis en las transacciones únicas se ajusta muy bien con el paradigma de maximización de la rentabilidad y las técnicas analíticas de optimización relacionadas. La teoría de la oferta y la demanda indica que el trabajo de los sistemas económicos es discreto en el tiempo.

Mientras la administración del marketing transaccional se basa primeramente en transacciones discretas también se debe tomar en cuenta la existencia de transacciones repetitivas considerando las motivaciones económicas y no económicas, las preferencias y los patrones de comportamiento de la otra parte actual o potencial en el intercambio. En este contexto de marketing el administrador principalmente identifica problemas y encuentra soluciones apropiadas en áreas que afectan el intercambio entre el comprador y el vendedor.

La administración del marketing transaccional puede ser vista como engranar un amplio rango de dimensiones desde el producto apropiado de acuerdo a las características individuales nos referimos mínimamente a la 4ps. En las circunstancias de la industria hidrocarburífera la planificación y la toma de decisiones en relación al producto, el precio y la promoción serían dimensiones muy relevantes que requieren una estrategia transaccional.



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5.5 LA ADMINISTRACIÓN DEL MARKETING RELACIONAL

La filosofía del marketing relacional se basa en la noción de que en la cumbre del valor de un producto o un servicio intercambiado, la existencia de una relación entre dos partes crea un valor adicional para el cliente, para el proveedor y en general para las partes o socios. Una relación continua puede por ejemplo ofrecer al cliente seguridad, un sentimiento de control, un sentido de confianza, minimizar los riesgos de búsqueda en resumen reducir los costos de ser cliente.

En los mercados industriales, las organizaciones deben comprometerse en actividades de marketing relacional en un esfuerzo por lograr objetivos interorganizacionales y tratar con clientes particulares y no masivos. Para soportar y facilitar estas actividades, las organizaciones necesitan asegurar la administración apropiada de la toma de decisiones en cuanto al marketing relacional y la implementación de las actividades correspondientes. La adopción de una aproximación relacional demanda un gran número de cambios en las viejas estructuras, en la forma tradicional de organizar el negocio, en los sistemas de planificación de marketing y en los métodos para medir el éxito en el mercado.

En el marketing relacional el énfasis administrativo está en la rentabilidad individual de los socios y los beneficios que pueden ser derivados de las relaciones con los clientes especialmente en el largo plazo. Ante estas situaciones el énfasis esta primariamente en las actividades interactivas del marketing y su administración que tienen como objetivo el establecimiento de relaciones de cooperación que ofrecen beneficios a las partes implicadas. El desarrollo de las relaciones tiene lugar de acuerdo a las siguientes etapas:

Conciencia

En la etapa de conciencia las partes se consideran apropiadas para el intercambio pero actúan de manera independiente. Puede tener duración indefinida, si no existe el estímulo adecuado.

Exploración

Las partes se prueban y se sondean, esta etapa puede ser muy frágil debido a que las partes no han invertido, ni dependen una de la otra. Sin embargo en esta etapa se dan cinco procesos habilitadores que apoyan el desarrollo de la relación.

- Atracción: es el grado en que la interacción entre los socios produce rendimientos adicionales pero de nivel mínimo, estos rendimientos pueden ser: recompensas tangibles o intangibles, económicas o sociales, etc.

- Comunicación y negociación: permiten a las partes reordenar y distribuir sus obligaciones. Al principio de las relaciones las partes dudan en plantear con claridad sus necesidades hasta que logran cierto nivel de comodidad, es posible que se precise reciprocidad. Para que las partes tomen el problema, pasen por las molestias y gasten energías, en una negociación, deben percibir algún potencial. Se va desarrollando cierto nivel de confianza.



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- Poder y justicia: el ajuste en un intercambio es una faceta crucial del desarrollo de la relación, las concesiones en el proceso de negociación resultan de la aplicación justa o injusta del poder. El poder es la capacidad de una organización. La justicia es la obtención de lo que se amerita o se espera. La imparcialidad y la honestidad caracterizan el uso justo del poder. Como la negociación, el ejercicio justo del poder desencadena la transición de una relación exploratoria a una que se encamina a la fase de expansión. La confianza se fortalece.

- Desarrollo de normas: las normas son estándares de comportamiento para las partes. - Expectativas: conforme las partes interactúan forman expectativas. Más allá de las

expectativas la confianza es fundamental ya que es la creencia de que la otra parte es consistente, justa, responsable y útil. Las expectativas pueden moldearse por la reputación de la industria y el nivel de confianza desarrollado en los pasos anteriores.

Expansión

La asociación pasa de una prueba y sondeo a una de mayores recompensas y la concreción de la misión de la relación. El desarrollo de cuentas, la venta cruzada, desarrollo de servicios especiales son signos de esta etapa.

Compromiso

Es un deseo duradero y fundamentado de mantener o preservar una relación importante y valiosa, existe un importante intercambio de recursos significativos, los socios comparten una creencia común de la efectividad de la relación para el logro de su visión.

Disolución

En las primeras fases del desarrollo de la relación cualquier socio puede alejarse del intercambio sin problemas. Conforme aumentan las dependencias mutuas y los costos transaccionales se incrementan, el socio adquiere significación, terminar la relación puede volverse un problema terrible. La disolución puede hacer obsoletos los activos dedicados a la relación la permanencia se da por deseo o necesidad

La administración exitosa del marketing relacional requiere tipos innovadores de organizaciones como la estructura orgánica o las organizaciones virtuales. Estas organizaciones facilitan una comunicación interfuncional de alto nivel y la descentralización de la toma de decisiones. El marketing por lo tanto no es más una función por sí sola, si no es parte de muchas procesos de la organización. Los aspectos administrativos que requieren más atención e inversión de recursos en este contexto son la delegación de autoridad, la responsabilidad, las estructuras de recompensa y de control, la organización de marketing interfuncional de comunicación y cooperación en relación con la evidencia física, los procesos y las personas.

A continuación se analizará la naturaleza y el contenido del marketing relacional visto como un proceso. El marketing relacional consiste más bien en una administración orientada al mercado lo



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cual es una tarea que implica mucho más que solo a los integrantes del departamento de marketing, así el marketing relacional es un proceso global y no una función de la organización.

5.5.1 LA COMPETENCIA A TRAVÉS DEL SERVICIO Entender y administrar los servicios en la relaciones es el núcleo de la construcción y el mantenimiento de relaciones. Una idea fundamental del marketing relacional es el hecho de que el consumo de un bien es más un proceso que un resultado. El cliente percibe el proceso de producción como una parte del producto final y siente que no solo “consume” el resultado, como en el marketing tradicional. Así el consumo de un producto y su producción tienen interfaces (contactos) que son críticos para la percepción del cliente y que afectan su comportamiento de compra de largo plazo.

En el marketing de servicios la administración de estas interfaces es llamada “marketing interactivo” y este concepto también es muy valioso para el marketing relacional. El proveedor de servicios casi siempre tiene un contacto directo con sus clientes, estos contactos repetitivos durante el consumo, que generalmente es simultáneo al proceso de producción.

En el caso bienes industriales, cuando estos cambian su interés desde las transacciones simples con sus clientes a las relaciones de largo plazo, la naturaleza del consumo o del uso cambia del consumo de un resultado (puntual en el tiempo) hacia el consumo de un proceso (continuo). En este proceso el cliente usa los resultados del proceso de producción (productos) que son intercambiados entre las partes dentro de la relación pero también consume el número de procesos de servicio que son generados y consumidos antes, durante y entre los intercambios de los resultados (productos). La naturaleza del proceso se vuelve similar al proceso de consumo de un servicio.

Desde un punto de vista de marketing tradicional cuando los resultados (productos) se parecen más a los de la competencia, este cambio de naturaleza se hace aún más necesario. En la mayoría de los casos ni siquiera el desarrollo continuo del producto es capaz de llevar a una ventaja competitiva sostenible para el proveedor. De ahí que solo los servicios como: el diseño a medida, el just in time, la instalación de los productos, el entrenamiento de su personal, el asesoramiento para la instalación, el servicio de recuperación y tratamiento de quejas o reclamaciones, entre otros, pueden marcar la diferencia. Si uno no quiere usar el precio como variable, lo cual rara vez crea una ventaja competitiva sostenible, solo quedan los servicios para desarrollar esta ventaja.

Por supuesto el uso del marketing transaccional es justificado como un soporte interactivo del marketing, pero está demostrado que las relaciones de largo plazo con los clientes, forman la base de los negocios más rentables.



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La implementación del marketing relacional en las organizaciones hidrocarburíferas, precisa un cambio de enfoque, las tres áreas vitales para el éxito y ejecución de la estrategia relacional son las siguientes:

El proceso de interacción, como el núcleo del marketing relacional.

El proceso de comunicación planificada, soportando el desarrollo y refuerzo de las relaciones.

El proceso de valor, como el resultado del marketing relacional.

El término proceso de comunicación planificada solo incluye la comunicación a través de medios exclusivos como publicidad, comerciales, banners, Internet, tele venta, etc. Sin olvidar que durante la interacción de los clientes con los productos, procesos de servicio y con otros aspectos del proceso también se genera comunicación que no ha sido explícitamente planificada. Luego el total de la comunicación es la suma de la comunicación planificada y la comunicación no planificada generada durante las interacciones. El impacto de la comunicación no planificada en los clientes puede ser más importante que los esfuerzos de la comunicación planificada.

Todas las actividades realizadas en estos procesos tienen que engranarse. El proceso se mueve de identificar clientes o socios potenciales a establecer relaciones con ellos para luego mantenerlas y reforzarlas. Finalmente también la terminación de una relación es cuidadosamente administrada (disolución).

La relación focal es la que hay entre el proveedor de un bien o servicio y su comprador y el marketing relacional gestiona esta relación. Sin embargo para facilitar esta relación, otras partes interesadas deben ser involucradas en el proceso (mercado de influencia), si deseamos que la estrategia de marketing sea exitosa debemos trabajar dentro de redes de relaciones, incluyendo: nuestros proveedores, socios, organizaciones políticas y organizaciones no gubernamentales.

El entorno no solo buscan bienes o servicios, ellos demandan una oferta más holística incluyendo información de preventa acerca de cómo usar mejor y de manera más segura el producto, entrega, instalación, reparación, e incluso la actualización de las soluciones que ellos han comprado. Los clientes quieren todo esto de una manera amable, confiable y oportuna, en consecuencia el producto núcleo es cada vez menos la causa de insatisfacción. Un buen producto solo es un prerrequisito para una relación, lo que cuenta más allá de este, es la habilidad de la firma de administrar los elementos adicionales de la oferta y debe hacerlo mejor que la competencia creando valor adicional. El producto se vuelve un proceso y visto como tal incluye elementos tangibles como bienes físicos y equipos e intangibles como diversos tipos de servicios.



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5.5.2 LOS CONSTRUCTOS CLAVE DEL MARKETING RELACIONAL COMUNICACIÓN.

En el marketing transaccional la comunicación de marketing, considera las ventas como el componente central y predomina una comunicación de masas aunque con un elemento creciente de marketing directo. Desde 1990, existe una fuerte tendencia hacia la integración de elementos de comunicación como la publicidad, el marketing directo, la promoción de ventas y las relaciones públicas en un perspectiva de dos sentidos. Desde el punto de vista del marketing relacional si nosotros como proveedores estamos comprometidos con una comunicación en dos sentidos, siempre debemos intentar conseguir alguna respuesta desde las personas que hemos integrado en nuestro programa de comunicación, de acuerdo a esta respuesta se adapta la comunicación de acuerdo a lo que el entorno necesita o prefiere y empezamos el ciclo otra vez.

Si las interacciones y los otros elementos de contacto con los clientes generan mensajes negativos, la comunicación planificada aunque sea efectiva, no desarrollará relaciones duraderas. De ahí que las comunicaciones integradas de marketing no son un sinónimo del marketing relacional, pero claramente son una parte importante de la estrategia relacional. Si queremos que el marketing relacional sea exitoso debemos integrar todos los mensajes de comunicación de marketing y que estos soporten el desarrollo de las relaciones. En consecuencia se precisa la administración integrada de todas las actividades de comunicación de marketing, ya sean estas planificadas o no.

INTERACCIÓN

En el marketing transaccional el producto es el núcleo de la estrategia futura, en resumen del marketing mix. Debe existir un producto de tal manera que las decisiones puedan ser tomadas en relación a cómo distribuirlo, como promoverlo y que precios manejar.

Sin embargo, analizando en profundidad, el producto simple existe en un punto dado del tiempo y no evoluciona generando una relación continua. De ahí que el producto como concepto núcleo del marketing tradicional tiene que ser reemplazado con un constructo de largo plazo que encaje con la naturaleza del marketing relacional.

El enfoque relacional ubica el proceso de generación de valor del cliente (proceso interno del cliente a partir del cual el percibe el valor) como el producto del marketing. Para ser exitoso un proveedor tiene que alinear sus recursos, competencias y procesos con el proceso de generación de valor del cliente. Siguiendo esta línea, la interacción evoluciona como un concepto que toma el lugar del concepto de producto ya que es a través de las interacciones que se genera valor para el cliente y son las interacciones las que se van satisfaciendo a cliente.

Así al tiempo que la administración de los intercambios de productos, es el núcleo del marketing transaccional, la administración de las interacciones es el núcleo del marketing relacional.



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En el proceso de interacción un proveedor de bienes o servicios representado por personas tecnologías, sistemas, infraestructuras y know how interactúa con sus clientes que a su vez pueden estar representados por una persona, un grupo de compradores, tomadores de decisiones, e incluso sus propios usuarios. No se debe perder de vista que a veces más partes en una red pueden estar involucradas en las interacciones.

Las interacciones pueden ser impulsadas por mensajes de comunicación planificada, pero para que se desarrolle una relación estos mensajes deben ser seguidos por interacciones exitosas. Un diálogo entre el proveedor y sus clientes solo surge a raíz de interacciones que refuerzan el valor percibido por estos. Si un proveedor utiliza únicamente las actividades de comunicación planificadas esto le conducirá irremediablemente a un monólogo, en el cual las dos partes necesarias para un diálogo no se encuentran de verdad, no tienen acceso real a lo que comparten o lo que hay en común entre ellos. Un proceso de diálogo es indispensable para compartir y aún más importante crear conocimiento entre las partes.

VALOR

Si pretendemos trabajar dentro de la filosofía del marketing relacional, debemos asegurarnos de que nuestro cliente perciba que una relación continua genera valor adicional para él.

En el proceso de interacción un valor básico es transferido al cliente y en cierta medida también es creado con el cliente, así en el análisis final realizado por el cliente, el valor que el percibe surge de su proceso de generación de valor.

En consecuencia si administramos un alineamiento exitoso de nuestros recursos: elementos de productos físicos, elementos de servicio, elementos de información, otros recursos diversos y las competencias del personal con el proceso de generación de valor de nuestro cliente, el valor base será cambiado (incrementado) y se transformará en un valor percibido.

El valor creado debe ser soportado y coadyuvado por la comunicación de marketing antes, durante y después del proceso de interacción durante la relación. Por consiguiente es muy necesario que el proveedor comprenda lo mejor posible el proceso de generación de valor del cliente para tener claro cómo este percibe realmente la creación de valor en el tiempo.

Cuando estos tres procesos completos: la comunicación, la interacción y el proceso de valor, están implementados y son entendidos tendremos una buena parte del marketing relacional funcionando en nuestra organización.

Sin embargo, el proceso de valor tiene otro aspecto, antes de desarrollar elementos de interacción, como especialistas debemos comprender perfectamente el proceso interno del cliente para que las soluciones que ofrezcamos encajen perfectamente.



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Nuestro cliente tiene una necesidad pero también tiene un proceso específico (necesario, apropiado o favorito) a través del cual satisfacer esta necesidad. Esto es lo que se denomina el proceso de generación de valor del cliente.

Aún más debemos conocer el sistema de valores del cliente que guía su proceso de generación de valor. Ejemplos de estos valores son las condiciones justas de trabajo, el reciclado, la minimización de residuos, fabricación que evite los daños ecológicos, etc.

Si como especialistas no entendemos este aspecto de nuestro cliente o socio y sobre todo su proceso de generación de valor, no podremos desarrollar los productos, los servicios, la información y los demás elementos del proceso de interacción y obviamente nuestra organización no podrá ofrecer soluciones satisfactorias ya que no será capaz de cerrar el ciclo de valor del cliente exitosamente.

5.5.3 LA DINÁMICA DEL MARKETING RELACIONAL

EL NÚCLEO

Como ya resaltamos arriba el marketing exitoso requiere una solución lo suficientemente buena para el cliente o el socio. En el marketing tradicional esta solución es un producto en la forma de un bien físico o un servicio núcleo. En el marketing relacional la solución es la relación misma y cómo esta funciona y lleva a la creación de valor satisfaciendo la necesidad del cliente. Pero para llegar a la relación se debe gestionar las interacciones.

La percepción que el cliente tiene de una relación es holística y acumulativa. De acuerdo a las conclusiones anteriores el intercambio o transferencia de nuestros productos administrado en una manera óptima son parte de la relación pero además se requiere una amplia gama de elementos de servicios. Sin esta gama de servicios nuestros productos pueden ser de valor limitado o sin valor para el cliente o para el socio. Por ejemplo servicios tardíos, llamadas sin respuesta, reclamos mal gestionados, ausencia de información o simplemente personal indiferente, puede destruir lo que (como propuesta) pudo ser una buena solución.

Una relación procede de una serie de interacciones donde varios tipos de contactos entre las partes ocurren en el tiempo. Estos contactos pueden ser diferentes dependiendo del tipo de situación de marketing. Algunos contactos son entre personas, personas con máquinas, personas con sistemas o solo entre máquinas o solo entre sistemas.

Para que se puedan entender y analizar situaciones de marketing y sea posible planificar el proceso de interacción se tiene que dividir este proceso en partes lógicas. Estas partes lógicas son las siguientes:



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Actos

Episodios

Secuencias

Relación

GRAFICO 5.3 EL PROCESO DE INTERACCIÓN Y SUS NIVELES

Fuente: Elaboración propia en base Grönroos C., (2008)

El proceso de interacción se analiza en términos de estos eventos. Por ejemplo un episodio es la visita a las oficinas de una empresa para entrar en contacto mientras un acto sería la reunión con algún representante durante su visita. La secuencia estaría formada por todos los episodios comprendidos en la recogida de un pliego de licitación y la adjudicación de un proyecto. Si el socio logra adjudicarse más de una licitación la suma de las dos secuencias constituirá una relación.

Profundizando conceptos, los actos son la unidad de análisis más pequeña, tanto como una llamada telefónica o la solicitud de información, los bien denominados momentos de la verdad. Los actos pueden estar relacionados con bienes físicos, servicios, información, aspectos financieros, contactos sociales, etc.

Los actos interrelacionados forman una entidad natural llamada episodio como una negociación, un envío de producto o simplemente una cena de negocios. Cada episodio incluye una serie de actos. Por ejemplo una negociación puede incluir acciones como la búsqueda de información, llamadas para agendar, la reunión misma.

Los episodios interrelacionados forman el siguiente nivel, es decir una secuencia. Las secuencias pueden ser definidas en términos de un periodo de tiempo, una oferta, una campaña o un proyecto o una combinación de estos. Esto implica que el análisis de una secuencia puede contener toda clase de actos y episodios relacionados en un año particular o durante un proyecto

RELACIÓN

SECUENCIA SECUENCIA

EPISODIO EPISODIO EPISODIO EPISODIO

TIEMPO



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en particular. Las secuencias pueden superponerse, continuando con el ejemplo de las licitaciones el socio puede participar en una segunda licitación sin haber cumplido completamente con la primera.

Finalmente el nivel último y más agregado de análisis es la relación. Varias secuencias forman una relación. Las secuencias pueden seguir una a otra directamente pueden traslaparse o pueden seguirse con intervalos cortos o largos, dependiendo de la naturaleza de la industria.

Esta manera de dividir el proceso de interacción en varios niveles de agregación nos da un instrumento lo suficientemente detallado para analizar profundamente las interacciones que dan lugar a las relaciones.

Los diferentes de elementos del proceso de interacción: productos, servicios, información, contactos sociales, actividades financieras, etc. Pueden ser identificados y puestos en una perspectiva correcta para que en el transcurso del tiempo logremos la formación de la relación.

EL SOPORTE

De acuerdo a nuestro concepto integrado de comunicación, tanto los diferentes medios como los esfuerzos de comunicación de marketing tienen que ser integrados en un mensaje consistente y real. En el marketing tradicional solo se incluyen las actividades que son puramente de comunicación de marketing, como la publicidad tradicional, las promociones y también las actividades de ventas.

El aspecto característico de la comunicación del marketing relacional, es un intento permanente de crear un proceso de comunicación en dos sentidos e incluso multisentido. Está claro que no todas las actividades de comunicación logran una respuesta, pero todos nuestros esfuerzos de comunicación deberían provocar una reacción de alguna clase que mantenga y refuercen las interacciones. Cualquier esfuerzo dado, como una reunión de ventas, una carta, un email directo o un paquete de información, debe ser integrado en un proceso planificado continuo.

Este proceso de comunicación planificada puede incluir una variedad de elementos que por ejemplo, pueden ser divididos en: actividades de comunicación en masa, comunicación directa e interactiva (estos son diferentes a los esfuerzos de ventas en los cuales se busca la respuesta directa), actividades de ventas y relaciones públicas. Claro que se pueden incluir otras categorías y los grupos sugeridos pueden tener subgrupos.

La comunicación en masa incluye publicidad, brochures, trípticos, cartas de venta de las cuales no se espera respuesta inmediata. Mientras que la comunicación directa incluye cartas personales, ofertas, información, reconocimiento de interacciones que han tenido lugar, solicitud de datos, etc. En estos casos se busca una respuesta más directa en forma de retroalimentación de las interacciones previas, solicitudes de mayor información, solicitud de una oferta o una respuesta puramente social.



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GRAFICO 5.4 LA INTERACCIÓN, LA COMUNICACIÓN PLANIFICADA Y EL PROCESO DE VALOR


En esta figura el proceso de comunicación planificada se ilustra como un círculo paralelo al proceso de interacción que en su caso incluye un número de episodios a su vez formados por actos individuales.

A manera de ilustración el gráfico muestra varios tipos de esfuerzos de comunicación a través del proceso de comunicación planificada. A menudo pero no siempre, el proceso de comunicación empieza antes que el proceso de interacción. A partir del punto en el cual los procesos de interacción y comunicación planificada van juntos se establece la tan buscada relación que luego debe ser mantenida y reforzada.

Como es evidente las interacciones y el proceso de comunicación planificada son paralelos, esto significa que deben soportarse mutuamente y no contra actuar en ningún momento. Las flechas en dos sentidos entre los dos círculos señalan eso. Una actividad en el proceso de comunicación planificada como una reunión informativa o una carta personalizada genera una expectativa y el proceso de interacción debe satisfacer esta expectativa.

Si no generamos este vínculo entre los dos procesos (como se hacía tradicionalmente) y solo el proceso de comunicación planificada es considerado parte del marketing relacional, actos o

PRINCIPIO DEL PROCESO DE

COMUNICACIÓN PLANIFICADA

PRINCIPIO DEL PROCESO DE INTERACCIÓN

PROCESO DE VALOR

PROCESO DE VALOR

EPISODIOS EN UN PROCESO DE INTERACCIÓN

ACTIVIDADES DE VENTAS O NEGOCIOS

ACTIVIDADES DE COMUNICACIÓN EN MASA

ACTIVIDADES DE COMUNICACIÓN DIRECTA

ACTIVIDADES RELACIONES PÚBLICAS



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episodios percibidos negativamente en el proceso de interacción pueden fácilmente destruir una buena impresión inicial o desaprovechar el esfuerzo del proceso de comunicación planificada y como resultado la relación no tiene lugar.

En resumen aunque los esfuerzos de comunicación como las reuniones de ventas y las cartas personales pueden parecer relacionales no lo son. La planificación y administración de las comunicaciones de marketing a través de distintos medios, incluso si es en los dos sentidos tampoco es marketing relacional. Solo la integración sistemáticamente implementada de los procesos de comunicación planificada y de interacción dentro de la estrategia da lugar al marketing relacional. En estos casos el valor de la relación percibido por el cliente y el socio se va desarrollando favorablemente, como se indica en el círculo del proceso de valor en medio de la figura.

LA CARACTERÍSTICA

Las actividades en el proceso de interacción y en el proceso de comunicación planificada envían mensajes a los clientes y socios (actuales o potenciales), acerca de la organización y la manera en que se sirve a los clientes y a los socios. Las fuentes posibles de mensajes se pueden asociar en 4 grupos:

Comunicación de marketing planificada (mensajes enviados como una parte del proceso de comunicación planificada)

Mensajes de productos (mensajes creados a través de la interacción con nuestros productos)

Mensajes de servicios (mensajes creados a través de la interacción con nuestros procesos)

Mensajes no planificados

El orden de los grupos va de mayor a menor credibilidad es decir, en la mente del cliente o del socio es lógico que el primer grupo, (la comunicación planificada) tenga menor credibilidad y el último (los mensajes no planificados) sea más creíble.

La comunicación planificada de marketing hace promesas de cómo una solución o propuesta debería funcionar para el cliente o el socio.

Los mensajes de producto incluyen por ejemplo el diseño, las características físicas y técnicas, la durabilidad o la distribución de los elementos del producto o de una propuesta en particular, todo esto en relación al cliente o al socio.

Los mensajes de servicios o de propuesta se originan en las interacciones entre el cliente o el socio, los servicios y los procesos de la organización.

Los mensajes no planificados son comunicados vía: historias, anécdotas, comentarios de los empleados, de otros clientes, de otros socios y referencias de boca en boca.



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En este contexto debemos recordar que la ausencia de comunicación también envía mensajes y por lo tanto, también contribuye al proceso de comunicación total.

En la Figura siguiente se resumen e ilustran con ejemplos estas fuentes de mensajes de comunicación en una relación (incluyendo la ausencia de comunicación).

GRAFICO 5.5 LAS FUENTAS DE COMUNICACIÓN


La comunicación planificada de marketing tiene lugar en el proceso de comunicación planificada que veremos en apartados posteriores. Los mensajes de producto, de servicio o de propuesta son creados en el proceso de interacción. Las referencias de boca en boca y otros mensajes no planificados son resultado de cómo el entorno social percibe estos dos procesos y su coherencia.

Los diferentes tipos de mensajes se desarrollan en un proceso continuo y sus efectos son acumulativos en la mente del cliente o de los socios. Esto se ilustra en el círculo de comunicación de la relación. En el medio del círculo está el flujo de interacciones construyendo episodios que eventualmente crecerán hasta convertirse en una relación (la zona de proceso de interacción del

RELACIÓN

CUATRO FUENTES DE MENSAJES

ORGANIZACIONALES

PUBLICIDAD DE BOCA EN BOCA DE PRIMEROS

STAKEHOLDERS

PUBLICIDAD DE BOCA EN BOCA DE STAKEHOLDERS

LEALES

C OC

COMUNICACIÓN GESTIONADA POR LA ORGANIZACIÓN

COMUNICACIÓN GESTIONADA POR LOS STAKEHOLDERS

ZONA DEL PROCESO DE INTERACCIÓN

SECUENCIA SECUENCIA SECUENCIA



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globo). Si el proceso de comunicación planificada con su comunicación planificada (fuente 1) coadyuva y es soportado por los mensajes del producto y de los servicios (fuentes 2 y 3) creados en el flujo de episodios del proceso de interacción, la comunicación favorable no planificada (fuente 4) probablemente terminará en referencias de boca en boca positivas. Finalmente se puede esperar que la organización y el cliente o los socios estén motivados mutuamente, lo cual es un prerrequisito para que dos partes se comprometan en un diálogo.

Un diálogo puede ser visto como un proceso interactivo de razonamiento conjunto, de esta manera es posible una plataforma de conocimiento común. Si esta plataforma de conocimiento nos permite como proveedores crear valor adicional para nuestros stakeholders el enfoque relacional se facilitará, creando valor extra también para nosotros.

Se debe lograr una conexión entre la organización y clientes o socios, así ambas partes sienten que pueden confiar, en este diálogo o razonamiento conjunto. El objetivo del proceso de diálogo es construir significados compartidos y acceder a valoraciones muy personales acerca de lo que las dos partes pueden hacer juntas y unas por otras gracias a un conocimiento mutuo.

Estar involucrado en un diálogo significa que uno aprovecha el conocimiento existente gracias a la colaboración pero también está comprometida en crear nuevo conocimiento a través de la interacción. No perdamos de vista que entre otras cosas este conocimiento nos puede llevar al desarrollo de mejores soluciones para todos.

Los clientes o socios deberían sentir que la organización que se comunica con ellos muestra un interés genuino por ellos, sus necesidades, sus requerimientos y sus sistemas de valores y aun así defiende sus productos, sus servicios y todos los elementos de su oferta de una manera convincente y sobre todo coherente. Deben apreciar (objetivamente) que nuestra organización aprecia la retroalimentación que ellos brindan y la utiliza. En tal situación los dos procesos (comunicación e interacción) se fusionan en un diálogo.

Cuando un cliente o socio vive experiencias personales con productos, servicios, información, etc., se debe crear en los episodios del proceso de interacción lo que se denomina significado connotativo. A través de nuestra experiencia personal los mensajes toman un significado y es posible que se desarrolle una plataforma de conocimiento común de significados compartidos. Sin embargo para que esto pase, todas las partes involucradas tienen que ser capaces de escuchar y responder a los mensajes de la otra parte.

En otras palabras los mensajes planificados de comunicación no llevan a un diálogo. Estos mensajes pueden iniciar un proceso de diálogo, pero se requieren las interacciones y los mensajes basados en las interacciones para que se desarrolle el tan buscado diálogo.



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EL RESULTADO

Claramente el marketing relacional requiere más esfuerzos que el marketing tradicional por consiguiente la estrategia de marketing relacional debe crear más valor que la mera transacción para el cliente y para el proveedor o por lo menos para alguna de las partes.

El cliente o socio tiene que percibir y apreciar el valor que se crea en la relación continua. Una relación es un proceso en el tiempo, luego el valor también va surgiendo con el tiempo. Este proceso de valor, debe ser apreciado positivamente paralelo al proceso de comunicación e interacción planificada.

El valor se define como la evaluación total de una propuesta, basados en la percepción de lo que es recibido y lo que es dado. Sin embargo con frecuencia sucede que no tomamos en cuenta el aspecto relacional como una parte constituyente de la oferta debemos tener claro que la relación misma debe tener un mayor efecto en el total del valor percibido.

Cuando existe una relación cercana el cliente o el socio cambia su perspectiva de evaluación considerando la comparación de ofertas individuales y opta por evaluar relaciones como un todo.

Por ejemplo lo que una compañía está produciendo (su core business) es obviamente fundamental pero no será la razón final de compra para elegir a un proveedor dado. Podemos concluir que incluso si la solución que ofrecemos en términos de bienes y servicios no es la mejor posible, si la relación es considerada lo suficientemente valiosa para las partes todavía se puede lograr un acuerdo.

El valor es considerado un constituyente importante del marketing relacional y la habilidad de la compañía de proveer mayor valor es considerada como la más exitosa de las estrategias.

Cuando las transacciones son el fundamento del marketing el valor para los clientes está casi totalmente embebido en el intercambio de un producto por dinero en un episodio. El sacrificio percibido iguala al dinero pagado por el producto. Sin embargo, cuando las relaciones son la base del marketing, el rol de los productos se vuelve más difuso. En el caso de robots industriales, por ejemplo, el cliente o socio debe estar satisfecho con lo que compró, la entrega, el entrenamiento, el mantenimiento, la información, la documentación acerca del uso del robot, el diseño personalizado la gestión de reclamos y demás servicios necesarios. Si estos servicios no son buenos es fácil ver como el valor del núcleo (robot) es cuestionable, luego el rol del producto es más borroso. De hecho sin los servicios involucrados es altamente cuestionable el valor de este producto.

En un contexto de relación la oferta total incluye la solución núcleo y los servicios adicionales de varios tipos (por ejemplo experiencia demostrable en el área de la robótica). El sacrificio incluye un precio y un costo adicional para el cliente o el socio obedeciendo al hecho de que uno está en una relación con otra parte. En un contexto de relación este tipo adicional de sacrificio es llamado



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costo relacional. Estos costos existen desde que se toma la decisión de trabajar en una relación con un proveedor.

Los costos de la relación pueden incrementarse si el cliente por ejemplo tiene que mantener un nivel de inventario más alto que el necesario debido a la política del proveedor (costos relacionales directos) o soportar costos de mantenimiento más altos de lo esperado debido a reparaciones tardías o alguna otra desviación de los acuerdos (costos de indirectos de la relación). A veces los costos de relación pueden ser puramente psicológicos causados por el sentimiento de pérdida de control que siente el cliente o el socio ante alguna situación determinada.

Otra manera de analizar el valor para los clientes o los socios es distinguir entre el valor núcleo de una oferta y el valor añadido de elementos adicionales en la relación. El valor en una relación puede ser visto como la suma del componente de valor de un episodio y un componente de valor que esta embebido en la relación misma. De ahí que el valor percibido por el cliente CPV en un contexto de relación puede ser descrito como sigue:

CPV= (la solución núcleo + los servicios adicionales)/(precio + costes de la relación)………..(1)

CPV= valor núcleo+/- valor añadido……………………(2)

CPV= valor del episodio+/- valor de la relación……………………(3)

En una relación el valor percibido por el cliente o los socios se desarrolla y percibe en el tiempo. En la ecuación (1) el precio tiene una noción de corto plazo, el precio es pagado en la entrega del producto o solución núcleo. Sin embargo los costos de la relación ocurren en el tiempo mientras la relación se desarrolla. La utilidad de la solución núcleo es percibida y los servicios adicionales son experimentados en secuencias de episodios.

En la ecuación (2) está presente una noción de largo plazo, el componente del valor añadido es experimentado con el tiempo. Pero es importante observar que el signo puede ser positivo o negativo, a menudo el valor añadido es tratado como si algo se tuviera siempre adicionado al valor núcleo. Este claramente no es el caso porque el valor añadido puede ser también negativo. El valor de un buen producto núcleo puede decaer o incluso ser destruido por entregas retrasadas, mala administración, facturas erradas, etc. Los servicios adicionales que no añaden valor positivo crean un coste de relación que es restado del valor del producto núcleo. En situaciones con valores añadidos negativos, para crear valor no es necesario brindar nuevos servicios el primer paso de la organización debe ser mejorar los servicios que ya existen. Esta es una de las maneras más rápidas de crear valor.

Finalmente en la ecuación (3) en la cima del valor creado por episodios singulares (incluyendo el intercambio de, por ejemplo, elementos de productos, de servicios, información y otras clases de recursos) se puede esperar que el valor percibido por el cliente o el socio incluya un componente explícito de valor relacionado con el mero hecho de que existe una relación. Este componente de



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valor incluye por ejemplo, una sensación de seguridad, un sentido de confianza, costos controlados y riesgos mínimos.

Esta parte de valor de la relación en la ecuación deberá ser positivo por supuesto. Sin embargo, si están presentes los destructores de valor (servicios deficientes por ejemplo) también puede ser negativa. De ser este el caso es muy discutible afirmar que la otra parte percibe que una relación existe y aunque este continúe haciendo negocios con el proveedor es muy probable que sea solo por los vínculos que lo relacionan por ejemplo, precio, localización o tecnología. Para nuestro análisis es importante considerar los componentes de valor del episodio y de la relación por separado, pero el cliente o el socio no siempre los percibe aisladamente.

Las soluciones núcleo y los servicios adicionales, brindados en las secuencias en el proceso de interacción deben crear un valor percibido para el cliente en una base continua. Al mismo tiempo las actividades de comunicación en el proceso de comunicación planificada deben soportar este proceso de valor y no contra actuar o destruirlo.

Una estrategia de marketing relacional requiere que los conceptos que hemos discutido sean tomados en cuenta durante la planificación. El proceso de interacción es el núcleo del marketing relacional, el proceso de comunicación es el soporte, el diálogo el aspecto distintivo y el valor es su resultado. Cuando estos procesos son integrados consistentemente se logra el impacto esperado del marketing relacional.

5.6 LA COMUNICACIÓN PLANIFICADA

Hasta hace algunos años, hablar de comunicación empresarial era hablar de una comunicación unidireccional, desde la empresa hacia el exterior. La empresa, en su papel de emisor, utilizaba diferentes canales de comunicación externa (prensa, radio, televisión y luego internet) para transmitir cierta información conveniente a los clientes o a la sociedad en general de manera que la empresa y sus productos y servicios se dieran a conocer.

Con el transcurso de los años, y sobre todo con la irrupción de las nuevas tecnologías y la universalización de nternet, la información ha sufrido numerosos cambios. En primer lugar, porque el acceso a las fuentes de información se ha multiplicado. Ahora los receptores de información, a golpe de clic, pueden acceder sin más problemas a una multiplicidad de fuentes informativas. Por ello sus exigencias con respecto a la transparencia informativa han aumentado también. En segundo lugar, los propios consumidores y usuarios se han convertido en productores de información, en creadores de contenidos. Y como ya vimos gozan de más credibilidad que las propias instituciones o empresas. El porcentaje de clientes que consulta hoy por nternet con otros usuarios su decisión de comprar un producto, para compararlo con la competencia, es ya hoy elevadísimo.



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El marketing relacional obliga a las empresas a cambiar su rol en cuanto a la comunicación. Ahora no deben informar sólo sobre sus productos o finanzas, sino que se les exige también una implicación con la sociedad y los restantes grupos de interés, por lo que la información empresarial debe incluir su compromiso medioambiental o social. Y, además, deben luchar ante la multiplicidad de voces de nternet por mantener su prestigio, lo que se conseguirá aplicando siempre la mayor transparencia y rigor informativo. A pesar de ello, aún hoy muchas empresas, mantienen su rol de comunicación tradicional emitir sin recibir respuestas, dirigirse al cliente sin pensar que el cliente cuenta hoy con múltiples formas de información.

Hablar de comunicación en la marketing relacional implica no sólo un cambio en el rol de la empresa dentro del proceso comunicador sino también un cambio en los objetivos de la misma. En el proceso de comunicación la empresa ya no puede ser sólo un emisor de mensajes y contenidos sino que también debe ser un receptor capaz de establecer canales de diálogo con sus grupos de interés que le permitan captar sus expectativas y necesidades.

Una comunicación a través de diversos mecanismos por medio de los cuales las organizaciones informan y gestionan las interacciones con las diversas partes interesadas, que así se forman juicio sobre el comportamiento de la empresa y su oferta de valor tomando decisiones no sólo de compra sino también de otros aspectos no menos relevantes.

En este sentido, la comunicación se convierte no sólo en una herramienta eficaz para dar a conocer la empresa y sus productos/servicios sino también para lograr un equilibrio saludable entre la empresa y su entorno social. Este nuevo enfoque de comunicación requiere la utilización de otro tipo de métodos de relación con los grupos de interés que permitan una comunicación bidireccional. A a continuación se presentará una metodología sencilla para el planteamiento de una estrategia de Comunicación, donde se incluirán herramientas y recomendaciones.

La comunicación planificada tiene los siguientes objetivos básicos:

1. Garantizar los canales de diálogo y comunicación con los grupos de interés que permitan una interconexión eficaz entre la empresa y su entorno en el largo plazo.

2. Conseguir una imagen positiva de la organización y de sus productos/servicios. 3. Facilitar la supervivencia empresarial y la diferenciación competitiva al adecuar

permanentemente la propuesta de valor a las necesidades y expectativas del entorno en cada momento.

Para alcanzar estos objetivos, la comunicación debe proporcionar una imagen completa, equilibrada y objetiva de la organización.

Se pretenden lograr los siguientes beneficios:

- Mayores niveles de satisfacción y fidelización de clientes. - Mejora de la reputación de la empresa, la marca y los productos y/o servicios. - Aumento de la productividad y la motivación de los empleados.



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- Generación de alianzas estratégicas y procesos de fidelización con los proveedores y subcontratistas.

- Mejora de las relaciones con la comunidad local y la administración pública. - Reducción de costes. La comunicación planificada permite que los grupos de interés evalúen las distintas actuaciones desarrolladas por la organización, más allá de la información legal exigible, tomando como referencia los valores y la cultura empresarial, el entorno y su posicionamiento frente a los competidores, facilitando un análisis más completo, cercano y emocional. Una comunicación responsable que evolucione y responda progresivamente a las expectativas de los interesados en la empresa, permitirá mejorar el conocimiento de la sociedad en su conjunto sobre la contribución no sólo económica (históricamente reportada por las empresas), sino también sobre aspectos relevantes no financieros (ambientales, sociales y laborales) que sin duda reforzarán la imagen de la empresa que trabajen en esta línea, diferenciándolas positivamente respecto a aquellas que no lo hacen. En resumen, frente a la actual menor diferenciación de los productos y servicios y a la fuerte competencia en el sector de actividad en el que opere una petrolera, abordar un plan de acción y comunicación planificada, constituye una estrategia y diferenciadora que permitirá desarrollar relaciones con los grupos de interés. La identificación de los grupos de interés, stakeholders o partes interesandas y de sus requisitos y necesidades de información, constituyen el punto de partida necesario para abordar la fase de comunicación, con el uso de las herramientas que se describen a continuación.

- Métodos de Comunicación: Constituyen el modo en el que la empresa se comunicará con cada grupo de interés ya sea para transmitir o para captar información.

- Mapa de Diálogo. Esta herramienta constituye el resultado del análisis de los stakeholders.

- Fichas de Comunicación. En estas fichas se desarrollarán las acciones de comunicación definidas en el Mapa de Diálogo. Se describirán los objetivos, contenidos, frecuencia, alcance y resultados de cada uno de los métodos de relación utilizados para cada uno de los stakeholders.

- Plan de Comunicación. Herramienta que permite ordenar y concretar las acciones a realizar para establecer el diálogo con los stakeholders. Este documento será un Plan anual y deberá servir para alimentar al plan estratégico de la empresa.

El Plan de Comunicación en un documento vivo que se retroalimentan y puede modificarse y actualizarse según los cambios que experimente la empresa y su entorno. La dinámica es: DIAGNÓSTICO-PLAN DE COMUNICACIÓN-PLAN DE ACCIÓN.



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El Plan de Comunicación constará de dos bloques:

A. La Comunicación Interna. La comunicación interna es fundamental para fomentar la motivación y la participación de los empleados en la nueva estrategia. Este bloque reunirá todas las Fichas de Comunicación de los stakeholders internos de la empresa, es decir, principalmente la comunicación con los Recursos Humanos.

B. La Comunicación Externa. La comunicación externa se considera fundamental para preservar la imagen de la empresa y generar un clima de armonía y equilibrio en donde la empresa pueda desarrollarse y mantenerse en el tiempo. Este apartado contendrá las Fichas de Comunicación de los stakeholders Externos de la empresa (clientes, proveedores y subcontratistas, competidores, organizaciones sociales, administración pública, etc.).

Las recomendaciones o premisas que deben tenerse en cuenta a la hora de abordar cualquier iniciativa de comunicación planificada son las siguientes:

Entender la comunicación planificada como una responsabilidad ante el entorno que exige que cualquier acción comunicativa pública o privada sea igualmente responsable.

Comunicar supone un compromiso de transparencia a largo plazo (para lo bueno y para lo malo) en virtud del cual la organización debe estar dispuesta a informar no sólo de los éxitos conseguidos sino también de los posibles fracasos.

Alinear los rasgos de identidad de cada empresa con la estrategia de comunicación, con el propósito de ganar prestigio y, sobre todo, credibilidad y confianza.

Definir mecanismos que garanticen igualmente la coherencia de la comunicación externa con la interna, dada la relevancia de los empleados como actores principales y prescriptores de referencia en la buena imagen y prestigio de una empresa.

Centrar la comunicación en acciones realizadas, hechos cumplidos, cifras y resultados objetivos y tangibles.

Conciliar el rigor y exhaustividad de la información con mecanismos de comunicación atractivos, claros y cuya estructura favorezca la consulta y búsqueda de la información.

Involucrar a los stakeholders en el plan de comunicación, tanto a priori (encuestas, focus group, rondas de consulta, etc.) como a posteriori (creando canales o espacios que favorezcan la retroalimentación o feedback) en la medida de lo posible.

Los principios para definir la calidad de la información comunicada son: equilibrio, comparabilidad, precisión, periodicidad, claridad y fiabilidad.



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Las herramientas específicas para facilitar la comunicación son las siguientes: Buzón de sugerencias o reclamaciones El buzón de sugerencias es uno de los métodos de comunicación más sencillos. El buzón de sugerencias permite enviar un mensaje en cualquier momento, con un mínimo esfuerzo y manteniendo el anonimato del emisor del mensaje (si así se prefiere). Aunque antes este método sólo podía ser aplicado al interior de la empresa, hoy en día puede crearse un buzón de sugerencias online, que expande el alcance de este método de comunicación a stakeholders externos. Ventajas:

El tema lo plantea el stakeholder, así que permite conocer opiniones, sugerencias o reclamaciones sobre infinidad de aspectos, lo que puede ser una fuente de ideas e innovación. Puede incluirse en las opciones de la intranet de la empresa, lo que permite tener un buzón de sugerencias, ideas o reclamaciones abierto las 24 horas del día, a golpe de clic. Dado que es anónimo permite recoger información que no siempre puede captarse en la interacción directa. Bajo coste

Desventajas: El modo online puede requerir filtros de spam. Recomendaciones: Todos los mensajes recibidos deben tener un registro y un sistema de seguimiento que permita no sólo solucionar las reclamaciones sino también aprovechar las sugerencias que se consideren interesantes. Si la empresa cuenta con un sistema de intranet puede incluir esta opción entre las herramientas de este sistema. Encuestas Una encuesta representa un sondeo de opinión de un grupo de individuos con respecto a algún tema en particular. Este método está siendo utilizado por las empresas para conocer el nivel de satisfacción o insatisfacción de distintos grupos de interés respecto a determinados temas, como por ejemplo la encuesta de satisfacción del cliente, o la encuesta de clima laboral aplicada a los empleados de la empresa. El cuestionario debe permitir recoger la información que es de interés para la empresa en el stakeholder al que está dirigido.



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Ventajas: Permite sondear las opiniones de los stakeholders respecto a un tema específico permitiendo luego establecer acciones para mejorar o corregir los problemas identificados. Dado que es anónimo permite recoger información que no siempre puede captarse en la interacción directa. Puede realizarse vía web o intranet a través de las herramientas de la Web o también telefónicamente y de forma presencial. Desventajas: Método costoso Requiere identificar una muestra representativa de los stakeholders , algo que no siempre es fácil, sobre todo en stakeholders externos a la empresa. Recomendaciones: Es recomendable dar a conocer los resultados de la encuesta realizada, tanto a los encuestados como a los demás miembros de ese grupo de interés para reforzar la relación establecida. El diseño del cuestionario debe tener en cuenta a quienes está dirigido, para adoptar un lenguaje adecuado que facilite una respuesta clara y sin confusiones. Así también es recomendable verificar que las preguntas corresponden a una información necesaria; muchas veces se incluyen preguntas que luego no son utilizadas en el análisis, excediendo la longitud óptima de la encuesta. Envases y embalajes El etiquetado y los espacios de comunicación de los envases y embalajes suponen la forma de comunicación más directa entre el cliente, los consumidores y la empresa. Las etiquetas pueden informar de la actitud de la empresa, pues pueden ser empleadas para difundir características del producto (biodegradable, hecho con materiales reciclados, etc.), quién lo fabricó (hecho en el extranjero con salarios justos, procedente del comercio justo, etc.) o si se destina una proporción de los beneficios a financiar iniciativas sociales u ONGs, así como diversa información ambiental bien en forma de códigos y/o logos estandarizados. Ventajas: El mensaje llega directamente a mano de los clientes Oportunidad para mejorar la imagen de la empresa y marca



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Desventajas: Puede suponer un alto coste (depende de lo complejo del cambio en el envase y/o embalaje) Confusión o desconfianza en el consumidor generada por malas prácticas de marketing verde Necesidad de rediseño de la estrategia de marketing Recomendaciones: La información ofrecida en el envoltorio o embalaje debe ser clara y concisa, dirigiendo al consumidor interesado a la web de a empresa para conocer más en detalle las acciones en materia de RSE desarrolladas. Elaborar información adicional en la web de la empresa y que la etiqueta sugiera al cliente que visite ésta Memorias o Informes de sostenibilidad Se denomina Memoria de sostenibilidad a un documento en el que una empresa comunica su desempeño económico, ambiental y social. El principal componente que subyace a la publicación de una Memoria es la confianza y la transparencia de la información publicada. Existen modelos estandarizados que guían la elaboración de estos documentos, como por ejemplo la Guía GR (Global Reporting initiative), y que facilitan una comparación entre empresas y un rigor en la información publicada. Ventajas: Elemento fundamental en una estrategia avanzada de RSE Gran control sobre lo que se publica Exhaustividad Posibilidad de certificación por entidades acreditadas Desventajas: Elevada carga de trabajo, fundamentalmente en cuanto a las necesidades de información no financiera. Altos costes de edición y publicación (dependiendo de las preferencias de la empresa). Costes adicionales en tareas de distribución y difusión Alcance, a veces, limitado Modelos estandarizados muy exhaustivos disminuyen el interés por esta herramienta para las pequeñas empresas



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Recomendaciones: Dependiendo del tamaño de la empresa y la naturaleza de la actividad se pueden recomendar otro tipo de comunicados no tan exhaustivos como los modelos estandarizados, en donde el objetivo es poner en valor los puntos fuertes de la empresa en cuanto a desempeño y comportamiento Reuniones, comunicación directa La comunicación directa puede ser personal o impersonal, individualizada o en grupo. La comunicación directa implica la interacción entre representante(s) de la empresa y una o más personas de los stakeholders. Ventajas: El contacto directo con los stakeholders es considerado el método más efectivo para conocer las expectativas de los stakeholders, ya que permite personalizar los mensajes, es muy interactivo y permite aclarar cualquier problema comunicativo en el acto. Hoy en día el contacto directo puede realizarse a través de distintos medios teléfono, videoconferencia, comunicación en línea o en reuniones personales, lo que elimina las barreras geográficas en la comunicación. Las Pequeñas empresas tienen ventajas importantes para utilizar este método ya que cuanto más pequeña sea la empresa más fácil será realizar reuniones periódicas con sus G . Desventajas: Este método tiene un alcance limitado. Requiere una dedicación muy elevada lo que conlleva un gran uso del tiempo de trabajo. Por otro lado, este método sólo puede aplicarse cuando se tienen identificados claramente los interlocutores de los stakeholders , algo que no siempre es posible. Recomendaciones: Esta relación normalmente se establece con los interlocutores más significativos de cada stakeholders representantes de los trabajadores, los principales clientes, o asociaciones de consumidores, principales proveedores, asociación empresarial, etc. Tablón de anuncios El tablón de anuncios es uno de los métodos de comunicación unidireccional más sencillos. Constituye una potente herramienta de difusión de valores y mensajes. También puede construirse un tablón de anuncios on-line a través de las herramientas de la web.



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Ventajas: Bajo coste Pueden tratarse gran variedad de temas Alta visibilidad para empresas con un único local de actividad si se coloca adecuadamente. Facilidad de mantenimiento Desventajas: Alcance limitado al interior de la empresa. Exige alto control de sus actualizaciones, sobre todo en temas de cumplimiento normativo. Recomendaciones: Se debe elegir bien el lugar donde se colocará el tablón de anuncios, debe ser fácilmente accesible a los trabajadores, preferentemente un lugar de paso diario obligatorio o de uso para el descanso (comedor, cafetería, sala de máquinas de café, etc.). Debe cuidarse la iluminación del tablón de manera que puedan leerse los anuncios con comodidad. Los anuncios no deben ser muy extensos de manera que se promueva que los empleados los lean en su totalidad. Pueden tratarse temas tanto laborales como de actividades de fuera del horario de trabajo. Requiere designar un responsable formal en la empresa encargado de su mantenimiento y actualización. Web Esta es una de las herramientas más potentes de comunicación externa que existe hoy en día. Las nuevas opciones desarrolladas año tras año abren un amplio abanico de posibilidades a esta herramienta de comunicación. Hoy en día los niveles de interacción que permite la incursión en el mundo "Web" son muy altos. Aunque puede ser utilizada sólo para emitir mensajes también puede ser utilizada como medio de comunicación bidireccional de manera que se pueden captar opiniones, sugerencias, expectativas e intereses de todos los grupos de interés. Todo depende de hasta donde quiera llegar la empresa con esta herramienta. Ventajas: Evita el consumo de recursos materiales como el papel, tinta, etc. Alcance general, cualquiera que lo desee puede acceder gratuitamente Puede modificarse continuamente e ir agregando funciones y opciones de interacción con los stakeholders .



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Puede llevarse un control y creación de indicadores de seguimiento. Permite reservar zonas concretas para determinados G (clientes, proveedores, administración, ONG, etc.) Desventajas: Requiere el acceso a internet. Algunos grupos de edad y sectores económicos tienen dificultades para adaptarse a esta tecnología Diseño, programación y mantenimiento de la web pueden representar un coste elevado (dependiendo de su complejidad) Recomendaciones: La página web debe servir para difundir los compromisos y actuaciones de mejora de la empresa a todos los stakeholders . La web es sólo uno de los usos de comunicación que ofrece nternet, sin embargo, la empresa puede entrar también en otras funciones que ofrece nternet como los Blog, las redes sociales (facebook, twiter) que abren otras puertas a nuevas estrategias de comunicación. Hoy en día existen muchas empresas que han entrado en espacios como Facebook para promocionar su empresa y ponerse en contacto con sus grupos de interés. PASOS A SEGUIR PARA LA ELABORACIÓN DE UN PLAN DE COMUNICACIÓN

PASO 1: Definición del equipo de trabajo PASO 2: Realizar un diagnóstico de la comunicación de la empresa PASO 3: Elaborar el Mapa de Diálogo, seleccionar los métodos de comunicación, temas de interés y responsables PASO 4: Elaboración del Plan de Comunicación PASO 5: Ejecución, seguimiento y actualización del Plan

Paso 1: Definición del equipo de trabajo para el desarrollo del Plan de Comunicación La Dirección empresarial deberá reunirse para definir cuál será el equipo asignado al desarrollo y seguimiento del Plan de Comunicación. El equipo responsable podrá constar de un Coordinador y una persona de apoyo. Es conveniente contar con la participación de personal relacionado con las tareas de comunicación, marketing prensa, etc. Una vez que la Dirección empresarial ha definido el equipo responsable reunirá a las personas seleccionadas para comunicarles sus responsabilidades y las tareas que deberán llevar a cabo.



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Paso 2: Revisión del plan estratégico y plan de marketing En primer lugar el equipo de trabajo deberá revisar los documentos,elaborados previamente a la etapa de comunicación, estos documentos son el marco de referencia. El Plan de Comunicación deberá ser coherente con los objetivos generales definidos en el plan de marketing y el plan estratégico de la organizaión y deberá tener en cuenta las acciones priorizadas en él. El Diagnóstico Previo comprende la identificación de los stakeholders de la empresa y de los temas de interes vinculados por ejemplo:

Área del SH Temas de interés

Dirección empresarial

Identificación de SHs y niveles de importancia

Responsabilidades legales

Situación de la comunicación en la organización

Políticas empresariales y sistemas de gestión

Buen Gobierno

Niveles de relación con los stakeholders

Clientes

Satisfacción del cliente

Promoción de la participación del cliente - Quejas y Sugerencias

Publicidad

Comunicación en materia de RSE

Recursos Humanos

Selección y promoción del personal

Salarios y productividad

Beneficios sociales

Conciliación de la vida personal y laboral

Prevención de riesgos laborales

Formación

Clima laboral

Evaluación de los empleados

Medidas disciplinarias

Voluntariado empresarial

Relación con asociaciones sindicales

Derechos Humanos

Responsabildiad en la comunicación

Entorno

Identificación de grupos sociales

Canales de comunicación

Incorporación de las expectativas sociales en la empresa



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Social Cooperación social empresarial

Comunicación

Proveedores y Subcontratistas

Criterios de selección

Trato respetuoso

Alianzas

Comunicación

Medio Ambiente

Gestión en materia ambiental

Reducción de impactos ambientales en la producción

Cuidado del entorno

Innovación ambiental

Comunicación En el análisis de los stakeholders de la empresa se definen los siguientes aspectos

- Categoría - Descripción y características de los stakeholders - Temas de interés para el stakeholder (requisitos, necesidades y expectativas) y para la

empresa (objetivos y expectativas) - Requerimiento de la relación con el stakeholder (mínimo esfuerzo, mantenerlos

informados, mantenerlos satisfechos o agentes clave). -

Como conclusión de este análisis se elabora el siguiente cuadro:

Categoría

SH

Descripción Características

Temas de interés Requerimiento de la relación

Para el SH

Para la empresa

PASO 3: Elaborar el Mapa de Diálogo, seleccionar los métodos de comunicación, temas de interés y responsables. El Mapa de Diálogo incluye 4 columnas más, referidas al establecimiento de los canales de diálogo con cada uno de los stakeholders identificados y priorizados. La definición de un responsable y el método de relación para cada grupo de interés será la primera tarea del equipo de trabajo. Cabe resaltar que cada grupo de interés puede tener más de un método de relación (como los descritos previamente). Presentamos un contenido sugeriso del mapa:



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Categoría

Stak

ehol

der

Descripción

Características

Temas de interés Requerimiento

de relación

Responsable

de la empresa

Método de

relación

Interlocutor en el Grupo de Interés

Dem

anda

s

Para el SH

Para la

empresa

Paso 4: Elaboración del Plan de Comunicación La elaboración de las Fichas de Comunicación constituye la principal tarea de esta etapa ya que estas fichas representan el desarrollo de los contenidos del Plan de Comunicación. A continuación sepresenta su contenido sugerido:

Cód: Fecha de actualización: Estado: Tipo (Interno o

Grupo de Interés: Método de relación:

Responsable: Presupuesto estimado: Alcance: Periodicidad: Objetivos:

Descripción:

Contenidos: • Tareas a desarrollar: •

Indicadores de seguimiento • Resultados obtenidos •

Para realizar esta tarea el equipo puede pedir la colaboración de otros trabajadores o responsables de áreas. La agregación de las Fichas elaboradas junto con el Mapa de Diálogo constituirá el Plan de Comunicación.



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Paso 5: Seguimiento y actualización del documento El Plan de Comunicación será presentado a la Dirección empresarial para incorporar sus sugerencias, valoraciones y finalmente para que sea aprobado. El documento aprobado por la Dirección deberá ser enviado y comunicado a todo el personal que se considere necesario. A partir de los indicadores de seguimiento definidos en la Ficha de Comunicación, los responsables de cada una de las acciones de comunicación deberán mantener actualizado el Mapa de Diálogo, analizando las demandas de los diferentes stakeholders. Así también se deberán plantear propuestas de mejora a la Dirección empresarial de manera que se tomen las decisiones convenientes para la empresa y se mantenga un nivel óptimo de comunicación dentro de la empresa.

5.7 BALANCEANDO LA ADMINISTRACIÓN TRANSACCIONAL Y RELACIONAL

El marketing relacional no es una solución para todos los clientes o los stakeholders, algunos estarán más deseosos de aceptar un contacto relacional con una organización, mientras que otros prefieren un contacto transaccional. Aún más una misma persona puede estar interesada en una relación en un momento determinado y en otro no. Así en una situación de marketing el cliente o socio puede estar en un modo relacional o transaccional, aún más cuando está en un modo relacional este puede ser un modo relacional activo o pasivo. Las partes interesadas en un modo activo buscan contacto, mientras que los que estén en un modo pasivo estarán satisfechos con el entendimiento de que, si lo necesitan, la firma estará ahí por ellos.

Aunque los especialistas en por ejemplo investigación de mercados, comunicaciones de marketing o fijación de precios son necesarios, el marketing es parte de las funciones en la organización. En tal situación el marketing debe ser integrado en la organización. En las relaciones BtoB la perspectiva relacional ofrece marco de trabajo óptimo para integrar la comunicación con la gama completa de interacciones que tienen lugar con las partes interesadas. De esta manera el marketing relacional puede verdaderamente ser implementado en la organización.

Las organizaciones en la industria hidrocarburífera necesitan asegurar que integran efectivamente la gestión del marketing para soportar ambos enfoques pero enfatizar especialmente la perspectiva relacional. En la práctica los recursos deben ser invertidos tomando como base la importancia de cada dimensión administrativa en el contexto transaccional y relacional. Evidentemente la comunicación juega un rol trascendental en ambos tipos de estrategias y circunstancias.

Sin embargo los recursos invertidos en las dimensiones transaccionales y relacionales por lo general no tienen el balance adecuado (existe sobre inversión en algunas dimensiones y baja inversión en otras). Esta falta de balance es evidente a través del hecho de que algunas actividades



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no se están realizando en absoluto, algunas se desarrollan a nivel superficial, mientras otras actividades que son más resultado que causa reciben más atención y dedicación. Por ejemplo existen responsables de marketing en la empresa que para invertir su tiempo y energía no tienen como prioridad la planificación o la toma de decisiones en relación al producto, su asignación de precios o entrega, si no dedican la mayor parte de sus recursos a motivando al personal de ventas y ni hablar del marketing relacional.

Se requiere un marketing interno sustancial en la manera tradicional de organizar los procesos, los sistemas de planificación de marketing, los métodos e instrumentos para medir el éxito en el mercado. La filosofía de segmentación tiene el reto de hacer lo que siempre ha hecho pero en otro contexto. Hasta ahora el marketing transaccional lo hizo relativamente bien pero en la sociedad post industrial y la llamada nueva economía, el marketing no puede permanecer indiferente ante los cambios de su entorno.



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