La reestructuración de las Empresas Petroleras Estatales vía privatización parcial. ¿Catalizador en la Industria Petrolera Africana?

Con la globalización y la competencia feroz en los mercados, tanto locales como internacionales, las empresas se enfrentan a demandas de rentabilidad, calidad y tecnología que contribuyen al mismo tiempo a la mejora continua de las mismas. La aplicación de sistemas de gestión eficientes en una empresa estatal o privada puede ayudarla a convertir esas presiones en una ventaja competitiva. El ejemplo más frecuente en las organizaciones por cuestión de estadística es la implantación de un Sistema de Gestión de Calidad.

En un mundo empresarial competitivo, posicionarse como una empresa eficiente y que apuesta por la calidad es cada vez más indispensable. Contrariamente al criterio tradicional según el cual la calidad implica altos costes, las investigaciones ponen de manifiesto como afecta los costes de tener una estructura operativa que genera productos de mala calidad sobre la rentabilidad de una empresa; en esta dinámica, para crear una empresa rentable y competitiva, se han de tenerse en consideración tres conceptos importantes:

1. La necesidad de liderazgo; No hay sistema de gestión eficaz sin un colectivo de personas trabajando con un propósito común, y para que esto sea posible es necesario el liderazgo de la alta dirección. Los requisitos del Sistema de Gestión de la Calidad deben integrarse con los procesos esenciales de la organización, y sus objetivos deben ser parte de la planificación estratégica. Para conseguir este alineamiento, es fundamental la involucración de la alta dirección y su capacidad para implicar al resto de personas en la eficacia de su trabajo. Ahora más que nunca es necesario atender a lo que ocurre a nuestro alrededor, tanto fuera como dentro de la propia organización. Existen factores que requieren ser considerados a la hora de planificar los procesos: el entorno competitivo, las tecnologías existentes, el marco legal en el que operamos, los valores corporativos, etc.

Cualquiera de estos elementos puede afectar al logro de nuestros objetivos, y al grado en que ofrecemos productos y servicios conformes a nuestros clientes. El cliente seguirá siendo el foco de toda actividad empresarial, y para garantizar que se cumplen sus requisitos, debe contemplarse por parte de cada organización que pueden existir otras partes interesadas, cuyas expectativas o requisitos podrían afectar al producto o servicio que le ofrecemos.

2. La gestión del cambio; Tanto una buena identificación del contexto en el que se opera, como una clara demostración de liderazgo y compromiso por parte de la alta dirección son claves para afrontar las situaciones de constante cambio a las que actualmente se enfrenta cualquier organización: nuevas prácticas de negocio, tecnologías en permanente evolución, internacionalización de los mercados, todo ello obliga a adoptar una predisposición al cambio. El borrador de la norma incide muy especialmente en el modo en que se actúa ante estas situaciones, tanto desde el punto de vista de la planificación (considerando de manera sistemática y planificada, las posibles consecuencias del cambio, la disponibilidad de recursos, asignación de responsabilidades, etc) como en lo que respecta a la revisión y control de los cambios cuando se han producido de forma no planificada.

3. El riesgo como parte del enfoque de procesos; A través de este concepto se pretende que la organización identifique aquellos escenarios posibles en los que podrían no cumplirse los resultados esperados, y que se establezcan las acciones pertinentes para abordar tales riesgos. En otras palabras, es necesario tener en cuenta el carácter preventivo que debe aportar un sistema de gestión de la calidad, y que parecía haberse simplificado en exceso con la aplicación de las “acciones preventivas” como herramienta a tal efecto. Con este planteamiento, no resulta necesario incorporar ningún requisito específico sobre la actual acción preventiva. Es importante recordar, no obstante, que el enfoque basado en riesgos reconoce la diversidad de procesos que pueden definirse, y las diferentes consecuencias que una situación de riesgo puede tener sobre los requisitos de los productos y servicios, o sobre la satisfacción del cliente. Por tanto, la aplicación de este enfoque debe ser lo suficientemente flexible. No se incluyen requisitos específicos sobre metodologías de evaluación de riesgos, sino que se establece un marco genérico para que cada organización lo adopte en función de su actividad y las particularidades de su modo de gestión.

Las estadísticas demuestran que las empresas privadas en su gran mayoría y en todos los sectores de la actividad económica, respetan los procedimientos de gestión anteriormente mencionados y por consiguiente son mas eficientes, rentables y tendentes a conseguir los objetivos marcados. No se puede decir los mismo de las empresas estatales, donde el despilfarro, el caos, la falta de visión y liderazgo están al orden del día. Al igual que en los demás sectores y actividades económicas, este análisis es también valido para el sector de petróleo y gas africano.

El continente africano lleva algo más de cincuenta años produciendo petróleo y gas, teniendo a Nigeria, Argelia y Libia como la primera generación de países africanos que destacó por su producción y exportación de petróleo a principios de los años setenta. En estos países, los primeros descubrimientos de reservas importantes tuvieron lugar en la segunda mitad de los años cincuenta y estuvieron a cargo de compañías pertenecientes a las metrópolis que los colonizaban, las firmas francesas (CFP, Elf) en Argelia y británicas (Shell, BP) en Nigeria; la extracción de petróleo y de gas se inició en la década siguiente, cuando los territorios coloniales ya eran países independientes. Inicialmente, fue más exitosa la producción argelina, pero después creció́ con más rapidez la nigeriana que en 1971 ascendía a 1,5 millones de barriles al día (bd) frente a 800 mil bd producidos en Argelia. Se trataba de cifras considerables que colocaban a los dos países entre los mayores exportadores del mundo en la medida en que casi toda su producción se destinaba a los mercados internacionales. Por ese motivo, los dos países fueron admitidos en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

La evolución posterior se vió afectada por los acontecimientos desencadenados en la década de los setenta (fuerte expansión de la producción estimulada por la persistente escalada de los precios internacionales) seguida en los años ochenta, por una drástica caída de la producción, decidida por la OPEP para intentar infructuosamente mantener el alto nivel de precios alcanzado en 1982. Posteriormente, al iniciarse el siglo XXI, la producción de Nigeria y Argelia volvió́ a crecer hasta alcanzar sus cotas máximas en 2005: cerca de 2,7 millones bd en Nigeria y más de 1,9 millones en Argelia; con cifras de exportación de 2,5 y 1,3 millones bd, respectivamente, complementadas en el caso argelino con la exportación de casi medio millón bd de productos refinados.

Adicionalmente, Argelia ha desarrollado una fuerte producción de gas natural cuya proyección exportadora es más importante que la de su petróleo. La producción se inició en los setenta y creció́ con rapidez en las décadas posteriores, pasando entre 1980 y 2000 de 14 a 84 mil millones de metros cúbicos, y elevándose ligeramente hasta 2005. De ese modo, mientras que la producción de crudo representa el 2% mundial y las reservas probadas equivalen al 0,9% mundial, en el gas natural la producción tiene una cuota del 2,7% y las reservas suponen el 2,4% mundial.

Por su parte, Nigeria impulsó su capacidad de refino, en menor escala, y su producción gasífera, pasando 1,5 a 12,5 mil millones m3 entre los años 1980 y 2000, pero ha sido en la última década cuando la fuerte expansión ha logrado que supere los 35 mil millones de m3; un nivel que, sin embargo, queda lejos del que registra Argelia. Actualmente, la actividad petrolera (2,6% mundial) es más importante que la gasífera (0,8%), pero a largo plazo ésta irá adquiriendo mayor relevancia ya que sus reservas probadas de gas (2,8% mundial) son incluso superiores a las argelinas.

En los años ochenta cobró empuje una segunda generación de países petroleros africanos cuyos primeros descubrimientos surgieron al calor del boom de los setenta, pero su extracción comenzó́ en pleno descenso de los precios internacionales. Entre aquellos países estaba Egipto, con una producción superior a 900 mil bd en la segunda mitad de los ochenta; pero después la extracción entró en franco declive a la vez que crecía el consumo de productos refinados, de manera que sólo una parte reducida del crudo se destina a la exportación y generaba rentas petroleras.

Otros países como República del Congo, Gabón, Túnez y Camerún nunca han llegado a superar el umbral de los 250 mil bd, algunos ni siquiera 100 mil bd. Gabón sí lo hizo en los años noventa, acercándose a 400 mil bd, pero en la última década ha vuelto a reducir su producción por debajo de aquel umbral. En consecuencia, la capacidad exportadora de estos países sigue siendo modesta. En esa segunda generación solamente Angola tuvo un fuerte lanzamiento productivo que se aceleró aún más en el curso de las siguientes décadas. Así́, los modestos 146 mil bd de 1980 pasaron a 474 mil en 1990 y 746 mil en 2000, cobrando mayor vigor hasta alcanzar 1,9 millones en 2008. Como el consumo interno es muy reducido, la exportación de crudo ha crecido desde 120 mil hasta 1,8 millones bd entre 1980 y 2008, superando las cifras de Libia y Argelia, y colocándose como segundo exportador africano, detrás de Nigeria. Ese ascenso hizo posible su ingreso en la OPEP en enero de 2007, reforzado por un incremento de las reservas probadas que equivale al 1% mundial.

Finalmente, a mediados de los años noventa entró en escena una tercera generación, en la que destacan Sudán y Guinea Ecuatorial. También cabe considerar a Chad, pero su producción se inició más tarde, en 2003. Se trata, pues, de países cuya dotación natural les permite ser notables exportadores de hidrocarburos y, gracias a ello, obtener unos ingresos externos en los que sustentar el carácter rentista de sus economías.

Tres datos concluyentes sirven para constatar su condición rentista, utilizando promedios anuales de los últimos años:

Las ventas de petróleo y gas natural suponen la casi totalidad de las exportaciones, con cuotas que oscilan entre el 94% de Sudán y el 99% de Guinea.
1. Los ingresos por las exportaciones de petróleo y gas representan una alta proporción del Producto Interior Bruto, salvo en Sudán donde sólo equivalen al 17%. En Argelia y Nigeria se sitúan en el 38-40% del PIB, mientras que en Angola es el 62% y en Guinea Ecuatorial el 78%.
2. Los ingresos que el gobierno recauda de las actividades petroleras y gasíferas suponen entre el 60% y el 75% de sus ingresos totales del Estado, si bien la contabilización íntegra de los “oil revenues” resulta compleja ya que la información de cada país difiere en cuanto a las figuras fiscales y a los órganos estatales que intervienen en la recaudación.

El común denominador de la actividad petrolera de todos estos países africanos productores de petróleo, es la existencia de empresas estatales (NOCs) encargadas de velar por los intereses del Estado en la actividad petrolera, y que están llamadas a ser las locomotoras de la actividad económica de dichos países a través de la implementación de una gestión rigurosa, acorde a los estándares internacionales; pero que desafortunadamente y tras más de 50 años de actividad, no han estado a la altura de las circunstancias.

Es por lo que se hace urgente la necesidad de abrir parcialmente dichas empresas al capital privado para imprimir cierto rigor en la gestión de estos “Zombies” estatales que se han convertido en un verdadero quebradero de cabeza para sus gobiernos. Una necesidad de inicio de un proceso de Privatización Parcial que se asienta en seis pilares fundamentales:

a. La ineficiencia crónica de las firmas estatales.

b. La necesidad de adopción y asimilación de métodos de gestión internacionalmente aceptados en la industria petrolera.
c. La necesidad de cumplir con los objetivos empresariales diseñados y acordados.
d. Implantación y asimilación de la cultura de rendición de cuentas.
e. La necesidad de fomentar la competencia.
f. Y la posibilidad de que los trabajadores se transformen en empresarios.

Está demostrado que, en las empresas Estatales, el costo salarial es relativamente minúsculo respecto del costo total. El problema de fondo no reside en el exceso de personal, que evidentemente existe, sino en la falta de disponibilidad de capital y de tecnología, y en la mala administración. El incremento de la productividad generado por la privatización y el aumento en la inversión a la que ésta daría lugar serían más que suficientes para pagar los costos sociales de la restructuración.

El sistema imperante en las NOCs africanas significa un creciente costo social y financiero permanente que se traduce en bajos salarios, bienes y servicios de mala calidad que se ofrece al público, y la excesiva dependencia a las decisiones tomadas desde las multinacionales con las que tienen firmados acuerdos de JVs o CPPs, que no obedecen necesariamente, ni están en consonancia con las políticas a corto, medio y largo plazo de los gobiernos africanos que se enfrentan a la gran problemática de más de 600 millones de africanos sin acceso a energía eléctrica.

En esta misma línea de análisis, es importantísimo entender la relación entre el carácter rentista de las economías petroleras africanas y las funciones que desarrollan sus compañías nacionales “NOCs”. La cuestión central del análisis consiste en determinar en qué medida la tipología de compañías petroleras, elaborada según las funciones tributarias, productivas y exportadoras que ejercen, aporta respuestas satisfactorias para comprender el grado de control nacional sobre las rentas petroleras. Esta cuestión forma parte del debate sobre el funcionamiento de las economías petroleras, de modo que, si bien la creación y el desenvolvimiento de las compañías públicas dependen de decisiones de los gobiernos, al mismo tiempo, la evolución de esas compañías condiciona las formas y el grado de control de los agentes nacionales en el reparto de las rentas de hidrocarburos con respecto a sus socios internacionales.

El análisis del desarrollo y funcionamiento de las empresas petroleras nacionales (NOCs) de países africanos pertenecientes a tres generaciones diferentes de economías petroleras (Argelia, Nigeria, Angola, Sudán y Guinea Ecuatorial) demuestra muchas similitudes. Se trata de países en los que la producción de petróleo y también de gas natural, ha crecido a buen ritmo durante la última década. Además, la fuerte elevación de los precios internacionales ha dado lugar a un fuerte incremento de los ingresos obtenidos por la exportación de ambos hidrocarburos. Siendo así́, no se aprecian elementos restrictivos que afecten con notoriedad a la actividad extractiva y exportadora de estos paisajes considerados.

Sin embarco, observamos con gran preocupación en los últimos años la caída acentuada en la actividad prospectiva y exploratoria en el sector petrolero en el continente africano, situación que se debe a la casi nula experiencia y la indisponibilidad de tecnología necesaria de parte de las NOCs para afrontar dicho reto, combinado a los problemas de acceso a la financiación bancaria que están teniendo las grandes multinacionales “IOCs” debido a las presiones y los chantajes de los extremistas medioambientales.

Los interrogantes principales están situados en otras esferas distintas, una de las cuales es el control real de los recursos petroleros de los que disponen los países africanos, en otras palabras, ¿quién controla los yacimientos? En este trabajo, nos ocupamos de ese interrogante a partir de las funciones que desarrollan las NOCs. La cuestión central que abordamos, es en qué medida la tipología de NOC que surge de las funciones ejercidas por las compañías estatales, aporta respuestas satisfactorias para comprender el grado de control nacional sobre los recursos petroleros nacionales.

Este análisis es relevante porque contribuye al debate sobre una perspectiva con frecuencia ignorada: la actividad de las NOCs. Su creación y su desenvolvimiento dependen de decisiones políticas por parte de los gobiernos. Pero, al mismo tiempo, su evolución condiciona las formas y el grado de control de los jugadores nacionales (gobierno y NOCs) en el control de los recursos petroleros.

Las compañías petroleras de propiedad estatal se crearon como depositarias de los derechos jurídicos sobre los hidrocarburos existentes en el subsuelo que pertenecen al Estado. Esa potestad tiene carácter exclusivo cuando las leyes niegan a las empresas extranjeras la posibilidad de acceder a la propiedad de esos recursos. A partir de esa definicion jurídica, la diferencia entre las NOCs se deriva de sus diferentes capacidades para hacerse cargo de la explotación de esos recursos y de las funciones concretas que les atribuye el Estado.

La incapacidad de las NOcs para disponer de los equipos, las técnicas, la organización y los recursos financieros con los que explotar sus recursos hace que la totalidad o la mayor parte del control efectivo sobre el ciclo exploratorio, productivo y, en gran medida, exportador, recaiga en las IOCs que sí tienen esas capacidades. Esta situación se ha prolongado indefinidamente en la mayoría de los países productores de petróleo en Africa, ya que siguen careciendo de la tecnología, la experiencia de gestión y los recursos financieros para realizar las grandes inversiones que requiere la actividad petrolera y gasífera.

La negociación del gobierno con las IOCs es el marco en el que se definen las rentas petroleras captadas por el Estado (según los precios internacionales), bien a través de los ingresos directos de la NOC, que exporta el share de petróleo entregada por las IOCs al gobierno, o bien, mediante las tasas e impuestos que pagan las IOCs. La NOC que dispone del petróleo entregado por las IOCs según los JVs y los PSA desarrolla una incipiente actividad comercial como exportador que se deriva de su función tributaria como recaudador en especie. Sin embargo, el grueso de la actividad petrolera sigue bajo control de las IOCs que exploran, extraen, transportan y exportan la mayor parte del petróleo. Se trata, pues, de esa posición todavía débil que en primera instancia está determinada por la carencia de capacidades internas para explotar los recursos.

No obstante, el gobierno puede inducir diversos cambios que no dependen directamente con su capacidad recaudatoria, aunque sí se ven favorecidos por la existencia de mejores precios internacionales y por mayor captación de rentas por parte del Estado. Esos cambios tienen como objetivo que la NOC comience a desarrollar actividades productivas mediante cuatro posibles medidas complementarias:

• Negociar su posición dentro de la JV para que la NOC efectúe tareas extractivas que faciliten la asimilación de tecnología.
• Adquirir equipos importados que pueda utilizar la NOC.
• Contratar personal técnico nacional y extranjero altamente capacitado con objetivos y funciones claramente demarcados para que trabaje en la NOC y facilite la formación de técnicos de la empresa.
• Y por ultimo, la privatización parcial de la NOC abriéndolo así al capital privado nacional y extranjero para que se imprima rigor en la gestión de la misma, y para garantizar que los puntos 1, 2 y 3 sean implementados, ya que con la entrada de socios privados en el accionariado de la NOC, se garantiza que las decisiones que se adopten en los Consejos de Administración tengan como fundamentos la rentabilidad, el desarrollo y la expansión comercial de la empresa.

Esas decisiones permitirían que la NOC inicie sus funciones productivas y refuerce su participación en las exportaciones, aumentando las rentas petroleras directas, y su participación en toda la cadena de valor de la industria petrolera; desde exploración, producción, procesamiento y transformación, transporte y comercialización del producto final en los mercados nacionales e internacionales.

No es producto del azar el que la petrolera estatal de Arabia Saudita, Aramco, la empresa más rentable del mundo, el gigante que produce cerca del 10% del crudo mundial y que registró en 2018 un beneficio neto de 111 mil millones de dólares USA, que supera las ganancias conjuntas de Apple, Facebook y Microsoft según datos de agencia la agencia Moody’s, haya optado por una emisión parcial de bonos por parte de la empresa para cotizar en bolsa y atraer a inversores privados.

Avanzando en esa dirección, el curso del tiempo puede dar lugar a que los jugadores nacionales (gobierno y NOCs africanos) alcancen una posición de empowerment sobre sus recursos, esto es, el control mayoritario o total del ciclo petrolero. El requisito fundamental es la capacidad tecnológica, organizativa y financiera de que se dote la NOC para hacerse cargo de las actividades implicadas en el ciclo petrolero. Es decir, alcanzada esa posición de empowerment, la NOC ha alterado sustancialmente su función central, dejando de ser una mera recaudadora del share recibido de las IOCs como ocurre en la actualidad en la mayoría de los países productores de petróleo en África, para convertirse en el productor y exportador mayoritario o exclusivo del petróleo extraído en el país, y convertirse en un verdadero actor y propulsor de cambio y desarrollo económico integral.

Por Leoncio Amada NZE NLANG, Presidente de la Cámara Africana de Energía Región CEMAC y Presidente de APEX Industries SA.