Luego de los acontecimientos de la década de los setenta del siglo pasado, las empresas petroleras internacionales aceleraron su movimiento tradicional de concentración sectorial, a través de fusiones y adquisiciones: las 33 principales empresas petroleras norteamericanas presentes en el mercado en 1950 se redujeron a 14 en los años ochenta (Chevalier, 1988).

Las empresas petroleras internacionales tuvieron que reconcentrar sus actividades de exploración y producción en las provincias petroleras seguras, ubicadas en el Mar del Norte y en la región de los Estados Unidos. Para ello, necesitaron incorporar el progreso de las ciencias y la tecnología a la innovación de la industria a fin de extraer una cantidad de crudo cada vez más importante desde la producción petrolera costa afuera (off-shore). Necesitaron también reorganizarse para enfrentar las fuerzas competitivas del mercado, particularmente a las empresas petroleras públicas de los países de la OPEP.

Al mismo tiempo, diversificaron sus actividades energéticas, extendiéndolas hasta las fuentes alternativas (gas, carbón, uranio, energía geotérmica y solar), y otras actividades relacionadas con el petróleo (petroquímica) o no energéticas (sector inmobiliario, servicios informáticos). No obstante, luego del derrumbe de los precios de 1986, se reorganizaron y reconcentraron sus inversiones en la industria petrolera, adoptando de paso las normas de flexibilización de las empresas globalizadas: alianzas estratégicas, reingeniería, reducción de personal, "outsourcing", etc. Cuentan además con los medios técnicos y financieros necesarios para adaptarse sin grandes problemas a la nueva situación inestable del mercado petrolero internacional.

Las políticas públicas de los países grandes consumidores, los incentivos fiscales, el progreso tecnológico, la producción costa afuera y la flexibilización de los términos y condiciones de acceso a las provincias petroleras ubicadas en países no pertenecientes a la OPEP (como Angola, Argentina, Australia, Brasil, Colombia, Egipto, Kazakshtan, Malasia, México, Noruega, Reino Unido, etc.) trajeron como resultado un incremento notable de la producción petrolera no-OPEP: 30 millones de barriles diarios (MMBD) en 1985, 39 MMBD en 1995.

Conjuntamente con los movimientos de precios de las décadas de los setenta y de los ochenta, las empresas petroleras internacionales, mayores e independientes, entraron en otro período de intensa innovación tecnológica. Primero, cuando se aumentaron los precios del petróleo durante la década de los setenta, para producir crudo en las regiones difíciles del Mar de Norte y Alaska. Luego, cuando se desmoronaron los precios en la década de los ochenta y se puso en peligro la rentabilidad de los nuevos yacimientos, para realizar reducciones fuertes de los costos de producción y transporte del petróleo crudo en esas mismas regiones. "En los dos casos, la mayor parte de las innovaciones se nutren de rápidos progresos, desde hace 20 años, en la electrónica, informática, telecomunicaciones y nuevos materiales... Pero estas innovaciones también forman parte del progreso de las ciencias... Su principal característica es la integración de información de diversa naturaleza : geológicas, hidrodinámicas, térmicas y químicas" (Bourgeois y Martin, 1991).

En general, las innovaciones tecnológicas se efectuaron sobre la exploración y extracción de crudo (para desarrollar técnicas de producción costa afuera, recuperación asistida de hidrocarburos y pasar de la exploración extensiva a la exploración intensiva) con lo cual se aumentaron las reservas y la producción de petróleo fuera de los países miembros de la OPEP, se disminuyeron sensiblemente los costos técnicos de extracción del crudo, se ganaron puntos porcentuales en la recuperación de crudos almacenados en los yacimientos y se aumentó la eficiencia de la exploración, de la perforación y de la extracción a profundidades cada vez mayores y de campos marginales. Estas innovaciones se tradujeron en el mantenimiento de la rentabilidad de nuevas zonas de costos elevados en un contexto de baja de precios.

Por tanto, una de las características más notables de la industria petrolera internacional actual es la producción costa afuera. Desde el inicio de la década de los ochenta, las empresas petroleras (en un número de 170) aumentaron su presencia en aguas submarinas, políticamente seguras, es decir, fuera de la OPEP. En 1998 la producción costa afuera se encuentra en 49 países de los 83 que reseña una amplia muestra de la producción petrolera mundial (Bell, 1998). Esta producción representa ahora alrededor de 25 % de la producción petrolera mundial.

Por su lado, las empresas petroleras públicas de los países latinoamericanos que no formaban parte de la OPEP ni de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y que tuvieron que hacer frente al aumento de sus facturas petroleras, tomaron en general algunas de las vías siguientes: flexibilizaron los términos y condiciones de acceso a las actividades de exploración y explotación de las empresas privadas (Ecopetrol en Colombia y YPF en Argentina), aumentaron su producción para beneficiarse de los precios elevados del petróleo (Pemex en México), se aventuraron en la exploración y explotación costa afuera (Petrobras en Brasil).

A medida que aumentó la producción no-OPEP, a mediados de la década de los ochenta, surgieron y se consolidaron, al lado de los precios de los mercados físicos existentes, nuevos mercados petroleros y nuevas fórmulas o modalidades de formación de precios de crudos y productos: mercados de futuros (futures) o de contratación de crudos y productos para entregas futuras. Con ellos, los operadores petroleros buscan protegerse contra las fluctuaciones de los precios en las compras y ventas para entrega inmediata en el mercado al contado (también conocido como mercado spot). La garantía de entrega del producto y el pago del precio, establecidos contractualmente en los mercados de futuros con fecha de vencimiento determinada, asimila estos mercados a los mercados tradicionales de compra-venta de mercancías al contado. Pero en los mercados de futuros, la entrega del producto sólo alcanza, típicamente, al 1% o al 2% del total de los objetos negociados. La causa se puede encontrar en la propia función que cumplen estos mercados, creados precisamente para transferir a especuladores profesionales el riesgo inherente a las variaciones futuras de precios. Por esto se les conoce también como "mercados de papel". Por otra parte, si algún negociante necesita vender o comprar físicamente algún bien lo hace en el mercado "spot", fuera de los canales del mercado de futuros. Sin embargo, los mercados de futuros cumplen también otra función: tratar de descubrir o anticipar los precios futuros de compra-venta de las mercancías al contado, ya que en ellos se acumula información sobre las opiniones presentes de muchos negociantes diferentes acerca de los precios futuros de las mercancías (Kolb, 1997: 601).

Antes de la crisis de 1973, los mercados de futuros eran poco comunes en la industria petrolera. La mayor parte de las transacciones ocurrían intrafirmas y no había un verdadero mercado abierto. Sin embargo, en septiembre de 1971 la Bolsa de Algodón de Nueva York (New York Cotton Exchange o NYCE, por sus siglas en inglés) inauguró operaciones en futuros de gas propano. Los contratos de futuros de propano habían estado antes en manos de otra bolsa de Nueva York, pero sin éxito, y la NYCE se hizo cargo del negocio, modificando las especificaciones. A pesar de todo, este negocio cerró a fines de 1974 debido al poco número de contratos en movimiento y se reabrió bajo nuevas especificaciones a finales de 1981. En 1974, se abrieron en Nueva York, Amsterdam y Rotterdam tres nuevos mercados de futuros. La NYCE introdujo en Nueva York la contratación de crudo, la británica Forward Contract Exchange Company inauguró en Amsterdam la contratación de gasóleo y gasolina y la holandesa Fundación General para la Promoción de Mercados de Futuros (General Foundation for the Promotion of Futures Markets) introdujo otro en Rotterdam de gasolina y gasóleo. Las iniciativas que dieron impulso a esos tres últimos mercados procedieron de fuera del comercio petrolero, de personas o instituciones expertas en mercados para entrega futura, cualesquiera fuesen las mercancías. Los tres mercados escogieron a Rotterdam como ciudad de entrega de crudos y productos de los contratos que vencían los últimos días laborables de los meses de marzo, junio, septiembre y diciembre. El comercio se haría sobre los contratos que vencieran durante el mes de entrega más próximo y durante todos los meses futuros de entrega, hasta un máximo de tres años por adelantado. En relación con el mercado de futuros de crudos, se acordó tomar como base los contratos de 5000 barriles de petróleo que tuviesen las especificaciones técnicas del crudo Arabe ligero de 34º API, un contenido de azufre de 1,7 % y un máximo de sedimento y agua de 1 %. Sobre esa base se establecieron primas y descuentos para otros crudos de entrega, siempre y cuando estuviesen dentro de la gama de pesos específicos de 27º a 45º API, un contenido de azufre de un mínimo de 0,1 % y un máximo de 3 %. Para solventar la dificultad de la multiplicidad de calidades de crudos, la NYCE estableció un comité de expertos que le harían saber sus opiniones, durante la primera semana del mes precedente al mes de entrega, sobre primas y descuentos convenientes a partir del contrato base para los crudos que entraran en las categorías mencionadas. La NYCE promediaría las diferentes opiniones y publicaría los resultados en el décimo día anterior a la fecha de entrega, dando margen para variaciones en diferenciales que reflejaran los cambios de estación y las demandas de los clientes: productores, refinadores, mayoristas, detallistas y especuladores (The Petroleum Economist, 1974b).

Francis Fukuyama argumentó que con el fin de la guerra fría la historia había dado un giro radical. Ahora el conflicto era de otra naturaleza: entre la parte poshistórica (o industrializada) del mundo y su parte histórica (o subdesarrollada) habrían tres ejes de colisión. El primero de esos ejes era precisamente el petróleo. Las reservas estaban concentradas en el mundo histórico y su consumo era crucial para el mundo poshistórico (Fukuyama, 1992). Por tanto, era necesario aumentar la oferta. Pero, ni los países de la OPEP ni los de Europa del Este (Rusia, Kazakhstan, Azerbaijan) permitían inversión privada en las actividades de exploración y producción de sus respectivas industrias petroleras.

Para evitar el eje de colisión, se han aprobado un conjunto de convenciones internacionales y tratados bilaterales y se han diseñado proyectos de marcos institucionales internacionales a fin de promover el funcionamiento de los mecanismos de la economía de mercado y proteger la inversión privada en exploración y producción en cada uno de los países que han abierto sus industrias petroleras. En este sentido, The Energy Charter Treaty de 1994 merece particular atención. En efecto, representantes de unos 50 países reunidos en la Haya en 1991, convinieron en adoptar el marco legal denominado Carta Energética Europea (European Energy Charter) a fin de promover un nuevo modelo de cooperación energética a largo plazo en Europa y globalmente bajo el marco de la economía de mercado. Los representantes de esos países manifestaron también su determinación para crear un clima favorable a la operación de las empresas y al flujo de inversiones y tecnologías, poniendo en práctica principios de mercado en el campo energético. Para tales fines, se tomarían acciones en tres campos: desarrollo del comercio de energía, cooperación energética y eficiencia energética y protección del medio ambiente. Esto quería decir, entre muchas otras cosas, facilitar acceso de los operadores interesados al desarrollo de recursos energéticos; asegurar que las normas sobre exploración, desarrollo y adquisición de recursos energéticos se encuentren disponibles públicamente y sean transparentes; evitar aplicar normas discriminatorias a los operadores, en particular normas relacionadas con la propiedad de los recursos, operaciones internas de las empresas e impuestos; facilitar la operación de las fuerzas del mercado y promover la competencia; proveer nacionalmente marcos legales transparentes y estables para los inversionistas internacionales, de conformidad con las normas relevantes del derecho internacional y las prácticas sobre inversión y comercio; negociar y ratificar acuerdos legalmente válidos sobre promoción y protección de inversiones que proporcionen un alto nivel de seguridad y autoricen el uso de esquemas que garanticen los riesgos de las inversiones; garantizar los derechos de repatriación de beneficios u otros pagos relacionados con la inversión y obtención de las divisas necesarias; asegurar la formación de precios orientados por las leyes del mercado, etc. Los representantes se comprometieron además a negociar de buena fe un Acuerdo Básico, denominado más tarde The Energy Charter Treaty.

La sesión plenaria sobre la Carta Energética Europea tuvo lugar en 1994. El marco legal de ese tratado estableció que los Estados tienen derechos soberanos sobre los recursos energéticos, pero que éstos deben ser ejercidos de acuerdo con las normas del derecho internacional; que se facilitará el acceso a los recursos energéticos, adjudicando por vías públicas no discriminatorias las licencias, concesiones o contratos para explorarlos y explotarlos; que los inversionistas gozarán de la mayor protección y seguridad constantes y que en ningún caso se les acordará un tratamiento menos favorable al requerido por el derecho internacional, incluyendo las obligaciones de este tratado. Entre ellas: las inversiones no podrán ser nacionalizadas, expropiadas o sujetas a medidas que tengan efectos equivalentes, a menos que la expropiación sea de interés público, no discriminatoria, resultado de un proceso legal y acompañada por el pago de compensación pronta, adecuada y efectiva; las disputas se resolverán, si es posible, amigablemente, en un plazo de tres meses; si no es posible, el inversionista puede acudir a los tribunales nacionales o someter la disputa a los árbitros o tribunales de arbitraje internacional, en particular al Centro Internacional para la Resolución de Disputas -ICSID, en inglés -, si el inversionista y el Estado receptor de la inversión son partes integrantes de la Convención de la ICSID (Walde, 1996).

La industria petrolera latinoamericana es objeto de un proceso complejo de reestructuración en el marco de programas de estabilización económica, desde el fin de la guerra fría hasta hoy. Sus cinco actividades técnico-económicas: exploración, explotación, transporte y almacenamiento, refinación y mercadeo se redistribuyen ahora entre los agentes fundamentales de la industria petrolera internacional. Las empresas petroleras públicas y el Estado ya no son los inversionistas exclusivos de la industria del petróleo de la región. A su lado, o en sustitución de ellos, las empresas privadas también están invirtiendo sus capitales. Sin embargo, no es cualquier empresa privada la que está invirtiendo, son las empresas petroleras internacionales, conocidas en la literatura especializada como las "mayores" y las "independientes", empresas de grandes dimensiones y cuyos capitales pertenecen a inversionistas de los países altamente desarrollados. Los inversionistas privados latinoamericanos invierten poco en esta industria, de capital intensivo y riesgos considerables. Esa escasa participación de los inversionistas privados latinoamericanos en la industria del petróleo es casi una constante histórica en América Latina, salvo raras y contadas excepciones en Argentina y Venezuela. Con todo, queda claro que la industria petrolera latinoamericana está dejando de ser un "coto cerrado de caza" del Estado para reabrirlo a la inversión privada. Esta es la primera característica de la reestructuración de la industria petrolera latinoamericana.

Ahora bien, el espacio de la apertura petrolera a la inversión privada - extranjera, en su mayoría - no es uniforme en toda la región, varía de un país a otro. En Argentina, por ejemplo, se privatizó la empresa petrolera pública y se abrieron a la inversión privada todas las actividades de la industria del petróleo de ese país. Argentina fue el primer país latinoamericano en haber creado una empresa petrolera pública, Yacimientos Petrolíferos Fiscales; fue también el primer país latinoamericano en haberla privatizado (Kozulj y Bravo, 1993). Pero, el ejemplo privatizador de Argentina sólo ha sido seguido hasta ahora por Bolivia, un pequeño productor. Bolivia, en efecto, recurrió a un procedimiento novedoso para retirar al Estado de algunas de las actividades de su empresa petrolera estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), y capitalizar nuevas sociedades anónimas a través de inversión extranjera directa. Estas empresas capitalizadas se dedican a explorar y explotar hidrocarburos, sobre todo, gas natural, y a transportarlo para los mercados interno e internacional. Aunque los ciudadanos bolivianos son propietarios de acciones de las empresas capitalizadas, su administración está bajo control de empresas privadas extranjeras. En consecuencia, la capitalización de YPFB es una forma de privatización, porque el Estado ya no es más propietario de las empresas capitalizadas (Mora, 1998).

El resto de países latinoamericanos productores de hidrocarburos están abriendo algunas actividades de la industria del petróleo a la inversión privada, o ampliándoles sus espacios de inversión, sin privatizar sus correspondientes empresas petroleras públicas. México, por ejemplo, privatizó la distribución y el transporte de gas natural y está en proceso de privatizar (capitalizar es el término) parte de las empresas petroquímicas públicas, pero no permite inversión privada, ni nacional ni extranjera, en producción nacional de hidrocarburos (De la Vega, 1998); tampoco ha privatizado Pemex. Venezuela abrió las actividades de exploración, explotación y mercadeo interno de derivados de petróleo a la inversión privada, extranjera en su mayoría (Mommer, 1998), pero aún no ha privatizado a PDVSA. Colombia ha renegociado los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos con las empresas privadas internacionales que operan en su territorio, mejorándoles sus términos y condiciones (Alvarez, 1998), sin privatizar Ecopetrol. Brasil, en fin, ha desmonopolizado la industria del petróleo a fin de permitir inversión privada en todas las actividades sectoriales, sin privatizar Petrobras. Sin embargo, todos los países latinoamericanos productores de hidrocarburos, exceptuando México, permiten ahora inversión privada en las actividades de exploración y explotación de sus respectivas industrias petroleras. Ese aumento de la inversión privada se traduce, a término, desde luego, en un incremento de la oferta privada de hidrocarburos de la región. Habrá que considerar, por otro lado, si ese incremento de la oferta petrolera latinoamericana contribuye a debilitar los niveles internacionales de precios del crudo.

Por otra parte, conjuntamente con la redistribución de actividades de la industria petrolera latinoamericana entre agentes del sector público y agentes del sector privado también ocurre un reordenamiento institucional. Marcos institucionales e instituciones que han regulado el funcionamiento de esta industria en América Latina durante años, son reformados o sustituidos por otros, en una palabra, desregulados. Ahora se introducen reformas institucionales para privatizar y capitalizar empresas públicas. Se aceptan formas contractuales internacionales novedosas. También se introducen nuevas regulaciones para proteger los derechos de propiedad privada sobre los activos invertidos, en competencia con los derechos de propiedad pública o en sustitución de ellos. Se crean organismos reguladores novedosos. Se desregulan los mercados internos. Se flexibilizan las disposiciones fiscales para lograr una nueva distribución de la renta petrolera entre los agentes económicos.

En otras palabras, las políticas petroleras y las reformas de los marcos institucionales que se adoptan en los países de América Latina ofrecen una serie de incentivos a las empresas petroleras privadas en comparación con las políticas del nacionalismo económico adoptado precedentemente (Philip, 1989). Así, a la política de reservar para el Estado el desarrollo industrial de los recursos petroleros a través de empresas públicas que actuaban bajo marcos institucionales y prácticas monopolísticas o cuasi-monopolísticas y precios generalmente congelados para el mercado interno, diseñados para servir como estímulo de la industrialización rápida y como medio de redistribución de subsidios indirectos a la población, se le intentan contraponer las políticas de libertad de acceso a los recursos naturales, privatización de empresas públicas, flexibilizaciones institucionales y fiscales, liberación de precios para el mercado interno y competencia empresarial como medios para promover las exportaciones y aumentar el nivel de vida de la población. De golpe o paso a paso, las antiguas políticas y regulaciones nacionales se sustituyen por las nuevas reglas de juego del mercado petrolero mundial, aquellas que responden más y mejor a la globalización en curso. Es decir, se desea que en cada uno de los países de América Latina, independientemente del tamaño de sus reservas petroleras, existan los mismos marcos institucionales e instituciones reguladoras que han sido diseñadas y experimentadas en los países grandes consumidores de petróleo, que poseen pocas reservas.

Se trata de introducir, al mismo tiempo, un conjunto de convenciones y proyectos de marcos institucionales internacionales propuestos como normas para ser aceptadas por los Estados receptores de inversión privada extranjera. La ratificación de los países latinoamericanos de la Convención para el Establecimiento de un Centro Internacional para la Resolución de Disputas - ICSID en inglés -, organismo adoptado en el contexto del Banco Mundial en 1965, es un buen ejemplo de las nuevas convenciones propuestas. Los proyectos del Tratado de Carta Energética Europea (The Energy Charter Treaty) de 1994 y del Acuerdo Multilateral sobre Inversiones (AMI) constituyen también buenos ejemplos de nuevos marcos institucionales internacionales propuestos.

En suma, se trata de marcos institucionales nacionales, convenciones internacionales y proyectos sobre marcos institucionales de este mismo tipo que asumen la reestructuración de la industria petrolera a través de los "des" (desregulación, descontrol, desconcentración, desmonopolización, desburocratización), que obviamente varían poco de país a país, que persiguen la privatización de las empresas petroleras públicas, que proponen el retiro del Estado como agente productor y usan como insignia el resurgir de los agentes económicos y organizacionales privados, regulados por nuevas instituciones, como la condición única y necesaria para retomar el sendero del crecimiento y del dinamismo de la industria petrolera latinoamericana.

En conclusión, a través de su reordenamiento institucional, la industria petrolera en América Latina asiste a su incorporación al proceso de globalización en curso. Esta es la segunda característica de la reestructuración de la industria petrolera latinoamericana.

En fin, a medida que el proceso de reestructuración se expande de un país a otro, poco a poco se está pasando de una industria considerada como estratégica por diferentes políticas y regulaciones latinoamericanas hasta no hace mucho, a una industria privada cualquiera; en otras palabras, de una concepción del petróleo como una mercancía estratégica a una simple "commodity". Ese cambio de concepción ideológica, expresada en la redistribución de actividades y en el reordenamiento institucional de la industria del petróleo en América Latina, parece animado por un objetivo económico común: una nueva distribución de la renta petrolera entre los agentes que participan en sus actividades.

Este proceso de reestructuración, que también se encuentra en otras actividades económicas de América latina, tiene la particularidad, sin embargo, de haber penetrado una de las industrias más internacionales del planeta. En efecto, el petróleo es todavía la fuente de energía más importante del mundo, debido a sus características técnico-económicas. Pero además, la industria petrolera ha tenido una propensión transnacional desde su nacimiento, en 1859, con el descubrimiento del famoso "coronel" Drake en Titusville, Pennsylvania, EE.UU. Esa propensión es el resultado complejo de ventajas geológicas comparativas y de la organización del mercado petrolero mundial: tres cuartas partes de las reservas probadas de petróleo del mundo se concentran en un puñado de países en vías de desarrollo, miembros de la OPEP (Oil & Gas Journal, 1998), pero el consumo de sus derivados se concentra también en un pequeño número de países desarrollados. Por consiguiente, el transporte de crudos y productos es también una actividad de carácter internacional. Dicho sea de paso, la interacción de factores geográficos y políticas públicas en materia energética ha dado origen al tema de la geopolítica de la energía (Conant y Gold, 1980). El proceso de reestructuración penetra también a una industria de capital intensivo, invertido mayoritariamente en el suelo y el subsuelo de las diferentes regiones petroleras del mundo para extraer un bien cuyo costo técnico promedio de producción fluctúa todavía lejos y por debajo de los precios promedios del mercado. Se crea, así, una renta petrolera de magnitud importante que constituye objeto de apropiación de parte de los agentes petroleros: empresas y Estados petroleros. Entonces, mientras las empresas petroleras persiguen maximizar los beneficios que distribuirán como dividendos entre sus accionistas-propietarios, los Estados petroleros persiguen maximizar la renta que repartirán como gasto público entre la población-propietaria de estos recursos naturales. Por tanto, no es posible comprender la reestructuración de la industria petrolera latinoamericana desde un punto de vista técnico-económico solamente. Es necesario comprenderla también desde un punto de vista político.

El problema es que cuando se decide reestructurar la industria petrolera latinoamericana hay un marco institucional diseñado sobre la base de países productores de petróleo, grandes consumidores al mismo tiempo y que poseen pocas reservas. Ese marco institucional favorece la adopción de la economía de mercado, creando un ambiente amigable para los inversionistas internacionales, propone una política petrolera productiva y no toma en cuenta las especificidades de la industria petrolera latinoamericana. Pone énfasis en la desregulación petrolera, en la privatización de las empresas petroleras públicas, en la flexibilización fiscal como único medio para explotar yacimientos, en la liberación de los mercados internos, promoción de las exportaciones, creación de instituciones reguladoras novedosas, recursos al arbitraje internacional en caso de resolución de disputas, etc. En otras palabras, las mismas propuestas del consenso de Washington.

Por otra parte, la principal tendencia que se percibe en las políticas públicas adoptadas por los grandes consumidores con motivo de la reacción anti-OPEP es la de asimilar el mercado mundial del petróleo a cualquier otro mercado. En consecuencia, los precios deben determinarse por el libre juego de la oferta y la demanda. Los países productores deben privatizar sus empresas petroleras públicas, permitir a los inversionistas internacionales el acceso a sus recursos petroleros, disminuir su participación en la distribución de la renta petrolera, manteniendo sólo las rentas ricardianas (aquellas que son aceptadas como ganancias extraordinarias en la economía de mercado), desregular y liberar el mercado interno y promover las exportaciones. La apertura debe producirse además a través de la reforma total de los marcos institucionales nacionales. Pero si no están dadas las condiciones políticas internas para esa reforma, la apertura de las actividades de exploración y producción se hará por medio de los contratos petroleros, preferiblemente por medio del contrato petrolero de equilibrio: el contrato de producción compartida. Este contrato regulará la relación de intercambio entre el inversionista internacional y el Estado-nación hasta tanto se reforme íntegramente la legislación nacional para adecuarla a las nuevas reglas de juego del mercado mundial. Entre tanto, la observancia de los términos y condiciones contractuales se garantiza por medio del recurso al arbitraje internacional, incorporado como medio de resolución de disputas en los contratos, convenciones internacionales y tratados bilaterales centrados en la promoción y protección de las inversiones extranjeras (donde particular atención se presta a la minimización de las pérdidas y riesgos en caso de expropiación).

En todo caso, habrá que esperar el transcurso del tiempo para evaluar los resultados que la reestructuración de la industria petrolera latinoamericana producirá en cada país, considerado individualmente, y en la región en su conjunto.

La química orgánica nació y se desarrolló en Europa en el siglo XIX, usando como materia principal el carbón y los subproductos de su coquización. Cien años después de que Wohler en 1825 en Alemania, sintetizara la ures, en EE.UU. y de que la Estándar Oil fabricara alcohol isopropilico por hidratación del propileno del petróleo. Se mencionan esos dos acontecimientos porque el primero se considera como el nacimiento de la química y el segundo como el inicio de la industria petroquímica.

La petroquímica se desarrolló mejor en aquellos países que contaban con una industria petrolera ya establecida y con un mínimo de capacidad tecnológica; por eso no es raro que las primeras plantas petroquímicas se hayan instalado en EE.UU. , país que ya tenía en la tercera década del siglo XX una industria petrolera bastante desarrollada, incluso investigaba ya los procesos de refinación y de petroquímica.

No obstante que durante los años veintes y treintas de este siglo se instalaron algunas plantas petroquímicas en EE.UU., el desarrollo espectacular de la petroquímica, tanto en volumen como el número de procesos y productos, tuvo lugar durante la Segunda Guerra Mundial. Fue necesario sustituir el hule natural que llegaba antes del lejano oriente y que por la guerra ya no llegaba a EE.UU.; esto motivó el programa de fabricación de hule sintético mas grande que se haya conocido. En menos de tres años (1942-1945), se construyeron 14 plantas de hule estireno-butadismo, con capacidad para 700,000 toneladas. En 1945, EE.UU. producía 820,000 toneladas de hule sintético, lo que representaba mas de la mitad de su producción petroquímica.

Otros procesos y productos petroquímicos que tuvieron gran desarrollo durante la Segunda Guerra Mundial en EE.UU. fueron la producción de amoniaco a partir de gas natural y la de negro de humo. Se desarrolló también la extracción de aromáticos y sus derivados explosivos.

Durante los años 1950 y 1970, la producción petroquímica mundial pasó de 3.7 a 60.5 millones de toneladas, es decir creció al 15% anual durante 20 años.

Durante los años sesentas y setentas se inició el desarrollo petroquímica en la Unión Soviética y los países de Europa Oriental, así como en algunos países en vías de desarrollo, especialmente aquellos que contaban ya con una industria petrolera y con alguna experiencia en refinación del petróleo, como fue el caso de México que se trata mas adelante. En algunos de esos países las primeras plantas petroquímicas se instalaron desde antes de 1960, sin embargo la etapa de crecimiento acelerado o la introducción de la petroquímica ocurrió hasta después de 1970.

En la década de 1970-1980, especialmente en l973 y 1979, hubo incrementos importantes en los precios del petróleo a nivel mundial. Esto repercutió en la petroquímica, especialmente en la de países importadores de petróleo, ya que los precios de los hidrocarburos usados como materia prima y como energéticos aumentaron mucho.

Ya en los años de la década 1980-90, los precios del petróleo y de los hidrocarburos, base de la petroquímica, se estabilizaron pero a niveles muy superiores a los prevalecientes antes de la crisis de 1973. Por ejemplo, el precio del crudo a nivel mundial antes de 1973 variaba entre 2 y 3 dólares el barril (de 159 litros), los precios en los últimos años han variado entre 12 y 22 dólares por barril es decir, 6 a 7 veces el nivel previo a 1973.

De la misma forma, el precio del etileno, por ejemplo que antes de 1973 nunca fue mayor de 110 dlls, la tonelada, tuvo fuertes incrementos y oscilaciones en los años setentas y ochentas, pero el nivel ahora es muy superior; por ejemplo, en 1991 se cotizaban a 473 dlls, la tonelada y en febrero de 1992 bajó un poco a 440 dlls/ton. Estos precios en realidad son nominales para el mercado interno de los EE.UU., pero son una referencia bastante confiable del nivel de precios a nivel mundial.

El mayor costo de la materias primas para la petroquímica hizo cambiar la estructura de costos de producción. Se estima que el costo promedio de la materia prima en una planta desintegradora de nafta petroquímica aumentó del 34% antes de 1973 a 63% en años recientes.

El incremento del precio de las materias primas petroquímicas tuvo dos efectos diferentes. En los países importadores de petróleo se mejoraron los procesos y se logró un ahorro no menos importante como energético, tanto para las industrias químicas, como para otras industrias y actividades económicas en general. Es decir, en todos los usos de petróleo, en esos países, hubo ahorros, en transportes, calefacción, enfriamiento, generación eléctrica.

El efecto de los mayores precios del petróleo en los países subdesarrollados fue completamente diferente. No se pensó en ahorrar energía, se pensó en iniciar la industria petroquímica en forma masiva. En aquellos países que contaban con petróleo, se trató de aprovechar la ventaja de tenerlo para operar plantas petroquímicas a un costo menor.

Después de casi dos décadas de la crisis 1973, se ha visto la ventaja que tienen los países desarrollados que desde hace mucho investigan y ponen en práctica tecnologías para ahorrar energía, en relación con la situación en que se encuentran muchos de los países petroleros, que se endeudaron para instalar grandes plantas petroquímicas y que recientemente se han dado cuenta que la ventaja que les da tener materia prima a bajos costo no compensa la falta de tecnología ni su escasa capacidad competitiva.

En síntesis, el aumento del precio de los hidrocarburos, combinado con la aparición de una fuerte corriente de demanda especulativa de corto plazo, resultaron en alzas sustanciales de los precios petroquímicos en 1974-1976 y 1980-1983, mientras que la recesión económica y el exceso de capacidad provocaron caídas en 1978-1979 y 1985-1986.

Luego, se asistió a un ciclo de precios muy altos entre 1987 y 1989, fruto de la racionalización encarada por el sector y de un importante crecimiento de la demanda, del cual resultó la aparición de nuevas inversiones que determinaron una sobreexpansión de la industria y dieron lugar -junto con la recesión predominante en los principales países desarrollados- a la fase de precios bajos que finalizó en 1994. Debe considerarse que entre 1990 y 1993 el mercado internacional petroquímico atravesó una severa crisis de sobrecapacidad y caída de precios; la recuperación de 1994 fue vigorosa.

En estas circunstancias, la necesidad de mantener un nivel alto de utilización de la capacidad lleva a las empresas a practicar una política de exportaciones agresiva, donde el dumping se hace habitual.

Esto refuerza la importancia de mantener estrategias de integración, tanto vertical como horizontal -ya que dotan a las empresas de mayor flexibilidad en cuanto al mix productivo y atenúan el impacto de la diferente evolución de los precios en las distintas etapas de la cadena-, así como de la generación de relaciones contractuales de largo plazo. Asimismo, en las fases depresivas del ciclo se evidencian las ventajas de las compañías que pertenecen a conglomerados de alta diversificación sectorial y mayor capacidad de movilización de recursos financieros .

El stock de tecnologías petroquímicas -generalmente incorporadas en los respectivos equipamientos- se concentra en un conjunto de corporaciones privadas y -en menor medida- públicas, situadas preferentemente en los EEUU, Gran Bretaña y Alemania, las cuales destinan grandes recursos -monetarios y humanos- a actividades de I&D. Esto, junto con las capacidades previamente acumuladas, permite a dichas corporaciones monopolizar la posibilidad de realizar innovaciones radicales en procesos o productos dentro del sector.

Los países en desarrollo (PED) dependen de la importación de tecnología, generalmente a través de plantas llave en mano o de acuerdos de licencia. Sus posibilidades de desarrollo tecnológico se centran en el learning-by-doing en el proceso productivo, lo cual a su vez permite posteriores ganancias de productividad a través de innovaciones incrementales. Aún los países exitosos del Este Asiático, como Corea (Kim, 1994), caracterizados por perseguir agresivas estrategias de desarrollo tecnológico en otros sectores, no han podido replicar con similar éxito la misma estrategia en la Industria Petroquímica (IPQ). Aunque el gap tecnológico con las firmas líderes continúa siendo amplio, esto no impide que empresas situadas en PED puedan competir con ellas si tienen acceso a instalaciones state of art de escala mundial y cuentan con adecuados costos para sus materias primas.

En consecuencia, en los PED las estrategias tecnológicas enfrentan límites estructurales -tanto inferiores como superiores-. Los primeros se conforman a partir de las actividades imprescindibles para funcionar competitivamente en los mercados nacionales e internacionales, actividades cuya cantidad y calidad se incrementa a medida que crece el nivel de competencia en dichos mercados. Los segundos dependen de la masa de recursos que las empresas están en condiciones de destinar a actividades de I&D, de modo de "empujar" hacia arriba el techo de desarrollo tecnológico, por ej., buscando mejorar o desarrollar nuevos procesos, productos o catalizadores. Otra posibilidad es la diversificación hacia especialidades y química fina -productos de mayor valor agregado, donde la competencia no se basa en precios, los mercados son más estables y los márgenes de ganancia superiores-, alternativa que, de todos modos, exige altas inversiones en I&D y la disponibilidad de recursos humanos calificados, dado que el grado en el que las tecnologías generadas se hacen disponibles a través del mercado es mucho menor que en las líneas de commodities.

El Estado, no sólo en Europa y Japón sino también en EE.UU., promovió la Industria Petroquímica (IPQ) a través de estímulos a la formación de capital, precios preferenciales para sus materias primas, manejo de la política comercial, participación accionaria total o parcial en firmas productivas (especialmente en Europa Occidental -Francia, Italia, Holanda, Alemania-), impulso a las actividades científicas y tecnológicas, asistencia en períodos de crisis , etc..

La asistencia estatal jugó un rol aún mayor en los países en desarrollo (PED). Coordinación "estratégica", regulación de la entrada al sector, subsidios a la inversión , alta protección contra las importaciones, precios favorables para las materias primas y aportes directos de capital en emprendimientos de propiedad estatal total o parcial fueron algunos de los elementos más importantes en este sentido.

El empleo de estos instrumentos dio lugar a la generación de las rentas que fueron condición necesaria para estimular la inversión privada en este sector, traducida en la instalación de capacidades productivas con escalas internacionales. Asimismo, permitió que en los años 1980, en un contexto hostil para la inversión privada, la IPQ continuara expandiéndose a tasas elevadas -al menos en Argentina y Brasil-. La incertidumbre macroeconómica tenía como contrapeso un elemento de certidumbre fundamental para las estrategias empresariales: la seguridad respecto de la continuidad del apoyo y protección estatal al desarrollo de la IPQ.

El propósito de las políticas públicas era impulsar un proceso de sustitución de importaciones -en base a argumentos de balance de pagos y/o consideraciones sobre el carácter "estratégico" del sector-; si bien se estimuló la instalación de plantas de escala internacional, para su dimensionamiento se consideraban las proyecciones de la demanda doméstica . En este sentido, estas experiencias no se distinguen de las de Corea o Taiwan (sólo Arabia Saudita o Singapur han construido plantas petroquímicas para exportar).

El modelo de desarrollo de la IPQ se estructuró sobre una fuerte intervención estatal en las etapas "aguas arriba" de la cadena. El Estado se reservó el control de la oferta de hidrocarburos, garantizando a las firmas petroquímicas el acceso a la renta primaria. Asimismo, asumió -sólo o asociado con el sector privado- la gestión de las centrales productoras de básicos en polos integrados donde las firmas privadas manejaban las plantas satélites de intermedios y finales. Esto significó una decisión, implícita o explícita, de rechazar la posibilidad de que los complejos petroquímicos fueran dominados por Empreas Trasnacionales (ET).

Esta articulación público-privada reproducía -con mayor fragmentación empresarial- la lógica de integración y grandes escalas. Las empresas privadas gozaron, en general -México es una excepción al respecto-, de las ventajas de la integración técnica, sin asumir los compromisos de construcción y gestión de las centrales productoras de básicos, donde el riesgo -acrecentado en mercados domésticos de tamaño pequeño- y las exigencias de capital involucradas son mayores que en los segmentos "aguas abajo".

Tanto en Brasil como en México, la firma petrolera-gasífera estatal avanzó hacia la IPQ (por sí misma o a través de una subsidiaria -Petroquisa en Brasil, filial de Petrobras-), lo que en Argentina ocurrió sólo de manera formal pero no efectiva (la Dirección General de Fabricaciones Militares tuvo mayor influencia sobre la planificación sectorial que Yacimientos Petrolíferos Fiscales -YPF- y Gas del Estado). Si bien tanto Petroquisa como PEMEX estaban destinadas a tener un rol orientador del desarrollo sectorial, en la práctica ello ocurrió más en México que en Brasil .

Reconocido su papel clave en el desarrollo del sector, cabe señalar algunos argumentos críticos en relación con el "antiguo" esquema de regulación petroquímico. En primer lugar, hay evidencia, al menos para el caso argentino, de que los regímenes de promoción fueron administrados con cierta discrecionalidad y se privilegió el lobbying como medio de acceso a las rentas que prometían. Consecuentemente, las actividades de rent-seeking adquirieron, para las empresas privadas, un papel fundamental dentro de su esquema de organización.

En segundo lugar, la magnitud de las rentas transferidas parece haber sido excesiva en algunos casos. Los regímenes de promoción parecen haber sido más generosos en Argentina y Brasil, donde a los créditos preferenciales que también existieron en el caso mexicano, se le agregaron políticas de promoción fiscal muy atractivas, que hicieron que el capital efectivamente aportado por las firmas privadas fuera una parte minoritaria de la inversión total.

En tercer lugar, la formación de grupos privados que, una vez realizado el proceso de aprendizaje e incorporación de capacidades tecnológicas y gerenciales, alcanzaran un tamaño y una posición de mercado tal que estuvieran en condiciones de liderar el ulterior proceso de desarrollo del sector, no fue realmente considerada (Argentina y México) o fue mal implementada (Brasil). Esto, pese a que en los tres casos existió voluntad de promover la expansión de los grupos empresarios de capital local, vía limitaciones -formales o informales- al avance de las empreas transnacionales en el sector.

En México la petrolera estatal PEMEX se reservó la producción de la mayor parte de la cadena petroquímica, limitando fuertemente las posibilidades de integración vertical -hacia atrás- y horizontal de las empresas privadas y empujándolas a la integración hacia adelante, a la industria de transformación, donde las sinergías y economías de escala alcanzables son muchos menores

En Brasil, las inversiones se realizaron generalmente bajo el llamado modelo tripartito, lo cual generó un gran nivel de fragmentación de la propiedad accionaria. Así, en la IPQ brasileña existen plantas con escalas internacionales, pero no empresas con escala internacional, debido a que el modelo tripartito impidió la formación de grupos petroquímicos con tamaños comparables a los grandes gigantes de la escena mundial (De Oliveira, 1990).

En cuarto lugar, hay evidencias de un insuficiente grado de reciprocidad, al menos para los casos de Argentina y México, en relación con el nivel de precios domésticos comparado con los vigentes en otros mercados. En contraste con el caso taiwanes, donde la IPQ fue instalada con objeto de sustituir importaciones pero los usuarios de sus productos eran firmas altamente exportadoras -disciplinando de modo indirecto a las empresas petroquímicas- (Chu, 1994), en los casos de Argentina, Brasil y México, los consumidores de petroquímicos producían y vendían en mercados cerrados a la competencia externa y su orientación exportadora era baja.

El hecho de que en Brasil se haya evitado que los precios internos se situaran desproporcionadamente por encima de los internacionales parece haberse debido a dos factores: a) el empleo de un mecanismo de política antiinflacionaria -el control de precios-, que también existió en Argentina y México pero sin que fuera utilizado como instrumento para alinear precios domésticos e internacionales; b) el efectivo traspaso de las transferencias recibidas del sector primario hacia los productores de bienes petroquímicos finales. En este último caso, el contraste es con la experiencia argentina, en donde dicho traspaso no se produjo. Así, las empresas productoras de finales operaban en ambos países con márgenes similares -a veces algo mayores en el caso argentino-, pero vendían a precios distintos en los respectivos mercados domésticos, por el mayor precio que debían soportar las empresas argentinas en sus compras de básicos petroquímicos (Chudnovsky et al, 1992).

Esto nos lleva a la cuestión del grado en que la antigua regulación estimulaba la eficiencia microeconómica de las empresas. Aquí, nuevamente el balance parece ser negativo. Por un lado, se impulsó la instalación de plantas sin mayor atención a los costos de inversión y operativos, ya que éstos se financiaban vía transferencias o se traspasaban al mercado interno vía precios.

Si bien en México, Brasil y Argentina hubo un importante crecimiento de las exportaciones durante los años 1980, las especiales condiciones en que se dio ese proceso (persistencia de precios favorables para las materias primas, protección del mercado doméstico que permitía subsidiar las exportaciones con las ventas locales, altos precios internacionales en la segunda mitad de la década y tipos de cambio elevados en buena parte del período) y el hecho de que se tratara en lo esencial de una respuesta a la imprevista desaceleración del ritmo de crecimiento de la demanda interna (obligando a exportar para evitar una excesiva penalización de costos por operar debajo del umbral mínimo de utilización de capacidad), no llevaron a un efecto "virtuoso" en términos de eficiencia microeconómica, aunque en algunos casos se reportaron mayores esfuerzos en materia de calidad y costos derivados de este vuelco hacia la exportación.

Al menos para el caso argentino se cuenta con evidencia de otra "omisión" del régimen regulatorio: el escaso cuidado por prevenir los efectos nocivos de la IPQ sobre el medio ambiente (López y Chidiak, 1995). No hay motivos para suponer que en Brasil o México las cosas hayan sido muy diferentes.

Otro argumento crítico a considerar se vincula con la ejecución de los proyectos programados o asistidos por el Estado. Aquí, el caso más patético es el del polo petroquímico de Bahía Blanca en Argentina, donde se preveía la construcción de una planta madre productora de etileno, una separadora de gases y una serie de plantas satélites. La planta madre estuvo lista para funcionar en 1977, pero demoras en la separadora de gases hicieron que en 1981 se pusiera en marcha. En ese año se inauguraron también dos plantas de polietileno, una de ellas no prevista en el diseño original del polo. Las demás plantas demoraron su inauguración hasta 1986-1987 -crisis de endeudamiento -, creándose de ese modo excedentes de etileno que debieron ser exportados. A partir de 1987, dado que las capacidades de las plantas satélites instaladas excedían a las consideradas para calcular los requerimientos originales de etileno, se pasó de exportar dicho producto a importarlo, para cubrir las demandas adicionales (López, 1994).

Sin llegar a este extremo, tanto en Brasil como en México existió una distancia entre la planificación y su concreción, especialmente en los años 1980. En Brasil, el polo petroquímico de Triunfo quedó incompleto. En tanto, en México PEMEX debió suspender inversiones programadas para abastecer a las empresas petroquímicas situadas aguas abajo y en general se desaceleró la actividad inversora. En ambos casos, la responsabilidad de estas fallas se atribuye la crisis fiscal y financiera de los respectivos Estados y al general contexto hostil derivado de la evolución macroeconómica de toda la región (Erber, 1995 y Unger, 1995).

Cabe examinar el grado de consistencia y coordinación entre los distintos instrumentos y agencias de la política estatal. La mejor evidencia en esta materia parece haberse alcanzado en el caso brasileño, donde, a diferencia del caso argentino -en México parece haberse dado una situación intermedia-, existió una política estructurante que articuló los distintos instrumentos usados y que fue regida por un proyecto global de industrialización. En el caso argentino ni siquiera fue posible asegurar que los distintos organismos estatales involucrados en el sector actuaran coherentemente, en lo cual tuvo bastante que ver la separación entre las firmas estatales que proveían materias primas para el sector y las que producían básicos petroquímicos. Por otro lado, estas últimas operaron con la lógica de la rentabilidad privada, no transfiriendo hacia adelante los subsidios que recibían en la materia prima (López y Chidiak, 1995).

Por otra parte, las empresas petroquímicas en los países en desarrollo (PED) destinan un bajo porcentaje de sus ventas a actividades de I&D y su pequeño importe induce una dispersión de los esfuerzos en la materia. En general, aquéllas recorrieron la trayectoria natural en tecnología de procesos -optimización y debottlenecking- y, en el caso de las productoras de bienes finales -y fundamentalmente en Brasil-, avanzaron en adaptaciones de productos, incorporación de nuevos grades y aplicaciones, asistencia técnica a clientes, etc., aunque el bajo grado de competencia prevaleciente en los mercados internos no propiciaban esfuerzos importantes en esos campos. Las exportaciones incrementales de los años 1980 no parecen haber tenido un efecto estimulador de mayores esfuerzos tecnológicos en los PED. Las empresas más dinámicas trabajaron con plantas piloto y simulación de procesos y sólo algunas se plantearon proyectos más ambiciosos, tales como desarrollo de catalizadores o avance hacia especialidades.

Las filiales o firmas asociadas a ET dependen de su casa matriz, no sólo para recibir la tecnología involucrada en nuevos proyectos sino también para asistencia y supervisión de la producción, etc. . Las firmas de capital nacional -especialmente las que tienen participación accionaria del Estado- desarrollan localmente más actividades tecnológicas que las ET (en especial aquéllas que carecen o perdieron a su socio tecnológico) y, en Argentina, tienen mayor participación en convenios con instituciones oficiales (López, 1994). En Brasil y México, en cambio, las relaciones tecnológicas "extra-muros" son limitadas, existiendo poca colaboración en las universidades y centros de investigación oficiales.

En el caso brasileño, el esquema tripartito tiende a la formación de firmas monoproductoras y limita el aprovechamiento de los gastos de I&D. De todos modos, las empresas brasileñas parecen haber alcanzado un grado relativo de autonomía tecnológica, muchas han creado centros propios de I&D y han adquirido un importante acervo de procedimientos, técnicas, informaciones y conocimientos que no sólo garantiza la operación eficiente de las plantas existentes sino que también ha posibilitado la venta de algunos desarrollos tecnológicos propios en terceros países y el avance de algunas firmas hacia especialidades (Erber, 1995).

Las actividades tecnológicas de las empresas mexicanas se orientan principalmente hacia el mejoramiento en la eficiencia de los procesos (disminución de desperdicios, cadenas más cortas, aumento en la utilización de la capacidad instalada, etc.) más que al desarrollo de productos nuevos. En tanto, las compañías privadas no sólo dominan las tecnologías con las cuales operan, sino que también han desarrollado proyectos propios para avanzar en áreas tecnológicamente complejas como las especialidades. Por otro lado, las empresas de mayor tamaño se han caracterizado por realizar gastos en I&D en mayor proporción que los restantes y, por ende, han podido encarar estrategias tecnológicas más agresivas (Unger, 1995).

En el caso argentino resalta la ausencia casi total de proyectos donde el proveedor de tecnología se convierte en socio de la compañía local, lo cual puede llevar a suponer que estas últimas enfrentan mayores necesidades de desarrollar actividades tecnológicas que sus pares de Brasil o México. Sin embargo, las empresas argentinas parecen ser las que menos recursos dedican, en promedio, a actividades de I&D -casi ninguna tiene un área dedicada específicamente al tema-, siendo consecuentemente menor el techo de las trayectorias tecnológicas detectadas. En general, son las empresas estatales las que aparecen como las más dinámicas en materia tecnológica (López y Chidiak, 1995).

En general, en los PED se detecta una limitada asimilación efectiva de la tecnología importada en lo que hace a procesos y principios básicos; el aprendizaje se ha centrado en ingeniería de detalle, montaje y operación. El caso brasileño parece ser el de mayor avance en el proceso de aprendizaje, estimulado por las exigencias -contenidas en los marcos regulatorios- de índices mínimos de nacionalización en la provisión de equipos y tecnología, así como de apertura del paquete tecnológico por parte del socio extranjero. En consecuencia, las empresas locales llevaron adelante proyectos de aumentos de capacidad con ingeniería propia y han logrado reducir las cláusulas restrictivas en los contratos de transferencia, a la vez que se ha avanzado en "desempaquetar" contratos, y lograr mejoras en aspectos tales como entrenamiento del personal, participación en el diseño de las plantas y entendimiento de los principios básicos de los procesos, etc.. De todos modos, los resultados de este proceso están sujetos a discusión.

En contraste, en Argentina desde el Estado no se ha intentado estimular el desarrollo de capacidades tecnológicas locales. No se formularon planes efectivos para las instituciones del sistema científico tecnológico vinculadas con la IPQ, ni tampoco se diseñaron políticas de apoyo (crediticio, impositivo, etc.) para que las empresas aumenten sus gastos en I&D. Sin embargo es éste el único caso en donde parece haberse desarrollado un modelo de vinculación entre instituciones de investigación oficiales y el sector productivo con resultados bastante exitosos, especialmente en materia de capacitación de personal técnico y profesional y provisión de servicios y asistencia técnica en diversas áreas para las compañías. De todos modos, en el contexto argentino se trata más de un hecho aislado que un producto de decisiones globales de política pública (Chudnovsky et al, 1992).

En comparación con el caso brasileño, las empresas argentinas parecen tener un menor grado de involucramiento con el proyecto de desempaquetar los contratos tecnológicos, resultando mucho más habitual el recurso a compras de planta llave en mano, aún en empresas que ya tienen experiencia operativa en el sector de varios años; probablemente, la ausencia de una legislación estatal que imponga requisitos de aumento del contenido tecnológico local en los proyectos petroquímicos explique buena parte de las diferencias del caso argentino vis a vis el de Brasil.

En el caso de México, no existieron mayores estímulos para el desarrollo tecnológico endógeno, favoreciéndose la importación de tecnología (Mattar, 1994). La transferencia de tecnología se efectuó principalmente en base a participaciones societarias, siendo menor la incidencia de acuerdos de licencia o know how puros (Gutierrez R, 1991). Por otro lado, ha habido un importante desarrollo de capacidades locales en el campo de ingeniería de detalle, el cual, aparentemente, se vinculó menos con las políticas estatales que con la lógica empresarial de algunas compañías de ingeniería locales (Cortés y Bocock, 1984).

Para la visión ortodoxa, la promoción de un sector tan intensivo en capital como el petroquímico constituyó un "error" de la experiencia de la Industria de Sustitución de Importaciones (ISI) en América Latina, especialmente en los casos de países sin recursos naturales abundantes. Podría esperarse, en consecuencia, que en el nuevo contexto de desregulación y apertura comercial los recursos invertidos en la IPQ se dirigieran hacia áreas con ventajas comparativas genuinas.

La eliminación del aparato regulatorio que sustentó el desarrollo de la IPQ en América Latina comienza en los años 1980. Los procesos de reforma incluyen como elementos esenciales la eliminación o recorte de las transferencias vía precios de las materias primas y mecanismos de promoción fiscales y crediticios, la apertura comercial -incluyendo acuerdos de integración comercial con países vecinos- y la privatización de las firmas de propiedad estatal.

La forma y tiempos en que se realizó esta desregulación estuvieron fuertemente influídos por las características del antiguo régimen en cada caso, la configuración previa del sector, así como por el desarrollo de los procesos de ajuste y reformas estructurales iniciados por la misma época en las economías latinoamericanas. México fue pionero en esta última materia, mientras que el caso argentino es donde dichos procesos asumieron características más drásticas, en velocidad y magnitud.

La evolución de las principales variables macroeconómicas también ha tenido fuerte influencia sobre la evolución sectorial. Tanto Argentina como México consiguieron una estabilización de sus índices inflacionarios en los años 1990, mientras que en Brasil recién en los últimos meses parece haberse conseguido reducir de modo significativo la inflación. En tanto, mientras que el crecimiento mexicano fue moderado en lo que va de la década de este nuevo siglo, la economía argentina atravesó un período de gran dinamismo, para convertirse en una crisis recientemente.

En Argentina el mercado de hidrocarburos se encuentra totalmente desregulado y con una oferta (incluidos su procesamiento y transporte) concentrada exclusivamente en manos privadas; los precios domésticos de las materias primas petroquímicas se negocian, consecuentemente, a través de contratos privados y están alineados con los internacionales. La generación, transporte y distribución de energía eléctrica también ha sido privatizada.

En contraste, en Brasil y México la provisión de materias primas para el sector continúa en manos del Estado; en consecuencia, sus precios están aún sujetos a decisiones políticas. La privatización ha sufrido algunas demoras -en el caso de Brasil, a partir de las discusiones sobre la necesidad de mantener a Petrobras como socio dentro del sector y las dificultades que supone la herencia del modelo tripartito en este sentido- o no ha avanzado en absoluto -en México -.

En general, la liberalización comercial, con distintos grados de velocidad en cada caso, ha sido amplia en los países de América Latina y al presente las tarifas se hallan relativamente alineadas con las de EEUU y la CEE. Los regímenes de promoción a la inversión fueron eliminados o bien recortados drásticamente en sus alcances. Lo mismo ha ocurrido con las regulaciones sobre la inversión de las empresas privadas -incluidas las extranjeras- en el sector. De todos modos, es preciso señalar que incluso en el caso argentino, donde la liberalización y desregulación ha sido más extrema, los gobiernos han mostrado la voluntad de no dejar "desaparecer" a la IPQ, a través de diferentes instrumentos de política comercial, impositiva.

El efecto más visible de los cambios en el contexto de desenvolvimiento de las empresas fue una combinación de elevación de sus costos y caída en los precios domésticos y de exportación, lo cual obviamente repercutió negativamente sobre los indicadores de rentabilidad empresarial. La reacción de las compañias tuvo como primer eje la racionalización y reestructuración operatoria, mediante la disminución de personal, la reorganización del organigrama corporativo, esfuerzos de optimización de procesos, debottleneckings, etc., con las consecuentes ganancias de productividad. Las áreas de calidad y asistencia a clientes parecen haber sido atendidas con mayor énfasis que en el pasado, al tiempo que se ha progresado en la gestión ambiental -muchas veces con efectos "virtuosos" a nivel de costos-, respondiendo a presiones tanto externas como internas. En tanto, hubo pocos casos de cierre de instalaciones productivas, y cuando esto ocurrió, se trataba de instalaciones antiguas, de baja escala y con problemas ambientales.

Más allá de los efectos positivos "asignativos" y de la reducción de externalidades negativas -de precios y ambientales-, el balance de la reconversión sectorial en términos dinámicos es menos claro. Un dato común en los países latinoamericanos fue la desaceleración del ritmo de inversión. Al mismo tiempo, el "techo" tecnológico del sector parece haber bajado. Por un lado, la racionalización parece haber afectado a las ya escasas actividades de I&D realizadas in house. En tanto, en Brasil se abandonaron, recortaron alcances o suspendieron los proyectos estatales de impulso a actividades tecnológicas. Los empresarios locales no demuestran pesar por esta situación, lo cual lleva a resaltar la importancia de diferenciar si el proyecto de desarrollar una capacidad tecnológica endógena era de la burocracia estatal o de los empresarios. Finalmente, los proyectos de avance hacia especialidades -que habían alcanzado mayor dimensión en Brasil- se han visto generalmente detenidos. La apertura parece haber tenido como efecto el de confirmar a las empresas en estrategias basadas en los productos maduros (Erber, 1995 y Unger, 1995) .

El nuevo contexto de mayor competencia y menores transferencias hacia la IPQ ha obligado a las empresas a racionalizar sus estructuras, y a mejorar la eficiencia de los procesos y la calidad de sus productos. En consecuencia, es evidente que ha mejorado la eficiencia asignativa y que los recursos humanos y físicos están mejor utilizados; en este sentido, el proceso de reformas parece haber contribuido a solucionar el denominado problema de eficiencia.

Desde el punto de vista de las empresas privadas, la posibilidad de continuar con el proceso de desarrollo local de la IPQ en América Latina debe, necesariamente, pasar por el surgimiento de modos de coordinación y la recreación de mecanismos de transferencia que reemplacen a los que garantizaba la vieja regulación estatal. Al mismo tiempo, es necesario que las empresas locales alcancen una escala corporativa suficiente como para competir adecuadamente con la producción extranjera.

En esta dirección, las variantes que se abren son diversas, dependiendo de la configuración previa del sector, los actores privados existentes y el grado de participación accionaria que conserve el Estado. La integración vertical es una de las alternativas más obvias. En este escenario, se pasaría del modelo de integración vertical intrarama (polo petroquímico) al esquema de integración vertical intrafirma, sobre la base de, al menos, cuatro consideraciones: la necesidad de que las empresas del sector continúen beneficiándose con el traslado de la renta primaria petrolífera y gasífera, la importancia de la formación de empresas petroquímicas de mayor tamaño que el actual, la presencia de fuertes economías de transacción y la necesidad de asegurarse la disponibilidad de materias primas. En Argentina este camino ya ha comenzado a ser recorrido; dos grandes grupos privados -uno de ellos formado a partir de la privatización de la petrolera estatal YPF- que dominan o tienen fuerte presencia en el mercado de hidrocarburos han quedado como los líderes dentro del sector (López y Chidiak, 1995).

En Brasil y México la alternativa de la integración vertical ha sido menos recorrida, en el primer caso, por la forma en que se realizó el proceso de privatización - fragmentando más que concentrando la propiedad accionaria y sin solucionar la debilidad fundamental del modelo tripartito (plantas de escala internacional pero empresas sin escala internacional)- y en el otro porque PEMEX no ha desincorporado sus complejos al sector privado (Erber, 1995 y Unger, 1995).

Teniendo en cuenta las restricciones para integrarse hacia atrás, los grupos mexicanos han avanzado en la integración hacia adelante, estrategia en la que se encuentran bastante consolidados. En tanto, en Brasil, si bien hay conciencia en las empresas privadas sobre la necesidad de moverse hacia crecientes niveles de integración y tamaños mayores de firma, vía fusiones por ejemplo, parecen predominar hasta el momento las estrategias de conflicto antes que las de cooperación. En ambos países, la falta de integración y el escaso tamaño de los conglomerados locales son citados explícitamente como desventajas competitivas para el desarrollo de la IPQ (Erber, 1995 y Mattar, 1994). De todos modos, en el caso de Brasil no debe descartarse que con la finalización del proceso de privatización y eventuales cambios accionarios en las empresas ya privatizados, se consolide la presencia de algun conglomerado (por ejemplo, el grupo Odebrecht).

Al presente, el escenario de la reestructuración sectorial estaría más claro en el caso argentino, donde parece estar gestándose una nueva estructura regulatoria privada. Es allí, consecuentemente, donde algunos puntos de la agenda futura de las políticas públicas para la IPQ parecen hallarse mejor definidos.

A futuro, en relación con la expansión de la capacidad instalada en el sector, hay al menos dos consideraciones presentes: la incertidumbre y el financiamiento. La primera abarca múltiples aspectos: ritmo de crecimiento de la demanda doméstica, evolución del mercado internacional, la sustentabilidad del proceso de reformas, precios y disponibilidad de materias primas, eventual existencia de proyectos competitivos, etc.. Los tres primeros no son directamente controlables. El cuarto se resolverá de distinto modo según el grado que alcance el retiro del Estado en cada caso; mientras que en Argentina esto se resolverá de modo privado, en Brasil y México el Estado todavía juega un papel importante al respecto.

En cuanto al financiamiento, el principal interrogante pasaría por la posibilidad de que las empresas locales con experiencia en el sector continúen invirtiendo en condiciones mucho menos favorables por la desaparición parcial o total de las políticas estatales de promoción. Esta pregunta se torna crucial si tenemos en cuenta que, para la propia sustentabilidad del programa de reformas, es imprescindible una respuesta inversora fuerte.

No puede descartarse que algunos agentes económicos privados lleguen a realizar las enormes inversiones que implica aumentar la capacidad instalada en el sector . En ese caso, el papel del Estado estaría limitado al de un custodio defendiendo a la industria frente a la competencia desleal externa, utilizando la legislación sobre defensa de la competencia para evitar abusos de posiciones dominantes en el mercado interno -con el objetivo de preservar las externalidades en materia de precios que son centrales para la competitividad de los usuarios de esta industria clave- y aplicando la legislación ambiental para reducir las externalidades negativas en lo que hace a la contaminación.

Sin embargo, es probable que las inversiones en cuestión no lleguen a plantearse sin alguna asistencia estatal y esto pone nuevamente sobre el tapete la discusión sobre un posible rol para el Estado más allá de las mínimas regulaciones mencionadas. Consecuentemente, aún habría lugar para un Estado desarrollista, pero ni la experiencia del pasado ni las condiciones presentes parecen permitir tal posibilidad. En ese sentido, Rodrik (1993) señala la necesidad de "crear un nuevo esquema de interacciones entre el gobierno y el sector privado, que provea un marco de estabilidad y predictibilidad en las políticas, desaliente las actividades de rent-seeking y mejore la habilidad del gobierno para disciplinar al sector privado. En otras palabras, el cambio que se necesita no es sólo en las políticas sino en el policy making". Cómo hacerlo es el gran interrogante que sólo va a empezar a develarse a través de un mejor conocimiento de lo que está ocurriendo en el sector privado y del surgimiento de nuevos enfoques en materia de políticas públicas para el sector manufacturero.

Al presente, en Corea y Taiwan se presentan dilemas de política pública que en buena medida son un paradójico resultado del éxito de la promoción estatal para el desarrollo de la IPQ. Los grupos privados criados al amparo del viejo régimen regulatorio son ahora poderosos, invierten masivamente y han avanzado en materia de I&D; consecuentemente, se muestran renuentes a aceptar un Estado que pretenda continuar con el rol desarrollista que asumió en el pasado (Kim, 1994, Chu, 1994; Evans, 1995). Sería deseable que en los países de América Latina se planteen ese mismo tipo de problemas en el futuro.

La escala de las instalaciones petroquímicas modernas, tiende a ser cada vez mayor y pareciera que no existen límites que la tecnología de punta no sea capaz de superar.

La escala cada vez mayor es obvio que conlleva economías que mejoran la competitividad de las empresas, pero limita la participación de nuevos contendientes por su intensividad de capital; asimismo, tiende a provocar ciclos recesivos en la industria, cada vez mas profundos y más frecuentes, aunque se tiene que aceptar que esta industria requiere de masa crítica para competir.

Desde principios de los ochentas, se ha presentado un fenómeno de suma trascendencia para la industria petroquímica mundial. Las empresas petroleras han incursionado en la petroquímica para capturar el mayor valor agregado posible del que puede disfrutar un productor de petroquímicos de bajo costo en una industria integrada. Dicho fenómeno promueve cada vez más, la creación de alianzas entre empresas petroleras y petroquímicas que garanticen la mejor posición de costo para competir; por fortuna la contribución de empresas petroquímicas mediante tecnología avanzada y posicionamiento de mercados evitan en la mayoría de los casos, que se conviertan en meros espectadores de su destino.

Para ejemplificar la firme incursión de empresas petroleras en la petroquímica se puede mencionar que en las 7 transacciones mas importantes durante 1998 y que sumaron 156,000 millones de dólares, participaron 8 empresas petroleras, destacando Exxon, Mobil, Amoco, Bp, Petrofina y Total. Recientemente se ha anunciado que otras dos petroleras, Chevron y Texaco, planean fusionarse incluyendo obviamente sus operaciones petroquímicas (Oil & Gas Journal, 2002)

Para competir ya no es sólo suficiente el ser un productor de bajo costo en la petroquímica; hoy resulta indispensable, en una industria globalizada, lograr la mayor concentracion posible de líneas de negocios en común entre competidores, dando como resultado un menor número de jugadores, pero con mayor capacidad para competir en los mercados regionales que hoy se están definiendo con mucho mayor claridad.

Los tres conceptos antes mencionados, conjuntamente constituyen el modelo que se ha conformado y consolidado en la industria petroquímica a nivel internacional. Pareciera contradictorio el que dicho modelo, indispensable para competir, sea cuestionado por las instancias gubernamentales de los diferentes paises, que vigilan las acciones entre competidores. Probablemente, no ha trascendido suficientemente, que en una industria globalizada como la petroquímica, los límites que determinan las fronteras entre los países con economías de libre mercado, no representan más un obstáculo para que los mercados interactúen sin la influencia reguladora de los gobiernos.

 Este modelo se ha consolidado no solo para la industria de derivados del etileno, sino también en el resto de las olefinas y los aromáticos, a través de alianzas estratégicas realizadas durante los últimos diez años en la economía mundial.

Toda esta información tiene derechos de autor por parte de la Universidad donde se presentó el examen profesional, usarla puede acarrear actos de piratería y fraude académico.