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MMAAEESSTTRRIIAA EENN AADDMMIINNIISSTTRRAACCIIÓÓNN DDEE
EEMMPPRREESSAASS MMBBAA FFUULLLL TTIIMMEE
2012 - 2013
GERENCIA INTERNACIONAL
CCAASSOO:: Corporación de Petróleo y Gas Natural de la India
DDOOCCEENNTTEE:: MMAANNUUEELL OOLLAAVVEE SS.. PPhh..DD..
CCoocchhaabbaammbbaa –– LLaa PPaazz,, SSeeppttiieemmbbrree 22001122
EEll CCaassoo ttiittuullaaddoo:: OONNGGCC IINNDDIIAA;; IINN SSEEAARRCCHH OOFF AA NNEEWW GGRROOWWTTHH SSTTRRAATTEEGGYY,, pprreeppaarraaddoo ppoorr PPrrooffeessoorr KKaannnnaann
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ONGC India: En busca de una nueva Estrategia de
Crecimiento
Preguntas para el caso
1. Evalúe la situación de la industria de Petróleo y Gas en la India
2. ¿Cuál ha sido el impacto de la nueva ley petrolera NELP en el
desarrollo de la industria petrolera y de gas natural?
3. ¿Cómo transformo Raha a la ONGC? ¿Cuáles fueron los criterios
estratégicos para los cambios?
4. ¿Qué elementos de la estrategia de Raha esta usted de acuerdo o en
desacuerdo? ¿Por qué?
5. ¿Por qué Raha perdió su puesto? ¿Esta usted de acuerdo con esa
decisión?
6. ¿Qué lecciones aprendió del caso para la formulación de estrategia?
1
ONGC INDIA: EN BUSCA DE
UNA NUEVA ESTRATEGIA DE CRECIMIENTO
R.S. Sharma estaba encantado de escuchar las noticias de su confirmación como nuevo
Presidente y Gerente General (CEO) de la Corporación de Petróleo y Gas Natural (ONGC). Él
había sido testigo de la vertiginosa caída de la relación entre el presidente de la Corporación y el
Ministro de Petróleo del Gobierno de la India. La fricción se enfocó en los desacuerdos sobre la
futura dirección estratégica de la empresa, y le costó el puesto de Presidente y Gerente General
Subir Raha. Sharma tomó el timón de la empresa tras la partida de Raha como CEO interino.
Se atribuyó a Raha una gran transformación del gigante del sector público desde 2001 al
2006. Durante ese periodo, las ventas en ONGC subieron de $5.7 billones a $12.7 billones de
dólares y las ganancias subieron de US$1.6 billones a US$3.5 billones1. El 2007, la empresa
figuraba como la mejor empresa de exploración y producción en Asia, tercera entre las empresas
del mismo tipo del mundo, y 23ra entre las empresas de energía del mundo en el ranking de las
250 mejores Empresas de Energía Global de Platts.
Raha había articulado una audaz visión para recrear la ONGC como una empresa
integrada y con un portafolio internacional de activos tanto en el lado de exploración como en el
de la refinación. La empresa había capitalizado rápidamente en las nuevas credenciales de la
India en los mercados internacionales para comprar activos en diversos países diseminados por
todo el mundo, y se había dado modos de conformar una estructura organizacional integrada,
incluyendo la comercialización. Sin embargo, la producción de crudo se había estancado
alrededor de los 30 millones de toneladas al año, y, a pesar de una significativa inversión en
exploración, la ONGC no había sido capaz de hacer hallazgos considerables. El Ministerio de
Petróleo se preocupó de que la ONGC no estuviese cumpliendo con sus objetivos de base que
claramente enfatizaban su rol central en la exploración y explotación de las reservas de energía de
India, y estaba en lugar de ello lanzando nuevas iniciativas que la alejaron de su propósito
central. Esto fue el comienzo de grandes diferencias entre la administración y el ministerio.
Después de asumir el cargo de CEO interino en Mayo del 2006, Sharma aseguró a los
accionistas que “El rico legado del señor Subir Raha continuaría, y se harían todos los esfuerzos
para llevar a la organización a la gran cumbre que el señor Raha había visualizado. La
transición será serena, manteniendo la cultura de rendimiento, en cooperación con todos los
accionistas.” Ahora que él había sido confirmado como el nuevo CEO de la ONGC, aún quedaba
por ver si el votaría por continuar el curso o realizar correcciones. La presión para ver un mejor
rendimiento en la exploración y la producción aumentaba, y había señales visibles de que las
incursiones en la refinación, venta al detalle, y los mercados mundiales que Raha había diseñado
estaban en riesgo. El rol de Sharma sería el de escribir el próximo capítulo de la estrategia de la
empresa.
1 Billon en los EEUU equivale a mil millones
2
El Panorama de la Exploración y la Producción en India
La Valoración del Petróleo Mundial del 2006 del U.S. Geological Survey reportó que la India
tenía alrededor de 5.4 billones de barriles de reservas probadas y alrededor de 10.6 billones de
barriles de depósitos sin descubrir. Aplicando las tasas de consumo del 2006, se determinó que
estas reservas durarían solo 20 años. Dada la tasa de crecimiento proyectada de la economía de
alrededor de 7% a 8%, se esperaba que la demanda excediera la oferta mucho antes. Los
observadores de la industria esperaban que India se convirtiera en el cuarto consumidor de
energía más grande del mundo el 2010. (Vea en el Apéndice 1 una representación gráfica de la
estructura del negocio del petróleo y el gas en India.) Ya era el sexto consumidor más grande el
2006, y ya importaba el 70% de sus necesidades de petróleo mayormente de Nigeria, Arabia
Saudita, Kuwait, e Irán. La competencia por nuevas reservas se intensificaba en todo el mundo,
exacerbada por la también urgente necesidad de más petróleo de China para satisfacer su propia
economía.
La búsqueda de petróleo en India comenzó en 1866 en la región Upper Assam ubicada en
el noreste del país. El primer hallazgo fue realizado en 1889 en Digboi, una región que continúa
produciendo hoy en día, a pesar de hacerlo a niveles muy marginales. Podría decirse que es el
campo de producción continua más antiguo del mundo. Con el tiempo, este descubrimiento fue
seguido por otros hallazgos: Off shore en Bombay (ahora llamado Mumbai), la cuenca Krishna-
Godavari (KG), Rajasthan, y la cuenca Cauvery. (El Apéndice II muestra las ubicaciones
geográficas de las mayores reservas y sitios potenciales de India). En 1997, el gobierno se dio
cuenta de que se necesitaba tecnología de avanzada y recursos financieros sustanciales para
explorar en las áreas geográficamente desafiantes que quedaban, y por lo tanto decidieron abrir el
sector de Exploración y Producción a empresas privadas locales y del extranjero. La Nueva
Política de Licenciamiento de la Exploración (NELP) fue promulgada en 1997 para atraer al
capital y la tecnología. El Apéndice III identifica las características sobresalientes del programa
NELP.
ONGC dominaba el negocio de exploración y producción en India, con el 57% de las
licencias de exploración cubriendo más de 588 mil km2. Cubría casi el 80% tanto del petróleo
interno como de las reservas de gas natural de India. El campo Mumbai High situado offshore en
el Golfo de Cambay fue un descubrimiento conjunto de India y Rusia. Considerado como el
orgullo de los esfuerzos de exploración y producción de India, Mumbai High producía alrededor
de 400,000 barriles por día en su auge en 1989, y luego empezó a declinar. ONGC invirtió
grandes sumas de dinero en nuevas tecnologías para aumentar la tasa de recuperación de estos
campos, pero, a pesar de sus mejores esfuerzos, la recuperación rondaba alrededor del 26% al
28% comparado con las tasas promedio mundiales del 40%.
Raha invirtió sumas sustanciales para lanzar y sostener un programa de aguas profundas,
entre los más grandes en el mundo. El programa Sagar Samriddhi (traducido aproximadamente
como auto-suficiente desde el océano) costó más de $2.5 millones por día y se esperaba encontrar
alrededor de 11 billones de toneladas de petróleo en las aguas del este y las costas oeste de India.
3
Sin embargo, el programa fue mediocre en términos de hallazgos con 11 pozos secos en un
periodo de tiempo corto. Raha observó, “Perforar pozos secos es una experiencia enriquecedora.”
Los hallazgos en la cuenca Krishna-Godavari, la cuenca Cauvery, y los hallazgos en Panna y
Mukta, ambos en el Mar Arábigo, no colmaron las expectativas del ambicioso programa.
El Anexo I muestra los descubrimientos más grandes reportados bajo el programa NELP.
A pesar de que algunas empresas nuevas y relativamente pequeñas han tenido éxito en la
India, los principales empresa petroleras internacionales estuvieron ausentes. Por ejemplo,
cuando se abrió la licitación por NELP Ronda VI el 2006, el Director General de Hidrocarburos
recibió ofertas de 135 empresas, incluyendo las de algunas empresas grandes como BP, Total, y
Eni. Sin embargo, cuando se anunciaron los ganadores, ninguna de las grandes empresas estaba
en la lista. Algunas de las grandes empresas extranjeras se quejaron de que era imposible igualar
los términos y condiciones que los ganadores de la licitación habían ofrecido.
Exhibit I. Discoveries Made in India ('99-00 to '06-07)
No. Of Discoveries
Name of Company Oil Gas Relinquished Total
Commercial
Approved
Development
Approved
Under
Evaluation
Cairn Energy 19 4 1 22 9 8 13
Reliance Industries
Ltd. 9 20 0 23 9 2 14
ONGC 0 5 0 5 0 0 3
Guajarar State
Petroleum 4 2 0 6 0 0 6
Essar Oil Ltd. 1 0 0 1 1 0 0
Focus Energy 0 1 0 1 0 0 1
BG Exploration 1 0 0 1 0 0 1
Niko Resources 0 5 0 2 2 2 0
Hardy 0 1 0 1 1 0 0
Total 28 35 1 62 21 12 41
4
Uno de los proponentes de una empresa petrolera internacional que perdió la licitación se quejó,
“Las empresas estatales proponen precios agresivos y se espera que ganen la mayoría de los
bloques. Nosotros creemos que algunas de sus propuestas no son económicamente viables. En
algunos casos, la recuperación de la inversión era sólo del 20%...Algunos proponentes
acordaron inclusive compartir el 90% de sus ganancias con el gobierno aún antes de recuperar
sus inversiones.” Los resultados del NELP Ronda VI indicaron que ONGC había ganado una vez
más la porción más grande del lote ofertado.
Cairn Energy fue tal vez el ingreso extranjero más exitoso en India. El descubrimiento de
un millón de barriles de crudo en Rajasthan el 2004 fue el segundo más importante después de
Mumbai High que ocurrió a principios de 1970. Creciendo desde sus raíces escocesas, Cairn
estableció una firme base en India desde que el país abriera sus puertas a la inversión extranjera.
Cairn operaba el campo petrolero privado más grande de India y tenía intereses en 15 bloques en
el país. Con su creciente fortuna, después del hallazgo de Rajasthan, la empresa emitió una Oferta
Pública Inicial de acciones (IPO) que fue un éxito rotundo, atrayendo el interés de otras empresas
petroleras en la región como Petronas de Malasia. Tuvo una alta tasa de éxito en sus actividades
proyectadas y reportó más de $1 billón en ganancias el 2006. Su fuerza se originó en sus recursos
base de tecnología y los hallazgos fortuitos en Rajasthan. Estimó que tenía acceso a cerca de 3.6
billones de barriles de petróleo equivalente. Además de esta propiedad, había estado operando en
la cuenca KG, el Golfo de Cambay, y las sub exploradas regiones del norte del país. Muchos de
estos proyectos fueron empresas conjuntas con ONGC con contratos para compartir la
producción.
Oil India (OIL), una empresa del gobierno de India, fue otra empresa de exploración y
producción presionada en el servicio para ayudar a India a cumplir con sus necesidades de
energía. La empresa se originó como parte de la Burmah Oil Company que operó en Assam al
noreste de India durante muchos años. Mientras que sus hallazgos se limitaron en su mayoría a la
región de Assam, había obtenido intereses en unos cuantos otros bloques en Rajasthan, en la
parte Occidental de la costa, como también en la cuenca KG. También lanzó un programa de
exploración en el exterior adquiriendo intereses en Libia, Gabón, Nigeria, y Yemen. Algunos de
estos activos habían sido adquiridos en forma conjunta con otras empresas del sector público de
India como IOCL y ONGC.
La Indian Oil Corporation (IOCL), la refinería más grande del país, acababa de ser
autorizada por el gobierno para realizar actividades de exploración y producción, tanto en campos
internos como extranjeros. La IOCL no había estado activa en la exploración interna, sin
embargo, habiéndose limitado a sí misma a unos cuantos activos en el noreste de India. Había
realizado propuestas conjuntas con OIL para los bloques en Libia, Irán, y Gabón.
5
Reliance fue el ingreso al sector privado interno más grande en el segmento de exploración y
producción. El Reliance Group estaba entre los más grandes en India con grandes intereses en
petroquímica, telecomunicaciones, ventas al detalle, y varios otros segmentos económicos. Tuvo
resultados sobresalientes en cada esfera de actividad en la que participó. A pesar de ser un
ingreso relativamente tardío al segmento de exploración y producción, Reliance controló los
derechos de exploración en 34 bloques internos y dos propiedades extranjeras en Yemen y Omán.
También fue participante activa en cinco proyectos de metano en el lecho de carbón en India. El
lugar de privilegio en su grupo de exploración y producción pertenecía a sus propiedades en la
cuenca KG fuera de la costa este, donde había encontrado gas en un estimado de 7 trillones de
pies cúbicos, el más grande hallazgo en el mundo el año 2002. Reportó una tasa de éxito del 74%
para todos sus pozos perforados, un logro que permaneció sin igualar en el país. Su incursión en
el sector de exploración y producción fue igualada por un posicionamiento igualmente audaz en
el segmento refinero. Su refinería en Jamnagar en el estado de Gujarat procesaba 660,000 barriles
por día, era la tercera instalación más grande en el mundo. En Agosto del 2007, la empresa
anunció un plan de inversión de $14 billones en los próximos años para intensificar sus
actividades de exploración. Realizó varias sociedades con ONGC, Niko Resources, BG
Exploration, y otras empresas de exploración y producción para reforzar su programa de
exploración en el país. Planeó perforar más de 100 pozos en tres o cuatro años, e inició acciones
para obtener siete equipos de perforación, en su mayoría para uso en aguas profundas.
A pesar de que el Director General de Hidrocarburos (DGH) tuvo la intención de lanzar la
séptima ronda del NELP en Agosto del 2007, el proceso pareció demorarse. Dado el déficit
mundial de equipos de perforación, el Director General de Hidrocarburos sintió que los ofertantes
exitosos no podrían completar los pozos de prueba en el marco de tiempo estipulado en las
propuestas ganadoras. Había otra complicación con respecto a la inviolabilidad de los anuncios
de servicio público. La preocupación surgió del precio que debería cobrarse del gas que sería
producido por Reliance en la cuenca KG. Los términos originales acordados en la licitación
estipulaba que el gas y el petróleo cuando se encontraran debería ser vendidos a los precios de
mercados. Sin embargo, cuando Reliance estuvo lista para producir gas en la cuenca KG, se
encontró con una rígida oposición de las empresas de fertilizantes y las unidades de generación
de energía, dos de los más grandes compradores de su gas, una de las empresas, Anil Ambani
Group, había contado con precios del gas más bajos para alimentar una mega planta de energía
que estaba desarrollando.
El gobierno nombró una comisión de nivel ministerial para examinar la estructura de
precios para el gas de Reliance. Preocupados por las implicancias a futuro de esta política, otros
propietarios de bloques de NELP protestaron airadamente. El Gerente de BG Exploration,
William Adamson, escribió al Secretario (Ministro) del ramo, diciendo que este preludio a una
renegociación de los precios del gas “disminuiría el ritmo de exploración y erosionaría la
confianza de las empresas internacionales en las rondas de propuestas venideras.” El
vicepresidente de la empresa Hardy Exploration Ashu Sagar dijo, “Cualquier acción para
renunciar a los compromisos debilitará la confianza del inversionista, no sólo en el NELP sino
6
también en los contratos en India.” El Gerente Nacional de BP Ashok Jhawar dijo, “Los
subsidios al precio de la energía deberían hacerse al consumidor final; de otra manera, los países
que definieron un precio en pozo irreal para el gas sufrirán de la falta de exploración y desarrollo
puesto que la inversión de exploración tiende a fluir hacia ubicaciones con mayor precio.
El Panorama de la Refinación y el Marketing
India se estaba alistando para un periodo de rápido crecimiento en la refinación. El
gobierno había anunciado planes para aumentar su capacidad de refinación para el año 2012 de
2.6 millones a 4.84 millones de barriles por día-BPD (240.96 millones de toneladas por año). El
2007 tuvo un pequeño exceso de capacidad, consumió 2.2 de millones de BPD y la oferta era de
2.6 millones de barriles por día. Las empresas estatales de India habían entrado en acuerdos de
joint-venture con competidores del exterior del Oriente Medio y cualquier otro lugar para delegar
gran parte de esta capacidad de expansión. Kuwait Petroleum Company, Saudi Aramco, Shell, y
Oman Oil Company fueron unos cuantos de los socios extranjeros que firmaron acuerdos de
construcción con operadores de la refinería India para construir nuevas plantas. Esta explosión en
capacidad claramente enfatizó el potencial de India como un exportador de productos refinados.
Exhibit II. Installed Capacity and Throughput for the Refining Sector
Refinery Crude Throughput ('000 tonnes)
Installed
Capacity
Refiner 1991 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2006
Cap.
Utln
%
IPOCL 23742 33226 33761 35288 37659 36628 38522 41350 93,2
HPCL 9230 11980 12347 12929 13699 14329 14229 13000 109,5
BPCL 6957 8683 8744 8711 8757 9138 10298 12000 85,8
CPCL 5698 6625 6689 6819 7040 8923 10362 10500 98,7
MRPL 6438 5487 7253 10069 11809 12014 9690 124
RPL 26033 29654 30544 32345 34309 33163 3300 100,5
Source: Government of India, Petroleum Statistics 2006,
7
Gráfica 3: Ventas al detalle controladas por el
Estado de empresas downstream IOCL; 38%
BPCL; 25%
HPCL; 25%
IBP; 12%
Fuente: Petroleum Statistics 2006-2007 Ministerio de
Petroleo y Gas , Gobierno de India
La Indian Oil Corporation (IOCL) era la empresa de refinación y mercadeo más grande de
India (R&M). Con un movimiento anual de aproximadamente $51 billones (2006), estaba en el
puesto 135 en el índice Fortune 500 de corporaciones mundiales y en el vigésimo entre empresas
petroleras en todo el mundo. Sus activos se ubicaban en 10 refinerías, una red de oleoductos de
distribución de 9,300 kilómetros, y 11,739 estaciones de gasolina. En años recientes, la IOCL
había decidido incrementar actividades tanto en “downstream” como “upstream”. Ya había
mejorado su capacidad en el área de los petroquímicos, y exportaba volúmenes significativos a
países vecinos en Asia y el Oriente Medio. Expandió su red de comercialización al detalle para
llegar hasta Sri Lanka y su negocio de transporte en las Islas Mauricio, el Oriente Medio, y el este
de África.
La Hindustan Petroleum Corporation Ltd. (HPCL) y la Bharat Petroleum Corporation Ltd.
(BPCL), otras dos grandes empresas controladas por el estado, estaban activas en refinación y
marketing. La HPCL tenía dos refinerías que controlaban aproximadamente el 10% de la
capacidad de refinación del país. Una tercera refinería se encontraba en etapa de planificación.
También había invertido en una acción minoritaria de otra refinería de propiedad del estado, la
Mangalore Refinery and Petrochemicals Ltd. (MRPL). Dada la liberalización de las restricciones
que regían a las empresas controladas por el estado en el país, la HPCL se lanzó en una estrategia
de integración vertical. No sólo estaba expandiendo su potencial de refinación, sino que también
entraba en la arena de la exploración por medio de alianzas con otras empresas.
8
La BCPL fue la tercera refinería de propiedad del estado que administraba dos refinerías, y que
también administraba 2,123 gasolineras. Había evolucionado de la vieja Burmah Shell que fuera
nacionalizada por el gobierno en los 70s. Ésta, también, estaba construyendo una tercera refinería
con una capacidad de 6 millones de toneladas por año en Madhya Pradesh.
Colectivamente, las refinerías controladas por el estado tenían un seguro en la capacidad
de refinación interna. Ellas disfrutaron de un estado de protección por un largo periodo y
construyeron mini imperios tanto en las áreas de refinación como de venta al detalle de la
industria. Sin embargo, la competencia privada ya se avizoraba en el horizonte. Puesto que
muchas de las refinerías estatales eran viejas, no tenían la habilidad de manejar el crudo
complejo, exponiéndolas a riesgos negativos. Esta era un área en la cual los involucrados del
sector privado buscaban ganar una ventaja.
La Reliance Petroleum Ltd. (RPL) emergió como uno de los participantes formidables en
el negocio “downstrean”. Reliance Industries, una de las empresas más grandes de India que hizo
su fortuna en textiles, ovillos de filamentos de poliéster, y petroquímicos asociados, lanzaron a la
bolsa a la Reliance Petroleum Ltd. para establecer una base en el negocio de la refinación. Esto
complementó los esfuerzos que Reliance ya efectuaba en el “upstream”. Tenía una capacidad
instalada de 30 millones de toneladas por año (0.6 millones de barriles por día), convirtiéndola en
la tercera refinería más grande del mundo. Estaba a medio camino de doblar esa capacidad
iniciando trabajos para una segunda refinería que tenía una tasa de complejidad 14 en la escala
Nelson, lo que le permitiría mejorar su capacidad para procesar crudos más pesados, Chevron-
Texaco, una de las principales petroleras del mundo, invirtió el 5% del total de la refinería de
Reliance, y se esperaba que RPL exportara hasta el 40% de su producción refinada para
desarrollar mercados, mayormente en los Estados Unidos.
Históricamente, las inversiones en refinería habían sido el talón de Aquiles de las
empresas petroleras. Las grandes corporaciones integradas en los Estados Unidos y en todas
partes eran renuentes para invertir en la fase de refinación del “downstream” después de haber
sufrido serias pérdidas en el periodo 1980-1990 cuando el exceso de oferta mundial combinado
con la declinación de la demanda eliminaron las utilidades. Las regulaciones ambientales y las
órdenes judiciales han hecho sumamente difícil establecer refinerías en campos verdes en los
Estados Unidos. Las refinerías se habían vuelto particularmente expertas en la reducción de
cuellos de botella y mejoras en la tecnología para aumentar el rendimiento de sus inversiones en
refinerías históricas. Sin embargo, había una periódica capacidad excesiva en el Medio Oriente y
Singapur, dos ubicaciones con fácil acceso de la India.
Algunos observadores de la industria habían pronosticado un exceso promedio en
refinería del 17.5% para fines de la década, aún asumiendo que la masiva capacidad de Reliance
sería mayormente exportada. Los optimistas, sin embargo, anunciaban que la demanda creciente
de India por productos refinados aceleraría a una tasa promedio anual del 4.5%. A esa tasa de
crecimiento las proyecciones indicaban que se necesitaría un incremento sustancial de la oferta
particularmente para el mercado interno.
9
El gobierno de India mantuvo históricamente un Mecanismo de Precios Administrados
(APM) que incluía un complejo sistema de subsidios y precios sombra2 con el propósito de aislar
los precios locales de las fluctuaciones del mercado internacional. Esto implicaba que las
empresas de producción y exploración tuviesen que financiar sus actividades poniendo un precio
más bajo a su producción que los precios del mercado mundial. Se recurrió también a las
refinerías no integradas para apoyar el sistema de precios artificiales y por consiguiente
participaron en los subsidios. El 2002, el país anunció que estaba desmantelando el enfoque
APM, a pesar de que a sólo dos años de hacerlo, el gobierno intervenía nuevamente para
mantener los precios bajos cuando los precios del crudo empezaron a subir rápidamente. Esta
nueva ronda de intervención era menos transparente y más ad hoc. Por ejemplo, los aranceles
aduaneros en la importación de crudo eran fijos en 5%, mientras que el arancel de los productos
refinados importados era del 10%. Esto aseguraba que las refinerías estarían bien protegidas de la
competición extranjera. Se creía ampliamente que las refinerías serían menos rentables si los
precios de mercado fuesen sin restricciones a las importaciones. El año 2006 se reportó que
solamente la ONGC subsidiaba a los consumidores nada más y nada menos que en $1 billón
anualmente, y que las empresas de mercadeo perdían $51 millones por día.
La Corporación de Petróleo y Gas Natural de India
La ONGC evolucionó del Consejo de Administración del Petróleo y Gas Natural creada por el
gobierno de India en 1955 para supervisar la explotación de los depósitos de petróleo y gas del
país. La organización fue originalmente constituida para “planear, promocionar, organizar, e
implementar programas para la explotación de Recursos de Petróleo y la producción y venta de
petróleo y productos de petróleo producidos por ésta. La empresa fue bastante exitosa en sus
incursiones en la exploración y la producción. Descubrió depósitos marítimos en Assam y en
Mumbai High. Contando con la porción más grande de las reservas de petróleo y gas de India, la
ONGC generaba utilidades y estaba entre las más grandes empresas en el país. Reportó ventas de
$19.237 billones y una utilidad neta de $3.929 billones el 2006, convirtiéndola en la empresa más
grande de acuerdo a la clasificación de la “Indian Fortune Global 500”. Subir Raha, quien asumió
el control de las riendas de la empresa el 2001, fue responsable en gran medida de este
crecimiento meteórico. El Apéndice IV brinda información del desempeño histórico de ONGC.
La llegada de Raha a la cima del ONGC fue de hecho ilustrativa. Raha se unió a la Indian
Oil Corporation (IOCL), la empresa de refinación, como un aprendiz de la administración en
1970. Con experiencia en ingeniería electrónica y telecomunicaciones y subsecuentemente una
Maestría en Administración de Empresas de la Universidad de Leeds en Inglaterra, Raha
ascendió por las filas de la IOCL, teniendo varios portafolios que iban desde Recursos Humanos
hasta Mercadeo y Desarrollo del Negocios. Durante su periodo en la IOCL, revolucionó el
mercadeo de combustibles, creando terminales computarizadas para la venta de productos, y
desarrollando el primer concepto de tiendas que atendían durante más horas de la India. También
2 el precio sombra o costo de oportunidad se usa cuando el precio de mercado no refleja el valor real de escasez de
un bien o servicio.
10
supervisó la implementación del más grande proyecto SAP en el Sur de Asia, y fue nominado a la
junta de directores de la empresa. Después de 31 años en la IOCL, incluyendo una corta parada
en el Ministerio del Petróleo siendo transferido temporalmente como el jefe del Consejo de
Coordinación del Petróleo y Gas, él fue elegido para dirigir ONGC, ampliamente considerada
como el agua estancada del negocio petrolero de India.
Vientos de Cambios en ONGC
Cuando Raha llegó, vio una organización que parecía caminar lentamente solamente en base a su
desempeño pasado. En 1999, McKinsey, la empresa consultora norteamericana, predijo que
ONGC pronto se convertiría en una organización enferma, insolvente e irremediablemente sin
posibilidades de continuar en la misma trayectoria. Tenía sistemas deficientes de control
gerencial sobre su estrategia, un grupo competente de personal técnico pero con débil motivación,
y un serio problema con el exceso de empleados. Su portafolio de producción era bastante débil
con Mumbai High sólo dando cuenta aproximadamente del 40% de la producción y otros 14
campos contribuyendo el 35%. El resto de su producción provenía de más de 100 campos. A
pesar de ser rentable, difícilmente había señales de que lograría su máximo potencial.
Raha le dio a la empresa una nueva visión para motivar al personal. Él declaró que la
ONGC cumpliría su rol principal de asegurar la seguridad de energía de la India ubicando
reservas por todo el mundo. Él anunció planes para un proyecto de metano de lecho de carbón
(CBM) en el estado de Bengal Occidental, los proyectos de exploración en aguas profundas en la
cuenca KG, y un redoble de esfuerzos por la subsidiaria ONGC Videsh Ltd. (OVL) de ONGC
para hacer ofertas por superficies fuera de la India. Raha buscó inyectar nueva vida a una
organización pesada y desmotivada.
ONGC, como la mayoría de la organizaciones estatales, tenía una fuerza laboral que
consideraba los incrementos salariales en función de los derechos adquiridos, en vez de hacerlo
mediante la evaluación del desempeño. Esto condujo a una fuerza laboral excedentaria protegida
por leyes laborales arcaicas que evitaban cualquier esfuerzo de la gerencia en implantar un
sistema de recompensa basada en el desempeño. Se anunció un programa de retiro voluntario al
principio de la gestión de Raha, y la oferta tuvo el efecto positivo de reducir las filas en un 10%,
un difícil logro, dadas las circunstancias. Para mejorar el funcionamiento de la organización se
revisaron e implantaron los sistemas de control gerencial y operacional.
El funcionamiento de la organización era obstaculizado por demoras burocráticas en la
aprobación de proyectos críticos, debido al gran numero de firmas de ejecutivos requeridas para
cualquier trámite. Esto desacreditó a la organización, y muchos contratistas de prestigiosas
empresas tecnológicas no participaban en las licitaciones para los contratos de ONGC.
Considerando el largo periodo de gestación para tales licitaciones, las empresas de tecnología
rehusaban someter sus tecnologías de punta al proceso de licitación, por la preocupación de
brechas en el secreto competitivo. Ellas preferían contratos negociados, pero cuando la ONGC
adoptó tales contratos, era constantemente criticada por el Ministerio del Petróleo. Como
11
resultado de estos problemas sistémicos , algunos creían que la ONGC tenía una tecnología
obsoleta con un retraso de 5 a 10 años..
Una de las primeras acciones de Raha como nuevo CEO fue la de renovar toda la
estructura de toma de decisiones de la empresa eliminando las capas burocráticas de
aprobaciones. Raha buscó crear una estructura más horizontal que pudiera tomar decisiones
rápidas. Para lograr este cometido, Raha incrementó los niveles de autonomía de los mandos
medios. Estos cambios dieron como resultado la mejora significativa con respecto al proceso de
licitación. Las nuevas licitaciones se decidieron en unas semanas contrariamente a los meses que
tomaba hacerlo con el antiguo sistema.
Parecía evidente que ONGC tendría que mejorar la calidad de su personal para llevar a
cabo la visión de Raha. Para mejorar el desempeño del personal, la empresa instituyó planes de
incentivos dirigidos a promover la innovación y productividad. Estos incentivos se dirigieron
tanto al desempeño individual como al desempeño de grupo. Se replanteó la estructura
organizacional para permitir decisiones autónomas dentro de las restricciones de propiedad
estatal. También se inició un completo rediseño de todo el proceso de evaluación de desempeño.
El resultado del proceso ganó la certificación ISO 9001 e incluía los elementos mas importantes
de la disciplina de Recursos Humanos: definir metas de desempeño; evaluar y mejorar el clima
organizacional; y desarrollar el liderazgo. También se lanzaron simultáneamente cuatro nuevos
esquemas de recompensa orientados a infundir en la empresa una cultura basada en el premio al
mejor desempeño. La ONGC creó un Instituto para el Desarrollo Gerencial: La Academia
OGNC, para enfocarse en promover el liderazgo de los ejecutivos y entrenamiento técnico para
los empleados.
La empresa también se movió rápidamente para poner sus finanzas en orden. Tenía una
muy pesada carga de intereses e impositiva, en especial debido a los préstamos extranjeros
significativos que debía pagar. R.S. Sharma, el máximo ejecutivo financiero en ese entonces de
ONGC, recomendó que la empresa utilizara sus abundantes pero ociosas reservas de efectivo
para saldar su deuda extranjera. El dinero restante se volvió a invertir en el negocio. Estas
acciones dieron como resultado un ahorro significativo en términos tanto de impuestos como de
intereses. El 2004, el gobierno decidió bajar los precios de una porción de su participación como
estrategia para atraer capital privado a la ONGC. La oferta pública inicial por un 10% de esa
porción rebasó la participación tres veces en un lapso de 20 minutos, un récord para el mercado
bursátil de India. Hacia el 2007, el gobierno de India poseía el 74% de ONGC; la IOCL y la Gas
Authority of India Limited tenían el 7.69% y 2.4%, respectivamente, como resultado de acuerdos
de tenencia; mientras que los inversionistas institucionales, empleados, y el público tendrían las
acciones restantes. El 2007, ONGC representaba el 10% de la capitalización de mercado
representada por la bolsa de Mumbai, el más grande mercado bursátil en el país.
12
Incursiones Internacionales y el Camino de OVL
Cuando Raha asumió el control, la OVL, subsidiaria de ONGC para negocios en el extranjero,
tenía solamente una unidad en Vietnam. Fue originalmente creada en 1996 para tener un
prospecto del petróleo y el gas en mercados extranjeros. Después de todo, India tenía el 15% de
la población mundial pero sólo el 0.5% de reservas de energía, haciendo crucial la exploración en
el extranjero para asegurar sus fuentes de energía. Se dio a OVL el poder de atraer talentos de
ONGC y cualquier otro lugar solamente en base al mérito. El gobierno designó a OVL como la
agencia nodal de India en todas las discusiones de energía bilaterales iniciadas por el gobierno,
dándole con ello un sitial preferencial para dar forma al aseguramiento de energía de la India.
Hacia el 2006, la OVL había invertido $4 billones de su presupuesto de inversión de $5.1 billones
y controlaba 25 empresas en 18 países. (El apéndice V brinda un listado de las principales
subsidiarias de OVL alrededor del mundo.) Su crecimiento fue meteórico, y demostró la
habilidad de alinearse a sí misma con los líderes de la industria como Exxon Mobil en el proyecto
Sakhalin I, Petronas de Malasia en Sudán, y BP en Vietnam. Era también el operador designado
en muchos de los proyectos. Reportó reservas de 206,108 MMTOE (millones de toneladas
métricas de petróleo equivalente) y una producción de 6.34 MMTOE el 2006. La meta era
producir 20 MMTOE el 2010 y 60 MMTOE el 2025.
La OVL formó una empresa conjunta con el altamente exitoso grupo Mittal, la empresa
de acero que tenía un récord envidiable en mercados emergentes ricos en petróleo. Nombrada
ONGC Mittal Energy, esta sociedad nació de una promesa de abrir puertas en mercados
desafiantes usando las relaciones que los Mittal habían establecido al construir su imperio del
acero. A pesar del potencial de esta alianza, la OVL enfrentó una dura competencia internacional
por los campos petroleros.
China y sus empresas petroleras nacionales mostraron un voraz apetito por los
yacimientos, y por lo tanto se enfrentaron contra India y la OVL en varias subastas. Mientras que
China tenía la fuerza financiera en reservas de cambio extranjero para pagar precios altos, la
OVL se vio forzada a confiar en la voluntad y la diplomacia de India. China había mostrado en
forma creciente una habilidad para empaquetar asistencia de desarrollo innovadoramente para
países ricos en recursos en África y cualquier otro lugar como una forma de obtener términos
favorables. La batalla por reservas entre China e India alcanzó una crisis cuando tanto OVL como
la China National Petroleum Company (CNPC) hicieron ofertas por PetroKazakhstan, una
empresa de propiedad de Canadá con activos en la República de Kazakhstan de Asia Central. Se
le permitió a CNPC volver a realizar una oferta después de que todas las ofertas fueron abiertas y,
habiendo ofrecido $4.18 billones, fue declarada como ganadora. A pesar de que también se dio
una oportunidad a OVL de volver a realizar una oferta, la oferta fue sumariamente retirada y se
concedieron los derechos a CNCP. El ministro de petróleo, Mani Shanker Iyer, se quejó, “Los
postes de los arcos son cambiados después de comenzado el partido.” OVL perdió contra CNPC
en Myanmar y contra Sinopec en Angola. Como resultado de esas pérdidas, India y China
forjaron un acuerdo de sociedad bilateral en donde ambos países decidieron cooperar en futuras
13
ofertas. Siguiendo a este acuerdo, OVL y CNPC ganaron una oferta para el 38% de la Empresa
de Producción Al Furat, el más grande productor de petróleo de Siria, y después con Sinopec por
el 50% de Omimex de Colombia.
Un Nuevo Amanecer para ONGC
Raha fue el arquitecto de una estrategia de integración que llamaba por un cambio hacia el
segmento “downstream”. Él quería transformar a ONGC en el primer gigante integrado de India
en el negocio del petróleo y empezó a trabajar para lograr esa tarea. El 2003, se presentó una
oportunidad para implementar esta estrategia en forma de MRPL (Mangalore Refinery and
Petrochemicals Ltd.), un complejo de refinación de propiedad privada que pasaba por malos
momentos debido a los caprichos del sistema de control de precios de India. ONGC adquirió un
71.6% de participación en MRPL por un precio que se creía ampliamente estaba alrededor de una
décima de lo que habría costado construir una refinería con capacidad equivalente desde sus
cimientos. Esto fue seguido por un cambio hacia el lado de venta al detalle cuando el gobierno
abrió las actividades de mercadeo de combustible a nuevos participantes. ONGC obtuvo licencias
para una red de venta al detalle y abrió unas cuantas estaciones de combustibles el 2006. La
propiedad de MRPL significaba que ONGC podía vender su crudo a la empresa a precios
mayores y luego vender productos refinados por medio de sus propias gasolineras. De esa
manera, los subsidios al petróleo que ONGC financiaba se mantendrían dentro del grupo.
La integración vertical fue un enfoque que prometía dar control a ONGC de su propio
destino. Además, le ofrecía a la empresa una flexibilidad más amplia al monetizar sus activos, un
determinante crucial del éxito. Por ejemplo, Cairn India había estado luchando para monetizar su
enorme hallazgo en Rajasthan porque no tenía control sobre la red de tuberías que transportaría
su petróleo al mercado. ONGC fue un socio clave en la empresa de la red de oleoductos y
posiblemente tenía una buena apreciación de lo que podría salir mal si la empresa no tenía control
sobre la cadena entera de hidrocarburos. Raha observó que, “La integración a lo largo de la
cadena de valor de los hidrocarburos no es un asunto de elección para una empresa con un
marcado efecto mundial; es un imperativo –tenemos que exprimir cada centavo disponible de
cada molécula de crudo. Tenemos que convertirnos en parte del ciclo del crudo, del ciclo de
refinación, y el ciclo del producto para sobrevivir cualquier baja en cualesquiera de ellos.”
14
La estrategia de integración vertical tuvo sus críticos. Hubo fuertes quejas de que ONGC estaba
entrando en un área en la que no tenía experiencia –metano de lecho de carbón, generación
subterránea de carbón, generación de energía, LNG, y petroquímicos eran todos territorios
desconocidos para la empresa. La mayor preocupación era que ONGC había perdido su enfoque
en la exploración, la principal razón de su constitución. Mientras muchos otros hicieron grandes
descubrimientos siguiendo a la liberalización, ONGC se había quedado atrás. Irónicamente, los
hallazgos más grandes los hicieron los competidores originados en áreas donde ONGC había
estado activa por varios años.
Algunos expertos de la industria culparon a la organización interna de ONGC y la calidad
de sus geocientíficos por los pobres resultados. A diferencia de los gigantes petroleros que
típicamente empleaban un sistema de varias capas de evaluación, valoración, y toma de
decisiones, en ONGC el equipo con más influencia, a menudo compuesto por el grupo de alta
gerencia o el administrador local, decidía sobre el lugar de perforación. Ausente de un sistema de
verificación y equilibrios, parecía que la empresa confiaba en el poder de unos pocos para tomar
buenas decisiones. La industria usaba una tasa de exploración de 1:2 como un punto de referencia
para evaluar el desempeño de la perforación (perforar 2 pozos para encontrar 1 potencial). El
promedio de ONGC era de 1:4 o 1:5 interno y 1:10 o peor en aguas profundas. Once de sus pozos
15
en aguas profundas en el programa Sagar Samriddhi resultaron estar vacíos, y la producción
general difícilmente alcanzaba 30 MMT por año. “Si uno aplica promedios mundiales, ONGC
debería estar produciendo 80 MMT por año,” dijo V.K. Sibal, el director general de
Hidrocarburos.
Algunos analistas creían que el pobre registro de ONGC se debía a su ineficiente
estructura de análisis de datos. Le faltaba un lugar central de depósito donde se analizara toda la
información de sus pozos potenciales. En lugar de ello, esto se hacía por fragmentos, reduciendo
la flexibilidad y velocidad en la que se podían tomar tales decisiones. Otra consideración
importante era el gasto de contratar equipos de perforación. Puesto que implementar los equipos
cuesta una enorme cantidad de dinero, ONGC no tomaba mucho tiempo para evaluar la
información metódicamente. En vez de ello, se enfocaba en maximizar la utilización del equipo,
comprometiendo de ese modo su habilidad de descubrir petróleo. También había justificado este
enfoque en base al hecho de que había escasez mundial de equipos de perforación, eliminando
con ello la posibilidad de un análisis exhaustivo. En contraste, empresas como Reliance
usualmente firmaban contratos de perforación sobre una base de contratos de trabajo sólo después
de que habían completado una recolección e interpretación de información sísmica exhaustiva. El
2006, ONGC gastó Rs. 3000 crores (aproximadamente US$616 millones) en tres años y había
perforado un número embarazoso de 20 pozos secos. Para complicar más las cosas, la empresa
perdió más de 200 ingenieros, geólogos, y geocientíficos con Reliance, una tendencia que
prometía acelerar aún más.
Raha era ampliamente visto como muy falto de interés por el potencial de petróleo y gas
de India, e inclusive el sitio web oficial de la empresa caracterizaba a los prospectos de India
como “limitados”. En contraste, Bill Gammell, CEO de Cairn India, después de descubrir
petróleo en Rajasthan, observó, “He dicho por años que India tiene mucho por explorar.”
Expresando un punto de vista similar, el Ministro de Petróleo Mani Shankar Iyer observó
“Tenemos 26 cuencas sedimentarias, lo que en términos absolutos es enorme. Pero ONGC, lejos
de ser una empresa debilitada, es una empresa con mucho potencial. Yo quiero que ONGC se
enfoque en su habilidad central. En vez de intentar disimular sus pérdidas en exploración
abriendo bombas de combustible –y peor aún, plantas de fertilizante y plantas de energía- yo
quiero que ONGC me pruebe que su gasto en exploración ha alcanzado un nivel óptimo y que la
próxima rupia gastada sea un desperdicio.”
El combativo Raha apuntó, “No estamos haciendo jabón, textiles, o lingotes de aluminio.
En cualquier proceso dado, se sabe cuáles son los insumos y, si es así, obtendrá acero, vidrio,
jabón o 20 autos circulando o tantos metros de tela. La exploración no es ese tipo de negocio. La
exploración es un negocio de riesgo. Es único. Cuando usted habla de exploración, aceptamos
que ciertos pozos se secarán. Tomó casi 200 pozos secos antes que se establezca la petrolera
North Sea.”
16
Nubes en el Horizonte
“Raha ko jute ki nok pe rakhna hai (Debes mantener a Raha bajo tu zapato),” S.C. Tripathy, el
secretario de petróleo, concluyó a principios del 2006. Raha pareció haber hecho durar demasiado
su bienvenida cuando públicamente se enfrentó con el ministro de petróleo. El ministerio buscaba
nombrar a dos directores a la junta de ONGC, pero Raha hizo conocer públicamente su
descontento y sacó anuncios de página entera en periódicos sugiriendo que el ministro intentaba
dirigir ONGC como su propio feudo. Después de mucha perorata pública, el gobierno retiró a sus
nominados y Raha ganó la batalla, o así pareció. Iyer fue reasignado para encargarse del
Ministerio de Asuntos de Juventudes y Deportes. Sin embargo, cuando fue el momento de
renovar el contrato de Raha el 2006, los ministros más importantes del Gobierno decidieron
dejarlo vencer sin renovación futura, como era la costumbre práctica. Ellos creían que Raha no
tenía la experiencia correcta para la administración en una empresa de exploración y producción,
dada su predisposición con el “downstream” y sus habilidades. Algunos de sus directores creían
que Raha era autocrático y tomaba decisiones unilaterales sin consultar, una tendencia atribuida a
su éxito en los mercados financieros. Al final, el deslucido registro de exploración de ONGC
parecía haber pesado mucho en la decisión de dejar partir a Raha después que su contrato expiró.
Parecía que el futuro de ONGC estaba en riesgo. Había suficiente evidencia para sugerir
que ONGC estaba en una trayectoria de crecimiento que la llevaría a una posición prominente
entre los participantes globales. Sin embargo, había igualmente bastante evidencia para
argumentar que ONGC estaba tambaleando. En su primer estado financiero anual después de la
partida de Raha, la empresa se enfocó en una impresionante variedad de proyectos en ejecución.
Firmó acuerdos de tecnología con gigantes mundiales como Schlumberger y Baker Hughes para
obtener un entendimiento crítico para redesarrollar sus campos. Afirmó que 44 de sus 165
campos marginales estaban listos para comenzar su producción regular y que el 96% de estos
activos serían reintegrados a la producción en los próximos cinco años. Sus proyectos de energía
alternativos en metano de lecho de carbón y gasificación del carbón pasaron de la mesa de diseño
a una fase exploratoria. Ya se habían presupuestado significativas inversiones para estas
iniciativas. También se estaba estableciendo una granja de molinos de viento con una capacidad
de 50MW, y reactores termo-químicos para hidrógeno y geo-bio reactores y celdas de
combustible. Dado el carácter reciente de estas inversiones, era difícil saber si eran de hecho
dirigidas por consideraciones de estrategia o consideraciones políticas.
La estrategia de integración vertical avanzaba con toda fuerza junto con los proyectos de
energía alternativa. Se estaban estableciendo dos complejos petroquímicos de escala mundial en
Dahej (Gujarat State) y Mangalore (Karnataka State). Se esperaba que el complejo de Dahej
tuviese un costo aproximado de $2.8 billones y estaba programado para funcionar el 2010. Se
proyectó que utilizaría nafta como materia prima de las instalaciones de ONGC cerca en Hazira y
Uran. Los estudios de necesarios de inversión estaban en ejecución para explorar la factibilidad
para una refinería adicional en Kakinada, cerca a los descubrimientos de la cuenca KG. El
siguiente gran hallazgo, sin embargo, seguía siendo escurridizo.
17
R.S. Sharma tenía muchas cosas que atender y necesitaba hacer correcciones rápidas al
curso si esa era de hecho su conclusión. Estos eran los mejores tiempos o los peores dependiendo
de la perspectiva de cada uno. Los inversionistas esperaban ansiosos la visión estratégica de
Sharma para ONGC. Seguía estando por verse si sería el molde de la sombra de Raha o divergiría
de sus grandiosos planes de integración y diversificación.
Anexo I. Estructura de la Industria del Petruleo y el Gas en Ia India
.---------------------I
Companias deExploracion y
I '
NroduccionI 'I 'I '
Oil & Natural GasCorporation
(ONGC)
----------------------, I ,
, I ,
Gobierno de Ia India
Autoridad del Gas de IaIndia (GAIL)
Director General dc '
IIidrocarburos I
I I ,
I I , I
Reliance 1'etiole;urn lid.
lel-Ministro de Petruleo y
Gas NaturalI I,
Hindustan Oil
l?xploration Co.
Consejo Nacional de ,I)esarrollo
Gauajarat State..-------------------- ' Petroleum Corp.
I 1
Cairn Energy(India) Ltd.
I '
I '
I '
Hardy Oil and GasI 'I 'I '
Premier Oil
I '
I '
I '
I 'I 'Gazprom
I '
I '
--------------------;---------------------I I I
Companias tie '' Conlpanias deI ' I I
Relinaciun MarketingI ' I I
I ' I I
^ , I
IUCL^ , I
^ I I
ONGCI ' I I
I ^ , I
' Ilindustan 'Peuuleuum Curp. L.td. , NRL
I ' I I
l I1'CLOil & Natural Gas Corp.
(ONGC)
fil'CLI ' I `I
I ' , I
Bharat Petruleuum Corp.Ltd. Ni IZI'L
I ' I I
Shell IndiaReliance Petroleourn '
Ltd.
(RPI,)Mltl'1.
I ^
NunraligarhRefinery t.td.
(NRI.)
'--------------------I
Oil India Ltd. ; ; Indian Oil Corp.( OIL.) ; : L.td.
(IOCL)^ I
Essar Oil India ; Chennai Petruleounilid.
I ,
I ,
1
Om
Appendiz Ii. Map of India Showing Mahor Oil and Gas Fields
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... itja5 fie.^^^v Ci t^l^,,.r 1
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Offshore } KG Duup,vMcr
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AnexollI. Caracteristicas Sobresalientes de la Nueva Politica de Licencias de Exploracion
• No habra participacion estatal obligatoria a traves de ONGC/OIL, ni habra ninguna participacionde intereses del Estado.
• ONGC y OIL competiran por la obtencion de las licencias de exploracion de petroleo en regimende cornpetencia en lugar del actual sistema de concesion de los contratos de arrendamiento deexploracion petrolera (PEL) sobre la base de nominacion. Al mismo tiempo, ONGC y OILtambien serail pasibles al rnismo tratamrento fiscal y terminos del contrato de las empresasprivadas.
• Disponibilidad abierta de area de exploracion para proporcionar una ventana continua deoportunidades a las companias petroleras. Las superficies se demarcaran en un sistema de malla ynmientras se prepara ]a malla, se prepararan bloques para ofrecer.
• Libertad a los contratistas para la comercializacion de petroleo credo y gas en el mercado interno.
• Los pagos de regalias a la tasa del 12,5% para las areas en tierra firme y 10% para zonasmarinas. La mitad de las regalias de la zona marina se acreditara a un Tondo de desarrollo dehidrocarburos para promover y financiar actividades relacionadas con la exploracion, tales comoadquisicion de datos geologicos en las cuencas poco exploradas, la promocion de oportunidades deinversion en el sector "upstream", el desarrollo institucional, etc.
• Para fornentar la exploracion en aguas profundas y zonas de frontera, las regalias sera cargadas ala mitad la tasa vigente para el area marina normal para las zonas de aguas profundas mas all y dela batimetria de los 400 in durante los primeros 7 anos despues de comenzada la produccioncornercial.
• Cess, que time anteriormente percibido sobre la produccion de crudo, Ira sido abolida para losbloques ofrecidos bajo NELP.
• Las empresas estan exentas del pago del impuesto de importaciOn para las mercancias importadaspara las operaciones de petroleo.
• No hay bonos por firma, descubrirniento, y de produccion.
• Exencion fiscal de siete anos desde la fecha de inicio de produccion comercial.
• El contratista cuenta con estabilidad fiscal durante todo el periodo de los contratos.
• Un Guia de Impuestos Petroleros separada se establece para facilitar las inversiones.
• Se ha establecido un modelo de contrato revisado.
Fuente: Oficina de Informacion de Prensa. Gobierno de la Undia. pib.myiris.com/eec2000/article .php3?fl —png2..
Proiect StatusProductionProductionProduction
Production &Development
Production &Development
Exploration,Production &
Colombia Onshore 50% Sinopec (50%)
Sudan Onshore
Brazil Offshore
Myanmar OffshoreIran OffshoreLibya OnshoreSyria OnshoreSudan OnshoreEgypt Offshore
Appendiz IV. ONGC's Performance 2001-2007
( Rs. Million)
SALES VOLUMES 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001
Crude Oil (MMT) 24,42 22,45 24,09 23,94 23,90 22,86 23,36
Natural Gas (MMM3) 20,306 20,500 20,644 21,103 21,110 20,446 20,501
LPG ('000 tonnes) 1,033 1,084 1,086 1,161 1,198 1,157 1,211
NGL/Natptha/ARN (000 tonnes) 1,442 1,578 1,567 1,656 1,642 1,681 1,514
FINANCIAL PERFORMANCESales Turnover 590,575 494,397 472,454 329,270 353,872 238,574 242,704
Statutory Levis 122,516 99,138 103,258 89,156 92,334 59,742 55,515Operating Expenses 102,016 76,762 71,397 58,848 70,855 49,084 51,594Operating Income (EBIT) 211,471 199,158 184,768 125,349 149,053 90,880 86,932Capital Employed 540,744 493,763 419,926 395,299 352,17 329,061 310,331
EBITDA to Sales % 51,9 57,4 52,2 55,0 53,8 54,1 54,2Profit Margin % 26,5 29,2 27,5 26,3 29,8 26,0 21,5EPS (Rupees) 109,7 101,2 91,1 60,8 73,8 43,5 36,7ROCE % 56,7 57,5 58,8 45,8 54,0 39,2 42,4ROE % 25,5 26,9 28,0 21,7 29,6 21,0 17,3Exchequer Contrution/Sales % 48,5 47,3 48,3 51,2 54,0 45,6 45,9Employees 33,810 34,722 36,185 38,033 39,352 40,280 40,226
Soruce: ONGC Annueal Report2006-2007.
Appendiz V. ONGCC Videsh (OVL) Portafolio of Key Properties
OVLProject Share Pa rtners
Vietnam Offshore 45% BP (35%) Petrovietnam (20%)Sudan Onshore 25% CNPC (40%), Petronas (30%), Sudapet (5%)Syria Onshore 38,75% Fulin (50%), Mittal (11,25°/x)
Exxon Mobil (30%), SODECO (30%), SMNGSakhalin-I Russia 20% (11,5%), Astra (8,5%)
24,13% Petronas (68.875%), Sudapet (7%) Development
15% Shell (50%), Petrobras (35%) DevelopmentExploration &
20% Daewoo (60%), KOGAS (10%), GAIL (10%) Appraisal40% IOC (40%), OIL (20%) Exploration49% TPOC (51 %) Exploration60% IPR (40%) Exploration
23,50% Petronas (41 %), Lundin (24,5%), Sudapet (11%) Exploration70% IPR Red Sea (30%) Exploration
Sinopec (65%), Equator (9%), Hatman (2,5%), FobyNigeria Offshore 13,50% (5%), Momo (5%) Exploration
Cuba Ofshore 30% Repsol (40%), Norks Hydro (30%) ExplorationSudan Pipeline Completed,project 90% OIL (10%) under lease
Source: ONGC AnnualReport 2006-2007.
