Fourth step-Allocate computational resources for cracking

Desde mediados de los años ochenta se dio un aumento en la volatilidad hacia la baja del precio del petróleo que puso en jaque a las petroleras, lo que obligó a que se vendieran activos como refinerías y zonas maduras de exploración y producción o que se realizaran alianzas estratégicas; y a un incremento de la participación del mercado spot que se tradujo en una mayor liquidez de productos petroleros (Beakley, Gee & Hulme, 1996 y Antill & Arnot, 2002). Ante tal situación el modo tradicional de organización interna se desque- brajó, la integración vertical se empezó a dejar de lado. En materia de integración, Stevens (2005) y Antill & Arnott (2002) sostienen que hay dos tipos de integración vertical: la fi- nanciera y la operacional. La primera hace referencia al control o propiedad de los flujos de efectivo, donde la empresa matriz proporciona el capital necesario para el funciona- miento de las diferentes partes o subsidiarias de la empresa. A su vez, en la operacional las empresas toman sus materias primas o productos y las envían a las otras partes o empresas del negocio, realizando las operaciones de producción de petróleo y gas, transporte, refina- ción y comercialización de los productos refinados. Afirman que las petrolera s privadas integradas lo hacen de una forma financiera, más que operacional, y que sólo las petroleras

nacionales tienen las dos formas de integración vertical. De acuerdo a este último punto, Antill y Arnot (2002) dicen que la integración financiera permite centrarse en la maximi- zación de ganancias en cada línea de negocio. Asimismo, sostienen que la producción de una gran petrolera se puede vender en el mercado, las partes de refinación y comercializa- ción pueden realizar sus operaciones en el mercado de productos, por lo cual la integración en forma operacional se encuentra disminuyendo. Con el debilitamiento de la integración vertical se redujeron las barreras a la entrada lo que dio pie a que entraran un buen número de empresas no integradas verticalmente102_{. Pero con la caída de los precios en 1998 y la}

ola de fusiones y adquisiciones que le siguió, el proceso de desintegración vertical se frenó, ya que entre 1995 a 2001 se dieron ocho fusiones que impulsaron la integración vertical, en especial, en el sector dowstream (McCool, 2007, p.12).

a) Medidas adoptadas en el upstream

En línea con la reestructuración, las empresas privadas vendieron activos no centrales e hicieron importantes reducciones en sus gastos. Como resultado del shock petrolero de 1986 muchas empresas llevaron a cabo medidas de desinversión de activos, pues estos eran muy costosos de mantener y hacerlos producir a los niveles de precios. Tales activos fu e- ron adquiridos por empresas más pequeñas103 _{o por las compañías petroleras estatales, au-}

mentando la competencia.

Otra medida fue la contracción en los gastos. En línea con las medidas de austeri- dad encaminadas a soportar el descenso en los precios, los gastos en exploración, desarro- llo y producción se contrajeron104_{. Los gastos hechos en la producción tuvieron un marca-}

do descenso durante todo el período; mientras que los gastos de exploración y desarrollo

102 Utilizando información del Performance Profiles of Major Enegy Producers elaborado por la EIA (2001) y sin tomar en cuenta los tipos de integración vertical que se hacen presentes en EUA, se observó que la integración ha ido declinando al pasar del tiempo: en 1990 se encontraban verticalmente integradas 19 em- presas pero para 1999 el número había descendido a 12. Con este cambio, se pueden encontrar empresas que realizan sólo una parte de la cadena, es decir, empresas enfocadas en la producción de petróleo y empresas únicamente dedicadas a la refinación y comercialización de productos petroleros. Pero dentro de este movi- miento el CPT sigue realizando sus funciones verticalmente integradas.

103EIA (1995,p.11 y12):

The publicly traded independents‘ share of U.S. oil and gas production, on a net ownership basis, increased from 7 percent in 1985 to 8 percent in 1993 while the privately owned producers‘ share increased from 26 percent to 31 percent. The majors‘ share fell from 61 percent to 56 percent…..For the independents overall, total assets declined by about a third between the end of 1985 and the end of 1993. All of this decline was attributable to exiting companies. Excluding these non survivors, total assets of the independents grew by about a third. Entrant companies accounted for most of the growth.

104 La exploración es la forma bajo la cual los futuros prospectos de gas y petróleo son contabilizados como potenciales reservas futuras. En cambio, el desarrollo implica la perforación de pozos de producción y la instalación de equipos para producir petróleo y gas.

tuvieron una similar tendencia hasta la primera mitad de los noventa, no obstante, en la segunda mitad las petroleras decidieron destinar más recursos al desarrollo de sus depósi- tos existentes que a la exploración de nuevos yacimientos, producto de la mejora en pr e- cios.

Gráfica 4.6

Gastos en exploración, desarrollo y producción por parte de las principales pe- troleras que operan en EUA, 1981-2003

EIA, 2005, p.11

Un desglose más profundo arroja la siguiente información105_{. En los primeros años}

de los noventa, la mayor parte de los gastos alrededor del globo se dedicaron al desarrollo de los yacimientos (60%), seguido de la exploración (30%) y por la adquisición de reservas (10%); mientras que hacia fines de la década la composición cambió, el gasto de desarrollo descendió (45%), la exploración se mantuvo (29%), pero la adquisición de reservas au- mentó grandemente (30%) (EIA, 2001). Myers-Jaffe y Soligo (2007) hallan diferencias

105 En el caso de las compañías privadas de las que se habla en el trabajo, se recurre a los Performance Pro- files of Major Energy Producers del Depto de Energía de los EUA. Las 30 empresas más importantes en materia energética y que realizan operaciones en los EUA son: Amerada Hess Corporation; LYONDELL- CITGO Refining, L.P; Anadarko Petroleum Corporation; Marathon Oil Corporation; Apache Corporation; Motiva Enterprises L.L.C; BP America, Inc; Occidental Petroleum Corporation; Burlington Resources, Inc; Phillips Petroleum Company; ChevronTexaco Corporation; Premcor, Inc; CITGO Petroleum Corporation; Shell Oil Company; Conoco, Inc; Sunoco, Inc; Devon Energy Corporation; Tesoro Petroleum Corporation; Dominion Resources, Inc; Tosco Corporation; El Paso Corporation; Total Fina Elf Holdings USA, Inc; EOG Resources, Inc; Ultramar Diamond Shamrock Corporation; Equilon Enterprises, L.L.C; Unocal Corporation; Exxon Mobil Corporation; Valero Energy Corporation; Kerr-McGee Corporation; The Williams Companies, Inc (EIA, 2003, p.1). Cabe mencionar que a través de los años estas empresas cambian porque se vendieron, se fusionaron, cerraron, o entraron nuevas.

importantes en los gastos de exploración y desarrollo, y adquisiciones de reservas entre el CPT y las otras 20 compañías más importantes de EUA.106 _{La mayor parte de los gastos}

del CPT se fue a desarrollo, seguido de la exploración (decayendo) y de las adquisiciones; a su vez, las demás empresas destinaron la mayor parte de sus recursos en la exploración y las adquisiciones107_{. El aumento en la adquisición de las reservas fue resultado de las fu-}

siones y adquisiciones sucedidas en la segunda parte de los años noventa. Esta serie de medidas produjo que el reemplazo de reservas fuera mayor a las utilizadas (100%) en la mayor parte de la década. Sin embargo, en este punto hay que resaltar la situación del CPT y el resto de la industria en EUA. Para 1996 el CPT y las otras petroleras tenían cerca de 170% de reemplazo de reservas, pero para el 2002 el CPT alcanzaba poco más del 100% de reposición y el resto de las petroleras cerca del 50% (Mayers-Jaffe y Soligo, 2007). Con la compra de empresas (reservas) y los ahorros en los gastos el CPT se volvió más eficien- te, empero, también refleja una búsqueda de ganancias en el corto plazo.

b) Pasos dados por el CPT en la refinación y comercialización

Los bajos precios del petróleo posteriores al shock de 1986 hicieron que los productos refi- nados y químicos aumentaran su demanda, en especial las gasolinas, lo que produjo un aumento en las utilidades. Esta situación llevó a que el segmento de la gasolina se volviera muy atractivo para invertir108_{, haciendo que más participantes se enfocarán en este seg-}

mento, lo que aumentó el exceso de gasolina en el mercado y ayudó a mantener los precios

106 En su estudio, Myers-Jaffe y Soligo (2007) dividen a las 30 empresas petroleras más importantes que operan en la industria estadounidense en dos: el primer grupo o Big Five se centran en las petroleras más grandes como BP,Chevron, ExxonMobil, Royal Dutch Shell y Total; mientras que al segundo grupo sólo lo denomina las 20 firmas. Las Big Five más ConocoPhillips, pueden ser entendidas para nuestro trabajo como el Capital Petrolero Transnacional (CPT). Las otras 20 firmas son: Occidental Petroleum Corporation; Ana- darko Petroleum Corporation; Apache Corporation; Hess Corporation; Devon Energy Corporation; Marathon Oil Corporation; Pioneer Natural Resources Company; Plains Exploration & Production Company; Noble Energy, Inc; Dominion; XTO Energy Inc; Whiting Petroleum Corporation; Murphy Oil Corporation; Encore Acquisition Company; Pogo Producing Company; Denbury Resources Inc; Berry Petroleum Company; Che- sapeake Energy Corporation; Newfield Exploration Company; Forest Oil Corporation.

107 Cabe resaltar que la brecha entre las grandes petroleras y el resto, en materia de exploración, se ha ido achicando, pues para 1996 las Big Five destinaron alrededor de 8,000 mdd para exploración y el resto de las empresas 2,000 mdd; en cambio para el 2001 las grandes desembolsaron alrededor de 7,000 mdd y el resto 4000 mdd (Myers-Jaffe y Soligo, 2007)

108 En Estados Unidos se dio este proceso con mayor fuerza por:

Over the period, gasoline has become a much more tailored product, with most gasoline now sold through high-volume, self-service outlets rather than through low-volume, high-service outlets. The combination of cutbacks and capital expenditures increased the productivity of FRS retail gasoline outlets fourfold over the period. (EIA, 1993, p. xviii)

bajos109_{. El crecimiento en este sector se vio impulsado por la evolución positiva de la eco-}

nomía mundial, en especial Asia.

Sin embargo, para los años noventa la situación se revirtió, puesto que la recesión económica que impactó a EUA después de la GG y la continuidad en la tendencia descen- dente de los precios del petróleo ocasionó dificultades. Parte central del problema fue la situación de las petroleras en EUA. A principios de los años noventa el downstream atra- vesó por una etapa muy complicada de su historia: bajas ganancias, bajos márgenes en los productos refinados y grandes esfuerzos para reducir los costos de operación. Esta situa- ción obligó al CPT a tomar una serie de medidas para consolidar sus operaciones y reducir al máximo sus costos y dedicarse a las actividades que consideraron más lucrativas. Este proceso consistió en ―The consolidations were of two types: reorganization of refin- ing/marketing assets into joint ventures and sales of assets to non-integrated refiners‖ (EIA, 2002, p. 77). El CPT se desprendió de sus activos en tres formas: clausurando un buen número de refinerías110_{, reestructurando sus viejas plantas y no construyendo más, y}

vendiendo sus activos ubicados en el downstream (refinación-comercialización) a nuevas empresas y a corporaciones que en su mayoría sólo se dedicaban a esta parte del negocio petrolero111_{. La disponibilidad de activos les permitió a estas pequeñas e independientes}

empresas comprar refinerías y adquirir puntos de venta para la comercialización de sus productos y, lo más importante, poderse mover a sectores dominados por las grandes petr o- leras112_{. En lo que respecta a las alianzas estratégicas (joint ventures) resultaron ser una}

109 Para Juhasz (2008, p. 180) esto obedece a que ―The main reason is that the oil companies no longer owned the world‘s oil and therefore were no longer controlling how much oil was pumped out of the ground and put onto the world market ―.

110 EIA (1999, p. 60):

Due to a long period of low profitability in the refining/marketing line of business, U.S. integrated major energy companies began a process during the 1990's of selective refining/marketing divestiture. During the same period, 42 refineries (constituting 20 percent of those in operation in the United States during 1990) were shut down ().

111 (Davies, 1999, New Competitive Forces, 7):

Tosco, Valero, Clark and Petroplus in refining in the US and Europe; Hypermarkets such as Carre- four (France), Tesco and Sainsbury (UK) and Walmart and Costco (US) successfully entering the gasoline retailing business; Williams and Koch growing rapidly in the pipeline and terminal busi- ness (Davies, 1999, New Competitive Forces, 7)

112 EIA (1999, p. 61):

Among independent refiners, growth has been largely concentrated in the following group of companies: Citgo/PDV America, Clark Refining and Marketing, Diamond Shamrock (merged with Ultramar during 1996, creating Ultramar Diamond Shamrock), Koch Industries, Tesoro Petroleum, Tosco Corporation, Ultramar, and Valero Energy. As a group, they owned 12 refineries with a combined refining capacity of slightly more than 1.3 million barrels per day in 1990, about 8 percent of total U.S. refining capacity. By October 1998, the companies owned a total of 29 refineries with a combined refining capacity of approximately 3.7 million barrels per day, about 23 percent of total U.S. refining capacity

buena medida para hacer reducir a los costos de operación porque bajo este esquema se comparten activos y operaciones sin enfrentar los problemas de una fusión entre las partes involucradas. Además, en muchos casos se aumentó el valor de los activos fijos involucra- dos desde que la alianza es manejada como una empresa subsidiaria no consolidada por las empresas que la formaron113_{, los cuales reciben una parte de los ingresos por los activos de}

que son propietarios. Estos pasos se reflejaron en la actividad de la refinación. El número de refinerías en EUA descendió espectacularmente de 205 en 1990 a 158 en el 2000, por lo cual la tasa de utilización pasó del 84% promedio entre 1986-1990 a 91% promedio para 1995-2000 (BP, 2010), es decir, con menos refinerías se siguió produciendo. Todos estos movimientos redujeron la capacidad de refinación en EUA en 0.3 millones de barriles dia- rios (mbd), al pasar de 16.4 a 16. 1 mbd de 1990 a 1997 (EIA, 1999). Con esto, lo que se buscaba era aumentar las ganancias de los refinadores. Pues, como se ve en la gráfica 4.7 la tasa de ganancia de las empresas ubicadas en la refinación presentó una tendencia volátil a la baja. Pero la crisis por la que atravesó la industria petrolera hacia fines de la década llevó a un proceso de fusiones y adquisiciones que produjo una concentración de nuevo en el sector114_{. Con un sector con menor capacidad de refinación y con un mayor porcentaje}

de participación en él, el CPT cierra la década de los noventa con una posición más forta- lecida y radicalmente opuesta a la que enfrentó al inició de la década.

113 EIA (2002, p. 45):

The corporate parent of an unconsolidated affiliate owns 50 percent, or less, of the affiliate, and does not directly control the affiliate. Essentially, the unconsolidated affiliate is more of a property or holding of the parent corporation than it is a company that the parent actually operates. The effect on financial operations of an unconsolidated affiliate can only be seen on the parent corporation's income statement, where the parent company's proportional share of the affiliate's net income is reported.

114 Con base en datos de la EIA (2002) se observa que para 1996 sólo el 25% del sector se encontraba bajo el dominio del CPT, pero para el 2001 el porcentaje llegó a ser del 40%.

Gráfica 4.7

Tasa de ganancia (Retorno de la Inversión) de las principales compañías pe- troleras estadounidenses, 1980-2001

Fuente: EIA, 2001, p. 38

Al igual que en el upstream las petroleras norteamericanas también se movieron al extranjero. Esto hizo que sus ganancias en refinación y comercialización produjeran una tasa de ganancia superior a la estadounidense; aunque, en los últimos años la rentabili- dad115 _{en EUA fue mayor a la externa, alcanzando su máximo en 2001. Entre estos dos}

puntos se presenta una tendencia descendente de1988 hasta 1995, a partir de ese año la rentabilidad mejora hasta lograr un nivel máximo 2001.