El petróleo en los Estados Unidos de América (1860–1970)

En los EEUU, los colonos en su avance hacia el Oeste se apropiaron, además de la superficie, también de los minerales subyacentes (Peele 1918: 1468–74). Más todavía, hasta 1909, cualquiera podía deli- mitar en tierras públicas un lote para la exploración y extracción de minerales, convirtiéndose en su pro- pietario mediante la inversión de cierta cantidad de dinero (Uren 1950: 188ss). Sin embargo, donde la producción petrolera se inició primero, cerca de la poblada Costa Este, ya imperaba la propiedad pri- vada. En consecuencia, la nueva industria se basó esencialmente en arrendamientos. ‘En 1890, del total de 1,56 millones de acres de propiedad petrolera (…) aproximadamente el ochenta por ciento estaban arrendados’ (Williamson y Daum 1959: 760). El restante veinte por ciento se había comprado privada- mente o provenía del dominio público. Cabe agregar que era raro encontrar agricultores involucrados en

la producción petrolera; desde el principio, ésta se basaba en terratenientes y arrendatarios claramente diferenciados. La industria petrolera estadounidense nació como una industria moderna.11

El mercado de petróleo crudo emergió de la demanda de kerosén para alumbrado, el cual era originalmente extraído del aceite de carbón, un producto intermedio extraído, a su vez, del carbón. El kerosén obtenido desde el petróleo crudo era de mucha mejor calidad, pero la oferta era escasa pues la producción de petróleo crudo se limitaba a su recolección en los pocos manantiales superficiales natura- les conocidos. Pero esto cambió repentinamente en 1859, cuando se perforó el primer pozo comercial en Pensilvania.

Los primeros arrendamientos petroleros

El primer arrendamiento petrolero exitoso, firmado en 1859, establecía una regalía fija de US$ 4,20 por barril. Su éxito desencadenó una carrera para adquirir en arrendamiento todas las tierras potencialmente petrolíferas en sus alrededores. Empero, durante los primero doce meses los precios del petróleo crudo variaron, de forma errática, entre veinte dólares y diez centavos el barril. El primero fue un precio deri- vado del kerosén producido con base en carbón, el cual pronto fue desplazado del mercado, y el último precio se originó en la severa escasez de facilidades de almacenamiento y transporte para el crudo. Las tasas de regalía y los bonos variaban de acuerdo con tales precios (Giddens 1975: Parte I, 63). Con to- do, durante los diez años siguientes la tasa de regalía consuetudinaria parece haber sido 50 por ciento, sin que haya afectado lo altamente rentable de la producción petrolera. Se ha estimado que en 1865 el umbral de rentabilidad de un pozo a bombeo, arrojando veinte barriles diarios, se alcanzaba con un pre- cio de US$ 2,37 por barril. Tomándose en cuenta los pozos secos (para la época lo eran cuatro de ca- da cinco pozos perforados) y el promedio de la expectativa de vida de los pozos productores (diecio- cho meses), ese umbral se elevaba a una cifra alrededor de US$ 6,35. En la práctica los precios varia- ban en 1865 entre un mínimo de cuatro y un máximo de diez dólares el barril. Por lo tanto, en lugares prometedores era posible obtener altos bonos y tasas de regalía mayores. En algunos casos la tasa de regalía alcanzó 75 por ciento, pagándose además bonos tan elevados como US$ 2.000 por acre. Pos-

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En este libro no consideramos al gas natural, el cual adquirió valor comercial sólo en los años 1920. Posteriormente a la Segunda Guerra Mundial, se convirtió en la segunda fuente de energía en los EEUU, siendo el petróleo la primera. Sin embargo, como la exploración y la producción de petróleo crudo y de gas natural en la práctica formaban parte de un proceso indivisible, los arrendamientos, desde los años 1920, siempre se refieren a ambos, aplicándose la misma ta- sa de regalía.

teriormente, con una regalía de 50 por ciento, los bonos se elevaron a US$ 4.000, y más, hasta US$ 10.000 por acre. Además, los terratenientes eran lo suficientemente poderosos como para reducir pro- gresivamente la extensión de un arrendamiento típico, que era de uno a ocho acres durante los primeros años, a medio acre a mediados de la década, y que contenían tanto como tres pozos.

Unos pocos años después, la productividad se había incrementado de modo significativo. Hacia 1871 la expectativa de vida promedio de los pozos productores era aproximadamente de tres años, y era normal que cinco de cada ocho pozos perforados resultaran secos. Los costos de producción pro- medio habían caído bruscamente. ‘El propietario de un pozo a bombeo de 20 barriles diarios y con una regalía todavía de 50 por ciento, podía recuperar todos sus gastos, incluida su alícuota de pozos secos, con el crudo vendiéndose a US$ 2,20 por barril, comparado con US$ 6,35 (…) en 1865’ (Williamson y Daum 1959: 159). Los precios oscilaban entre US$ 3,25 y US$ 5,25. Por lo tanto, a veces todavía eran rentables pozos a bombeo que arrojaban menos de cuatro barriles por día. De hecho, el promedio diario de unos 3.275 pozos productores se encontraba apenas entre cinco y seis barriles.

La producción de petróleo se hallaba en camino de convertirse en un negocio común y corrien- te. Los precios bajaron gradualmente. ‘De 1874 a 1885 el promedio anual del precio del barril de cru- do varió desde un máximo de US$ 2,58 a un mínimo de US¢ 78; el promedio durante todo el período era de US$ 1,25, aproximadamente’ (Williamson y Daum 1959: 375). La vida promedio de un pozo se incrementó a siete años, mientras que sólo uno de ocho pozos perforados resultaba seco. La productivi- dad se desarrolló muy rápidamente. Además, a principios de los años 1860, un reducido grupo de te- rratenientes detentaba un extraordinario poder, pues se creía que el petróleo existía sólo en las limitadas áreas de donde emanaba naturalmente. Empero, pronto se hizo evidente que era posible encontrarlo en numerosos lugares, aunque en las zonas más distantes el problema, entonces, era el transporte. Se utili- zaban entonces solamente tuberías cortas para recoger el petróleo que luego se almacenaba en barriles de madera, los que, a su vez, se transportaban a la estación ferroviaria más cercana en carretas de ca- ballos. Esto cambió radicalmente con la innovación de los oleoductos de larga distancia en 1879, lo cual redujo los costos de transporte a una fracción de sus niveles previos. La competencia entre los terrate- nientes se agudizó, lo que les obligó a arrendar sus propiedades enteras, y a bajar la regalía a una tasa consuetudinaria de un octavo. Ahora, incluso pozos de rendimientos menores – el promedio era de 3,5 barriles diarios – podían ser rentables.

La renta de la tierra

Regalía consuetudinaria. El primer contrato de arrendamiento petrolero del cual se tiene conocimiento se firmó en Pensilvania en 1853, en una propiedad en la cual el petróleo fluía hacia la superficie. Si bien no tuvo éxito, lo notable es que estipulaba un reparto 50:50 de los beneficios. Dada la naturaleza realmente especulativa del caso, esto no es sorprendente (Rasmusen 1989: 36). De hecho, el principio de 50:50 es muy común en la historia de los arrendamientos en general,12 y de alguna manera continuó siendo un punto de referencia en los años posteriores. Así, como la producción petrolera se hizo extraordinaria- mente rentable, una regalía de 50 por ciento se hizo usual en los años 1860: un reparto de 50:50, no del beneficio sino del producto bruto, con todos los costos cubiertos por los arrendatarios. Con todo, la oferta de tierras petroleras se incrementó continuamente y asimismo se incrementó la productividad, lo que forzó a la baja tanto los precios como las tasas de regalía. Para 1880, una regalía de un octavo ya se había convertido en una práctica usual.

Los contratos de arrendamiento se ejecutaban frecuentemente sobre la base de planillas pre- impresas, que se hallaban disponibles en las librerías de la mayoría de las regiones productoras de pe- tróleo (Uren 1950: 165). Las primeras planillas se publicaron en Oil City, Pensilvania, alrededor de 1870, y ya contenían la regalía de un octavo (Glassmire 1938: 56). Se ha afirmado que esta tasa de re- galía era una aproximación somera a un reparto de los beneficios en una proporción de 50:50: ‘La ex- periencia muestra que una regalía de un octavo equivale a cerca de la mitad de las ganancias en el caso promedio’ (Uren 1950: 170). Sin embargo, en otras regiones originalmente de mayor fertilidad natural, tales como Ohio e Indiana, se desarrolló una tasa consuetudinaria de regalía de un sexto. En 1942, ex- pertos estadounidenses, consejeros del gobierno venezolano, afirmaron que esta tasa de regalía también respondía a una aproximación somera de un reparto de las ganancias de 50:50 (González-Berti 1967: 16).

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En la agricultura la aparcería por partes iguales fue alguna vez predominante en la Europa medieval y exp erimentó las más diversas interpretaciones y especificaciones a lo largo de la historia. ‘La división más común ha sido la de dos partes iguales, perteneciendo una al campesino y la otra al propietario. Ello ha dado lugar al término de medianero (medietarius) o campesino con parte igual. En este tipo de arreglo que puede encontrarse en la mayor parte de Fra n- cia, el propietario hace todos los adelantos para el cultivo; es decir, él provee a su propio costo los animales de traba- jo, el arado y otros instrumentos de labrar la tierra, la semilla y la manutención del campesino y su familia desde el mo- mento cuando esta última entre en la medianería hasta la primera cosecha’. (Turgot 1898: 22)

Pues bien, aunque dichas tasas consuetudinarias han sobrevivido hasta el presente, no ocurrió lo mismo con su asociación a algún reparto de los beneficios en el orden de 50:50. En efecto, los pozos del oeste de Pensilvania eran pequeños productores de elevados costos, y los pozos de Oklahoma y Texas, donde el petróleo fue descubierto más tarde, eran mucho más prolíficos. A pesar de ello, en es- tas nuevas regiones se impuso la tasa de regalía consuetudinaria de un octavo. De hecho, en 1959–60 se estimó la participación de los terratenientes en los beneficios del petróleo estadounidense, incluyendo todos los pagos de renta, sólo entre 32 y 38 por ciento (Kahn 1964: 290).

Renta diferencial. ‘Una vez que un pozo ha sido perforado en un área nueva resultando en un descubri- miento, la competencia por ‘arrendamientos abiertos’, que todavía no se han firmado, se hace aguda. El propietario de una parcela bien ubicada que se ha negado a arrendar hasta este momento, pudiera en- tonces estar en posición de exigir un bono importante y una regalía más elevada’ (Uren 1950: 172). En efecto, en tales casos todavía pueden ofrecerse regalías tan elevadas como el 50 por ciento y bonos de US$ 1.000 por acre (Davidson 1963a: 103–4). Por esta razón, los arrendatarios normalmente no ini- cian la exploración sin cubrir en primer término, y en la medida de lo posible, toda el área con arrenda- mientos, para beneficiase así por completo de un descubrimiento:

La mayoría de las compañías petroleras más grandes se organizan bien para este fin. Usual- mente, esta responsabilidad se delega en un departamento de tierras (…) bien versado en las técnicas y las prácticas de adquirir arrendamientos. (…) Cuando el departamento geológico re- comienda que un área sea probada, se comisiona al departamento de tierras para negociar los arrendamientos necesarios. Los terratenientes en el área se contactan con cautela para evitar que se produzca un alboroto indebido que tienda a inflar el valor de la tierra y a dificultar la tarea de negociar arrendamientos. El terrateniente es, por lo general, más o menos ignorante del nego- cio petrolero y susceptible a la creencia popular de que enormes ganancias son la regla, y tiende a no apreciar los riesgos involucrados y el alto costo de perforar un pozo exploratorio. De ma- nera que él tiende a pedir más de lo que vale su arrendamiento. El agente de la compañía petro- lera debe explicar pacientemente al propietario los riesgos financieros envueltos y las ventajas que se obtienen de concluir un acuerdo en términos que justifican un pozo exploratorio y, en ca- so de éxito, estimulan la explotación eficiente. (Uren 1950: 168–9)

Así, en 1935, 93,5 millones de acres estaban bajo arrendamiento, pero sólo 9,9 millones eran ‘acres probados’. Existía un flujo permanente de nuevos acres arrendados y de acres viejos renunciados, pero para aquel entonces el saldo era de cuatro o cinco millones de acres adicionales arrendados cada año. Semejante estrategia de arrendamiento también permitió la ubicación óptima de pozos de exploración de acuerdo con la geología, ignorando las delimitaciones de la superficie aunque, ciertamente, ello tam-

bién implicaba el pago de ‘rentas de demora’ sobre áreas extensas. En el caso de un descubrimiento, con ello también disminuían los costos técnicos de producción. Además, mientras las rentas ricardianas ex-ante eran prácticamente nulas, las rentas ricardianas ex-post irían a parar en los bolsillos de los arrendatarios y no de los terratenientes. Pero, por otra parte, un terrateniente que no arrendaba su tierra en esta etapa corría el riesgo de no recibir renta de la tierra alguna, y ni siquiera un bono de firma, si las exploraciones en las tierras circundantes resultaban en un fracaso.

En suma, hacia los años 1959–60, en el petróleo y el gas el 18,5 por ciento del total del gasto en capital, o entre el 10 y 15 por ciento de los ingresos brutos, consistía en pagos a los terratenientes únicamente por el derecho a explorar el subsuelo. Es decir, estos costos eran comparables en su im- portancia a las regalías, las cuales promediaban 15 por ciento (Kahn 1964: 290). Esto es algo sorpren- dente, porque usualmente tales costos se consideran bajos, y hasta donde es de mi conocimiento, ningún estudio le ha prestado atención. El problema, así lo creo, es el sesgo en la percepción que surge del hecho de que en los arrendamientos exitosos la renta de la tierra pagada en la fase de exploración puede considerarse, a posteriori, de una importancia menor.

Período de tenencia

Originalmente, ‘los arrendamientos se extendían por un periodo tan largo como las partes quisieran acordar; muchos de ellos expiraban a los veinte años; algunos se extendían a cuarenta, y unos pocos fueron otorgados a perpetuidad’ (Giddens 1975: Parte I, 63). ¿Qué sucedía cuando un arrendamiento finalizaba antes que el reservorio se agotase? Esta pregunta encontró una respuesta inmediata y radical al caducar los primeros arrendamientos. Diferentes veredictos de las cortes en los años 1880 impidieron que los terratenientes se aprovecharan de la reversión. Las previsiones contractuales que establecían que los arrendatarios no podían retirar maquinarias y equipos de los arrendamientos de modo que se mantuviera la propiedad en buenas condiciones de trabajo, fueron declaradas ilegales:

Los tribunales sostuvieron el punto de vista de que toda la maquinaria y también la tubería revis- tiendo los pozos, eran parte del mobiliario del negocio, y como tal los arrendatarios podían re- moverlos libremente durante todo el período de vigencia del arrendamiento. En consecuencia, mientras el arrendador se encontraba en una situación ventajosa frente al arrendatario en el mo- mento de renovarse el contrato, el arrendatario por su parte podía remover antes todas las ins- talaciones y la tubería revistiendo los pozos, y dejar la propiedad en condiciones tales que el arrendador tendría que otorgar un segundo período en términos semejantes como si los pozos nunca hubieran sido perforados. (Williamson y Daum 1959: 762)

Por lo tanto, aunque los terratenientes podían reclamar la renta de la tierra que ellos desearan, este vere- dicto les prohibía poner sus manos sobre el capital de sus arrendatarios. Mas esto es precisamente lo que resultaba necesario para hacer efectiva la reversión. De ahí que apoyados por las cortes, los arren- datarios estuvieran en posición de imponer un período de tenencia indefinido. Más aún, temporalmente fueron lo suficientemente fuertes como para remover de los contratos cualquier obligación real de explo- rar la tierra. En consecuencia, podían arrendar tierras a un costo mínimo y luego monopolizarlas perpe- tuamente sin explotarlas.

Con todo, en 1900 la Corte Suprema declaró ilegal esta última práctica: un contrato, para tener vigencia, debía satisfacer el requerimiento legal de la reciprocidad. Los contratos de arrendamiento fue- ron modificados consiguientemente. Ahora se hizo consuetudinario un período fijo, llamado ‘período primario’ o ‘período de exploración’, generalmente entre diez y quince años. Si no se había comenzado con las perforaciones dentro de un período específico, por ejemplo, de un año, tenía que pagarse una ‘renta de demora’ o ‘renta de espera’. Si se encontraba petróleo y se iniciaba, en efecto, la producción, a partir de entonces corría un ‘período secundario’: el arrendamiento permanecería vigente mientras que se produjese petróleo en ‘cantidades comerciales’. Si no se iniciaba la producción antes de terminar el período primario, o si fuera suspendida más tarde, el arrendamiento cesaría (Sullivan 1955: 69ss). De allí que normalmente los arrendamientos no se renovaran jamás y siguieran vigentes hasta el agotamiento definitivo de los reservorios que pudieran haberse encontrados.

Prorrateo y conservación

La fragmentación de la propiedad territorial privada puede representar un problema mucho más serio en el caso del petróleo que en cualquier otra industria extractiva. Se pueden ahorrar grandes sumas de di- nero explorando de acuerdo con criterios geológicos e ignorando las delimitaciones de las propiedades. Mucho más, en efecto, puede ganarse con la explotación de los reservorios en cuanto unidades geológi- cas. La particularidad del petróleo radica en su naturaleza líquida, la cual lo hace susceptible de despla- zarse en grandes distancias, muchas veces impulsado por la presión del gas. Es así como el petróleo ex- traído dentro de una propiedad puede haberse originado, de hecho, en tierras adyacentes que no son de esa propiedad, e inclusive en tierras lejanas.

Como inicialmente nadie sabía de dónde provenía el petróleo, las cortes estadounidenses aplica- ron la ‘ley de captura’. De allí que no sea enteramente correcto decir, tal y como se hizo antes, que los

yacimientos petroleros en los EEUU constituyeran una propiedad privada; los terratenientes sólo tenían un derecho de apropiación. El resultado de la ‘ley de captura’ fue que los dueños de las propiedades y sus arrendatarios, cubriendo el mismo yacimiento, competían para extraer lo antes posible y mientras hubiera alguna ganancia por encima de los gastos operativos. No era una cuestión de importancia la de ubicar los pozos de manera óptima siguiendo criterios técnicos; se les ubicaba pegados a los linderos, tanto para prevenir que el petróleo fluyera hacia las tierras vecinas como para desviar el petróleo subya- cente a éstas hacia las tierras propias. En vez de la cooperación prevaleció la competencia destructiva; en lugar de bajos costos y elevados factores de recuperación, lo común era lo contrario: altos costos y la recuperación sólo de un pequeño porcentaje del petróleo in situ.

Así pues, al principio, cuando menos, no sólo podía culparse de esta situación a la fragmenta- ción de la propiedad privada superficial; también había mucha ignorancia. Más tarde, el desarrollo cien- tífico y tecnológico, especialmente en el campo de la geología, hizo posible determinar, con una preci- sión cada vez mayor, las características de cada reservorio. Era posible entonces explotar el reservorio de manera óptima, ubicando, por ejemplo, los pozos productores de acuerdo con la geología, minimi- zando los costos y maximizando las ganancias. Se maximizaba así el porcentaje de recuperación del pe-