306-S16
REV. 21 DE NOVIEMBRE, 1994

BARBARA D. WALL
THIMOTHY A. LUEHRMAN
PETER TUFANO

MW Petroleum Corporation (A)
A finales de 1990, ejecutivos, ingenieros y asesores financieros de Amoco Corporation y Apache
Corporation comenzaron a negociar la venta a Apache de MW Petroleum Corporation, filial que pertenecía en su totalidad a Amoco Production Company. Amoco había transferido a MW algunos de sus activos no considerados estratégicos. El tamaño, localización y operaciones de MW resultaban atractivos a Apache, que había tenido un crecimiento anual de casi un 30% desde mediados de los años ochenta, en gran medida a través de adquisiciones. Esta transacción con Amoco sería la mayor de
Apache hasta la fecha: aumentaría en más del doble el tamaño de sus operaciones corrientes, así como sus reservas de petróleo y gas.
A finales de enero de 1991, los ejecutivos y asesores de Apache estaban lo suficientemente familiarizados con las propiedades de MW como para empezar a concretar sus planes operativos y financieros, y así estar en condiciones de realizar una oferta formal. El principal agente de finanzas de
Apache, Wayne Murdy, sabía que la financiación constituiría un reto, dado el tamaño de la transacción propuesta. De hecho, la dificultad de obtener financiación externa, en particular un préstamo bancario, probablemente pondría límites prácticos a la cuantía y forma de la oferta que Apache podría hacer a
Amoco. Era esencial que Apache evaluara cuidadosamente MW, tanto en su conjunto como cada una de sus facetas, y que estudiara sus probables «cash flow» para poder desarrollar otras alternativas de financiación.

Amoco Corporation
Amoco Corporation era una empresa petrolera-química con sede en Chicago, Illinois. En 1990, sus ingresos operativos fueron de 28.000 millones de dólares, y sus beneficios netos, 1.900 millones. En tamaño, Amoco era la quinta compañía petrolera de Estados Unidos. Sus tres principales negocios eran la prospección y producción de petróleo y gas (Amoco Production Company), su refinería y marketing
(Amoco Oil Company), y la producción química (Amoco Chemical Company). Durante los años ochenta, Amoco había sido un comprador activo de campos de petróleo y gas, particularmente de este último. La compra en 1988 de Dome Petroleum of Canada, convirtió a Amoco en el mayor propietario privado de reservas de gas natural, y el segundo en su producción. En 1990, Amoco produjo 3.500 millones de pies cúbicos diarios (BCFd) de gas natural y 782.000 barriles diarios (MBd) de petróleo crudo y gas natural líquido. A 31 de diciembre de 1990, la compañía había estimado reservas probadas y desarrolladas de 5.100 millones de barriles en una base equivalente en petróleo.

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El caso de LACC número 306-S16 es la versión en español del caso HBS número 9-295-029. Los casos de HBS se desarrollan únicamente para su discusión en clase. No es el objetivo de los casos servir de avales, fuentes de datos primarios o ejemplos de una administración buena o deficiente.
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MW Petroleum Corporation (A)

La década de los ochenta había sido difícil para la industria del petróleo, también para Amoco (el
Anexo 1 resume los datos histórico-financieros de la compañía entre 1986 y 1990). En el mercado spot, el precio del petróleo había caído desde los 37 dólares por barril de 1980, a un precio algo superior a los
10 dólares por barril en julio de 1986, escasamente sobrepasando los 18 dólares por barril a finales de la década. Los bajos precios redujeron la rentabilidad de las empresas petroleras, por lo que muchas de ellas tuvieron que adoptar medidas de reducción de costes, entre otras reducir el tamaño de la planta.
Además, la mayoría de las grandes empresas petroleras buscaban consolidar y racionalizar sus activos productivos, lo cual a menudo significaba vender propiedades marginales. Desde 1983, Amoco había vendido pequeñas propiedades por un valor superior a los 750 millones de dólares, las cuales, pensaba, podrían ser explotadas más económicamente por pequeñas compañías independientes con menores gastos generales.
En 1988, Amoco hizo una extensa revisión de su estructura de costes y rentabilidad. El estudio reveló que los costes operativos directos estaban bien controlados y serían difíciles de reducir. Sin embargo, también mostró que en Estados Unidos, el 85% del margen bruto de la empresa era producido por sólo el 11% de sus 1.150 campos productivos, y que muchos de los otros campos tenían gastos generales y de reparación desproporcionadamente altos. En base a éste y otros resultados, Amoco inició una reestructuración para poder dedicarse más a sus mejores propiedades y oportunidades. El primer paso fue la venta, en 1989, de más de cuatrocientos campos de la cola de su curva marginal, que comprendía aproximadamente un tercio de su cartera de campos y un 12% de los arrendamientos. Estas propiedades figuraban entre las menos rentables de la empresa y sólo proporcionaban un 3% de su margen directo.
En enero de 1990, como parte de la reestructuración general de Amoco, su consejo de administración aprobó un plan de desinversión de 1.200 millones en propiedades de la sección media de la curva marginal. Contrató a Morgan Stanley para que le aconsejara en este proyecto, que comenzó con una revisión de distintas alternativas de desinversión. Estas incluían la venta de propiedades en paquetes regionales, la transferencia de activos creando una nueva compañía, la formación de una «joint venture» o la retención de propiedades hasta que se agotaran sin hacer más inversiones materiales. Entre estas alternativas, se creía que la transferencia de activos sería la mejor. Sin embargo, tras posteriores estudios, se vio que, por varios motivos, esta opción tardaría dos o más años en completarse, lo cual reducía su atractivo. Contaba también con el problema de que la futura receptividad del mercado era difícil de pronosticar. Consecuentemente, Amoco y Morgan Stanley decidieron unir las propiedades en una nueva e independiente entidad de prospección y producción denominada MW Petroleum Corporation.
Al formarla, se encontraron frente a muchas cuestiones organizacionales, de gestión y recursos humanos que sobrepasan el objetivo material de este caso. En última instancia, esta entidad tenía que ser tan grande como muchas compañías petroleras independientes americanas y podía ser vendida como tal a potenciales compradores no estadounidenses que trataban de realizar operaciones en dicho país.
Durante el segundo semestre de 1990, MW Petroleum fue mostrada a una serie de empresas internacionales. Por varias razones, no recibieron oferta de ninguna de ellas. A finales de año decidieron dirigirse también a empresas estadounidenses; sin embargo, ninguna de las ofertas satisfizo a Amoco: una quería sólo parte de MW; otra ofrecía un precio demasiado bajo; y un grupo de capital riesgo mostró interés, pero sus posibilidades de financiación eran dudosas. La oferta más interesante provino de Apache Corporation.

Apache Corporation
Apache Corporation era una compañía independiente de petróleo y gas con base en Denver,
Colorado. Se dedicaba a la prospección, desarrollo y producción de petróleo y gas natural, principalmente en Estados Unidos. En 1990 tuvo beneficios de 40 millones de dólares sobre unos
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ingresos de 270 millones, y su valor de mercado fue de 850 millones. Sus reservas probadas eran de
106,1 millones de barriles en una base equivalente en petróleo, y se concentraba en la región de la costa del golfo, las Montañas Rocosas y la cuenca de Anadarko en Oklahoma. La producción diaria en 1990 había sido de 259,1 millones de pies cúbicos (MMCF) de gas y de 9.200 barriles (MB) de petróleo. A estos niveles, en una base equivalente en petróleo, su producción de gas excedía su producción petrolera en una proporción de cuatro a uno, aproximadamente. Los datos histórico-financieros de Apache se recogen en el Anexo 2.
Apache tenía costes bajos y era considerado un operador eficiente de propiedades pequeñas y medianas. Para explotar estas fortalezas, el presidente Raymond Plank desarrolló una estrategia a la que él llamó «racionalizar y reconfigurar». Esta estrategia incluía la compra de propiedades explotadas cuyas operaciones pudiera controlar y rápidamente hacer más eficientes. En los años ochenta, las tácticas de Apache frecuentemente incluían financiación vía préstamos para la compra de una cartera de propiedades, la mayor parte de las cuales serían retenidas y utilizadas, mientras que las restantes eran vendidas para ayudar a pagar la deuda. Un total de más de 1.400 millones de dólares en activos fueron adquiridos de este modo en los años ochenta, con las dos mayores compras que excedían los 400 millones. Las propiedades de MW ofrecían varios atractivos a Apache. En primer lugar, MW era una empresa grande que sobrepasaría en más del doble las reservas de Apache, y comprendía principalmente propiedades interesantes para sus operaciones. Además, Amoco, por medio de MW, operaba en campos que comprendían casi un 80% de la producción de MW. Esto era considerado un alto porcentaje entre los productores estadounidenses y prometía a Apache muchas oportunidades de ahorro en costes (el restante 20% de la producción de MW consistía en intereses en campos explotados por otras empresas).
Añadir MW a su cartera también cambiaría la proporción 20-80 de petróleo-gas, pasando a una proporción 40-60. Tal cambio era deseable, ya que los precios del gas habían sido extremadamente volátiles en los meses anteriores: durante 1990 habían caído casi un 50% tras haber comenzado el año en el punto máximo de los últimos cuatro años. La inestabilidad resultante en los ingresos de Apache hacía que fuera peligroso un alto apalancamiento, y la estrategia de crecimiento vía adquisiciones resultara más difícil. Finalmente, las propiedades de MW diversificarían más a Apache geográficamente. Esto aumentaría su estabilidad, mejoraría su posición entre las empresas americanas independientes y podría llevar a futuras oportunidades de adquisición.

MW Petroleum Corporation
MW había sido constituida como una subsidiaria independiente, pero pertenecía totalmente a
Amoco. Tenía reservas y equipo de gestión propios, así como sus propios datos de geología e ingeniería, o por lo menos acceso a ellos. Estos los había obtenido a partir de estudios realizados o comprados por
Amoco sobre campos de MW. Los holding de MW incluían intereses operativos en más de 9.500 pozos, en más de 300 campos de producción situados en casi 350.000 acres netos en la costa del golfo, las
Montañas Rocosas, las regiones centrales del país y los depósitos pérmicos de Texas y Nuevo México.
Sus probadas, probables y posibles reservas, según estimaciones de asesores independientes, sumaban
264 millones de barriles en una base equivalente en petróleo1. De esto, un 60% era petróleo y un 40% gas.
La Tabla 1 detalla las reservas de MW según su rango de ingeniería, desarrollo y producción.

1 Para obtener un total de las reservas de petróleo y gas, se convierten 6.000 millones de pies cúbicos (BCF) de gas en un millón de barriles de petróleo (MMBOE).

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Tabla 1

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Reservas estimadas de MW Petroleum

Petróleo
(MMB)

Gas
(MMCF)

Total
(MMBOE)

Probadas, desarrolladas y explotadas
Probadas, desarrolladas pero no explotadas
Probadas y no desarrolladas

73,6
7,9
15,8

381,1
61,5
58,5

137,1
18,1
25,6

Total probadas
Total probables
Total posibles

97,3
14,1
44,5

501,1
70,4
75,4

180,8
25,8
57,1

Total reservas

155,9

646,9

263,7

Plank estaba interesado en MW porque la mayor parte de sus propiedades encajaban con las de
Apache. Desgraciadamente, MW le resultaba demasiado grande para financiar con sus propios recursos.
Por eso, Apache pretendía excluir de su propuesta un grupo de propiedades localizadas en Michigan y en el Golfo de México, ya que no encajaban bien en su cartera. Amoco replicó que consideraría tal propuesta y, si resultaba interesante, quizá le ayudaría a encontrar financiación.

Reservas probadas y desarrolladas
MW tenía reservas desarrolladas relacionadas tanto con pozos explotados como no explotados.
Incluían producción proyectada, tanto de bolsas de petróleo en funcionamiento ordinario como bolsas que sólo necesitaban gastos mínimos para ser completamente operativas. Apache estaba interesada en
121,4 MMBOE de las reservas probadas y desarrolladas de MW, aproximadamente un 80% del total.
Más de la mitad de las reservas que Apache propuso excluir correspondían a gas. La producción anual de petróleo y gas para la venta disminuiría con el tiempo a medida que las reservas se agotaran. Aunque la producción podría ralentizarse para aumentar la vida de las reservas, esta práctica era inusual en
Estados Unidos. La producción petrolera se esperaba que fuera de 9,4 MB en 1991, y que hubiera disminuido a 1,2 MB en 2005. Para entonces, sólo quedaría un 24% de las reservas de petróleo crudo inicialmente probadas y desarrolladas. Igualmente, se esperaba que la producción de gas cayera de 45,3 a 6,2 MMCF en los quince años que van de 1991 a 2005. A finales de 2005 sólo quedaría un 14% de las iniciales reservas de gas. El Anexo 3 presenta las proyecciones de producción de las probadas reservas desarrolladas, junto con sus «cash flow» asociados, con exclusión de los anteriormente citados campos de Michigan y Golfo de México.

Reservas probadas pero no desarrolladas
MW también tenía reservas probadas pero no desarrolladas. Desarrollarlas requeriría perforar pozos adicionales adyacentes a los ya existentes, rellenar las bolsas existentes o, en algunos casos, utilizar técnicas de recuperación «secundarias» o «terciarias». La más común de éstas era la inundación, que consistía en inyectar agua en un campo explotado en determinados lugares seleccionados, para así incrementar la presión en los mismos, y extraer más petróleo y gas del suelo. Las propiedades en las cuales Apache estaba interesada comprendían un 75% de las reservas probadas no desarrolladas, lo cual equivale a más del 80% de las reservas petroleras disponibles. Explotarlas requeriría un gasto estimado de 35 millones de dólares en dos años, y sólo un gasto mínimo de capital más adelante. Una vez estas reservas estuvieran desarrolladas, aproximadamente un 70% del petróleo y un 90% del gas podría ser
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extraído durante los primeros quince años de producción. En la mayor parte de los campos, MW podría dejar estas reservas sin desarrollar, manteniendo el derecho a desarrollarlas más adelante. Cuánto tiempo podría aguantar sin ejercer sus derechos variaba de propiedad en propiedad, dependiendo de las condiciones de arrendamiento financiero, de los acuerdos de reparto con otras empresas y del nivel de producción de otros pozos de su propiedad. En casi todos los casos, MW podría esperar de cinco a siete años sin arriesgar sus derechos. El Anexo 4 muestra las proyecciones de producción y «cash flow» que se obtendrían de la explotación de las reservas probadas no desarrolladas, excluyendo, una vez más, las reservas de Michigan y el Golfo de México.

Reservas probables
Datos de geología e ingeniería mostraban que algunas reservas eran potencialmente recuperables, pero la falta de datos y la incertidumbre hacían que se les clasificara como probables en vez de probadas. Por tanto, pronósticos de producción y «cash flow» para probables reservas a menudo tenían que sufrir una medición de riesgo basada en datos disponibles y experiencia histórica en campos comparables, con el objeto de que fuera una estimación que reflejara su valor esperado. Las cantidades efectivamente recobradas podrían ser mayores o menores, dependiendo de la geología y de la naturaleza y extensión de las operaciones de recuperación llevadas a cabo. Para las propiedades de MW,
Amoco y Apache hicieron estimaciones independientes. El Anexo 5 presenta la producción y «cash flow» proyectados para las reservas probables de MW, excluyendo Michigan y el Golfo de México.
Explotar reservas probables requeriría gastos significativos, excediendo los 40 millones en los primeros cinco años: primero había que estudiar las reservas y luego llevar a cabo el consecuente desarrollo y producción, principalmente utilizando técnicas de recuperación secundarias. Al igual que con las reservas no desarrolladas, los gastos de ingeniería y desarrollo podrían ser diferidos, si MW quisiera, entre cinco y siete años por lo menos.

Reservas posibles
Los datos geológicos y de ingeniería sugerían la presencia de posibles reservas y, por tanto, de significativas cantidades de petróleo o gas; pero su comprobación, desarrollo y recuperación se juzgaban bastante arriesgados. Por ello, el riesgo de estas operaciones debía ser medido para poder hacer predicciones de producción y operatividad. El Anexo 6 muestra que se tendrían que realizar gastos estimados en más de 100 millones de dólares en los primeros cinco años para recuperar estas reservas si
MW decidiera llevarlas a cabo. Habría altos gastos anticipados, porque serían necesarias técnicas de recuperación avanzadas, tanto secundarias como terciarias, para desarrollar y producir posibles reservas. Otras oportunidades
Además de las reservas existentes, había otras oportunidades de creación de valor a partir de las propiedades de MW; quizá la más obvia, si no la más fácil, sería una mayor exploración. A través de
MW, Apache poseería o tendría acceso a sofisticados datos técnicos recogidos por Amoco. Éstos, y la posterior investigación de la extensión de MW, podrían propiciar el descubrimiento de nuevas reservas.
Todos estaban de acuerdo en que la posibilidad de un nuevo descubrimiento en estas zonas geográficas era pequeña, y que el valor de las oportunidades de prospección era de aproximadamente 25 millones de dólares. No se esperaba que esta cifra fuera a ser parte controvertida de las negociaciones.
Las restantes oportunidades no implicaban un incremento de reservas, sino formas de optimizar la producción. Procesos como profundización y reparación de pozos, entre otros, podrían ser utilizados en
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algunos pozos existentes para reducir costes, aumentar la esperanza de vida o incrementar el ritmo de producción. Igualmente, un buen control del tiempo y la aplicación de métodos secundarios y terciarios podrían mejorar la producción incluso de pozos en buen estado. Tales oportunidades tenían que ser reconocidas y explotadas por el operador en el campo cuando surgieran. Los efectos netos de flujos de caja eran positivos, pero normalmente no grandes para ningún pozo aisladamente, y difíciles de estimar.
No están incluidos en las proyecciones mostradas en los Anexos 3 a 6. En general, Apache creía que sería posible reducir los costes, tanto directos como indirectos, de explotar las propiedades de MW.

«Cash flow» agregados de MW
Las estimaciones de producción y flujos de caja presentados en los Anexos 3 a 6, para cada tipo de reserva, están agregados por años en el Anexo 7. Así se consigue una imagen global de la compañía, con su precio específico de compra, precio de la energía, sus inversiones y estimaciones operativas. En particular, los Anexos 3 a 7 excluyen las propiedades de Michigan y el Golfo de México. Si estas propiedades hubieran estado incluidas cuando Apache compró MW, seguramente se hubieran vendido rápidamente. Los beneficios esperados estaban basados en pronósticos de precios de petróleo y gas que, a su vez, se basaban en opiniones ofrecidas por los economistas de Morgan Stanley (Amoco y Apache también hicieron sus pronósticos particulares, para uso interno). A finales de 1990, la mayor parte de ellos predijeron que los precios aumentarían gradualmente para ambos productos en los siguientes quince años. Por el contrario, diferían en lo que esperaban en el corto plazo, durante la crisis del Golfo
Pérsico, y en sus predicciones específicas sobre la velocidad del incremento de precios en el largo plazo.
Estimaciones de los costes operativos y generales también fueron desarrolladas por ingenieros independientes y por Amoco y Morgan Stanley, respectivamente, no por Apache (véanse Anexos 3 a 7).
Se basaban, en primer lugar, en costes históricos y, en segundo lugar, en ahorros efectivos generales que
Amoco pretendía realizar si se vendía MW. La experiencia de Apache podría ser mejor o peor, dependiendo de la eficiencia con que se explotaran las propiedades. Estimaciones de depreciación, agotamiento y amortización fueron recogidas por el autor, basándose en los programas presentados por
Amoco y Morgan Stanley para el memorándum de MW. Éstas dependían del precio total de compra, del reparto del precio entre las distintas reservas, y de la naturaleza y momento de los gastos de capital.
Finalmente, el Anexo 7 supone que las oportunidades son explotadas sin retraso; esto es, el gasto en capital para reservas posibles, probables y probadas no desarrolladas comienza en 1991 y se va produciendo como se muestra en los Anexos 3 a 6. Si algunos o todos estos gastos fueran pospuestos, los correspondientes flujos operativos de caja también se verían retrasados.

Riesgos
La prospección y producción de petróleo y gas en Estados Unidos había sido un negocio volátil durante los veinte años precedentes. La causa principal fue la volatilidad de los precios de la energía, que había sido pronunciada desde principios de los setenta. Los precios del petróleo en particular se habían visto influidos por hechos políticos y económicos globales, además de las condiciones locales de oferta y demanda. La fuerte caída de precios del petróleo en 1986 fue seguida de un período de precios volátiles, generalmente en aumento, y un repentino incremento ocasionado por la invasión de Kuwait por Irak en agosto de 1990. En enero de 1991, la guerra estalló en la región del Golfo Pérsico. Sin embargo, otros países productores de petróleo, principalmente Arabia Saudí, habían incrementado la producción para compensar la caída de la oferta, y la mayor parte del mundo estaba unida en oposición a la ocupación de Kuwait por Irak. Como resultado, a finales de 1990 los precios del petróleo habían caído desde los máximos del mes de septiembre. Sin embargo, los precios eran volátiles a principios de
1991 y muchos analistas esperaban que permanecieran así. La desviación estándar anual de los cambios
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en el precio del petróleo, calculada sobre las fluctuaciones observadas de precios semanales, estaba algo por encima del 50% anual a finales de enero de 1991. Durante 1989 y la primera mitad de 1990, esta desviación estándar anual se mantuvo generalmente entre un 20 y un 30%, pero había aumentado de forma constante desde principios de la crisis del Golfo Pérsico. El Anexo 8 muestra datos históricos de los precios del petróleo y la desviación estándar de sus cambios, estimados a partir de datos históricos de precios semanales.
Los precios del gas habían disminuido gradualmente de sus niveles relativamente altos de 1984, pero había aumentado su volatilidad a medida que disminuyó el control. Durante la mayor parte de 1988 y
1989, la desviación estándar de los cambios en precios del gas fue menor que la del petróleo. Sin embargo, en otoño de 1989, la volatilidad de los precios del gas aumentó hasta una desviación estándar del 40% por año, casi el doble de la del petróleo. No fue hasta otoño de 1990 que el petróleo volvió a ser más volátil que el gas. El Anexo 8 muestra datos históricos de los precios del gas y su desviación estándar. Además de la volatilidad de precios, Apache se encontraría con incertidumbres acerca de las cantidades de petróleo y gas a producirse en los campos de MW, así como respecto al coste de su producción. Algunos riesgos derivaban de cuestiones de geología e ingeniería carentes de respuesta sobre la cantidad de petróleo y gas presentes físicamente, y la probabilidad de éxito de operaciones de recuperación secundarias y terciarias. Las reservas de MW habían sido cuantificadas por Amoco y sus asesores externos, basándose en datos sísmicos y otros de naturaleza geológica, la experiencia de producción de Amoco hasta la fecha y otros factores que determinaron la efectividad de técnicas de recuperación específicas. Los ingenieros y asesores de Apache también estaban evaluando las reservas y operaciones de producción. Además de revisar las estimaciones independientes de reservas, estaban buscando oportunidades de ahorro en costes. La habilidad en el manejo de costes –tanto directos como indirectos– sería una importante determinante de la rentabilidad de MW.

Estructuración de una propuesta
Con el fin de aprovechar esta atractiva oportunidad de crecimiento, los ejecutivos de Apache y sus asesores tuvieron que diseñar una transacción que cumpliera el deseo de Amoco de vender MW a buen precio, que fuera rentable para Apache y que pudiera ser financiada externamente con un gran componente de deuda. Esto último parecía especialmente difícil, dado el tamaño de MW, la clasificación
Ba3 de la deuda de Apache y el entorno de los préstamos corrientes.
En 1991, el máximo ratio préstamo-valor permitido por los bancos prestamistas para activos petrolíferos y de gas era generalmente el 50% del valor de las reservas probadas. El proceso de aprobación del crédito requería el análisis del peor caso posible, y las condiciones del préstamo se ponían para maximizar la protección al prestamista en el peor de los casos. El entorno de los préstamos en 1991 era todavía más restrictivo, ya que los bancos estadounidenses estaban bajo la fuerte presión de los reguladores. Éstos les exigían mejorar la calidad de sus carteras de préstamos debido a las pérdidas sufridas en algunas transacciones altamente apalancadas durante los años ochenta. Debido a la pérdida de capacidad de préstamo que muchas habían sufrido por poner en juego sus reservas con créditos dudosos, estas operaciones se habían vuelto escasas y muchas entidades incluso habían dejado de realizarlas. Consecuentemente, había un número limitado de instituciones entre las que se podría reunir un préstamo.
Había varias formas posibles de conseguir que la adquisición de MW fuera más atractiva para los prestamistas. Una consistía en reducir su tamaño, aunque Amoco y Apache pondrían un límite. Otra era que Apache o MW emitieran acciones dirigidas a Amoco, al público o a otros inversores privados. Las
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acciones de Amoco y Apache cotizaban en la Bolsa de Nueva York (sus datos históricos se hallan recogidos en el Anexo 9). En tercer lugar, existía la posibilidad de que Amoco prestara a Apache, o de que le garantizara una parte de su deuda externa. Finalmente, cuanto más redujera Apache su exposición en el peor de los casos, más podría esperar conseguir. La principal preocupación de prestamistas con experiencia era una caída inesperada de los precios del petróleo, como había ocurrido en 1986. A principios de 1991, con una guerra en marcha en el Golfo Pérsico, la mayor parte de los expertos estimaron una subida de precios, a diferencia de la heterogeneidad en las predicciones sobre la variación de precios en el corto plazo. No debe sorprender que los bancos estuvieran entre los estimadores más conservadores. Algunos habían prestado agresivamente tras los shocks en los años setenta, perdiendo cantidades importantes al caer los precios.
A pesar de los problemas que Apache tenía que superar, por lo menos un aspecto del entorno era favorable. La inflación en Estados Unidos había sido baja durante casi una década, y los tipos de interés generalmente habían ido cayendo. Los bonos del Tesoro a largo plazo ofrecían una rentabilidad entre un
8 y un 8,25%, y la rentabilidad de la deuda de clasificación B había caído más de 150 puntos básicos en dos meses, a pesar de la inestabilidad de Oriente Medio. Unos menores tipos de interés reducían el coste de financiación, y un menor coste de capital hacía más atractivas las inversiones a largo plazo, como era la de MW. En el Anexo 10 se presentan datos actuales del mercado financiero.

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Anexo 1

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Amoco Corporation, datos histórico-financieros seleccionados (en millones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)
1986

1987

1988

1989

1990

Ingresos
Ingresos operativos
Impuestos sobre consumo y otros
Total ingresos

18.281
2.064
20.345

20.174
2.282
22.456

21.150
2.769
23.919

23.966
2.794
26.760

28.010
3.571
31.581

Compras de petróleo crudo, productos petrolíferos y mercancías
Gastos de explotación
Gastos prospección petróleo
Gastos administrativos y de ventas
Otros impuestos
Depreciación, agotamiento y amortización
Gastos financieros
Total costes y gastos

7.593
3.451
925
1.358
2.592
2.418
468
18.805

8.970
3.370
647
1.424
2.840
2.295
410
19.956

8.471
3.915
767
1.466
3.207
2.318
468
20.612

10.619
4.380
726
1.888
3.224
2.500
728
24.065

13.697
5.395
693
1.991
3.395
2.413
587
28.171

1.540
793

2.500
1.140

3.307
1.244

2.695
1.085

3.410
1.497

747

1.360

2.063

1.610

1.913

4.200
1.337
18.169
23.706

5.899
1.072
18.151
25.122

5.393
1.431
23.095
29.919

6.428
1.355
22.647
30.430

8.216
1.287
22.706
32.209

4.180
174
3.556
4.472

4.503
468
3.303
4.741

4.799
444
6.274
5.060

5.148
483
5.915
5.200

6.092
492
5.464
6.093

Fondos propios

11.324

12.107

13.342

13.684

14.068

Ratios financieros (en porcentaje)
Rendimiento sobre ingresos operativos
Rendimiento sobre activos
Rendimiento sobre fondos propios
Coeficiente de solvencia
Ratio deuda/capital
Ratio cobertura intereses
Clasificación deuda
Relación PER
«Cash flow» por acción (en dólares)
Acciones ordinarias en circulación (millones)
Precio de acciones al cierre del año

4,1
3,2
6,5
0,9
19,1
7,4
Aaa
22,59
6,30
502,00
32,75

6,7
5,4
11,6
1,1
22,1
8,3
Aaa
14,7
7,1
515,3
34,5

9,8
6,9
16,2
1,0
32,4
8,8
Aaa
10,0
8,1
517,1
37,5

6,7
5,3
11,9
1,1
30,8
5,3
Aaa
14,40
8,00
511,50
54,63

6,8
5,9
13,8
1,2
28,8
7,4
Aaa
15,40
8,30
502,00
52,38

Beneficio antes de impuestos
Impuestos sobre beneficio
Beneficio neto
Balance
Activo circulante
Inversiones y otros
Inmovilizado material neto
Total activos
Pasivo circulante
Deuda a corto plazo
Deuda a largo plazo
Otros pasivos

9
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306-S16

Anexo 2

MW Petroleum Corporation (A)

Apache Corporation, datos histórico-financieros seleccionados (en millones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)
1986

1987

1988

1989

1990

106

100,5

141,7

246,9

273,4

82,1
23,5

184,6
25,5

14,6
15,9

18,9
15,1

61,4
27,6
14,4
16,7
14,5

96,3
42,5
31,3
23,4
21,4

116,8
44,6
22,1
21,5
11,0

Beneficio por operaciones corrientes antes de impuestos
Provisión para impuestos

–30,1
–14,8

–143,6
–62,1

7,1
1,6

32
9,8

57,4
17,2

Beneficio por operaciones corrientes
Operaciones no corrientes:
Beneficio de operaciones no corrientes, neto de impuestos
Beneficio por venta de operaciones no corrientes, neto de impuestos

–15,3

–81,5

5,5

22,2

40,2

4,4

0,6

2,6

0,0

0,0

0,0

8,8

0,0

0,0

0,0

Beneficio neto ordinario antes de partida extraordinaria
Partida extraordinaria:
Beneficio por extinción anticipada de deuda, neto de impuestos

–10,9

–72,1

8,1

22,2

40,2

0,0

1,1

1,0

0,0

0,0

Beneficio neto (pérdida)

–10,9

–71,0

9,1

22,2

40,2

Balance
Activo circulante
Inmovilizado material neto
Otros activos
Total activos

89,6
490,7
64,3
644,6

121,0
363,4
20,0
504,4

109,2
570,9
21,6
701,7

132,6
603,6
28,2
764,4

138,5
663,4
27,8
829,7

Pasivo circulante
Deuda a largo plazo

75,6
260,9

91,3
238,8

87,3
320,0

105,5
198,1

117,6
200,0

Fondos propios

207,4

128,8

206,9

350,3

386,8

1,30
5,40
1,11
60,70
14,50
1,70

2,90
8,00
1,23
36,10
21,40
2,50

4,80
10,90
1,13
34,10
11,00
6,20

B2
33,20
2,03
33,00
7,88

NRa
19,40
2,70
44,00
18,38

Ba3
17,90
3,52
44,70
14,63
0,82

Cuenta de pérdidas y ganancias
Beneficio
Gastos operativos
Depreciación y amortización
Gastos de explotación
Gastos marketing y recopilación
Gastos administrativos, venta y otros
Costes financieros netos

Ratios financieros (en porcentaje)
Rendimiento sobre activos
Rendimiento sobre fondos propios
Coeficiente de solvencia
Ratio deuda/capital
Gastos intereses (neto)
Ratio cobertura intereses
Clasificación deuda (obligaciones subordinadas convertibles)a Relación PER
«Cash flow» por acción (en dólares)
Acciones ordinarias en circulación (en millones)
Precio acciones al cierre del año (en dólares)
Beta no apalancada (beta activo)b a 1,17
55,70
15,90

1,26
65,00
15,10

Ba3

B2

2,87
20,30
9,00

2,45
20,10
7,50

No clasificada.

b

La beta de la media del activo, según estimaciones de Morgan Stanley para seis compañías independientes (Apache incluida), fue de 0,64.

10
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Fuente: aclaraciones a continuación del Anexo 7.

(21) «Cash flow» acumulado

(20) Valor final

(19) «Cash flow»

Impuestos directos sobre producción
Gastos directos de explotación
Gastos generales
Depreciación, agotamiento y amortización
Beneficios netos antes de impuestos
Impuestos federales y estatales
Corrientes
Diferidos
Total impuestos
Margen de contribución
Gastos sin desembolso
Efectivo procedente de operaciones
Gastos de capital

89,4

169,4

80,0

44,4
–15,2
29,2
52,0
30,1
82,0
2,0

48,5
–19,1
29,4
55,8
38,9
94,7
5,4
89,4

23,6
80,3
32,2
45,2
81,2

180,4
82,1
262,5

8,1
36,8

1992

25,5
79,9
33,9
58,0
85,2

192,0
90,5
282,5

«Cash flow» (en millones):
(3) Ingresos del petróleo
(4) Ingresos del gas
(5) Total ingresos

(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)

9,4
45,3

Producción:
(1) Crudo y condensados (MB)
(2) Gas (MMCF)

1991

239,1

69,6

39,3
–11,8
27,4
48,6
23,7
72,3
2,7

21,6
79,8
28,6
35,6
76,1

168,2
73,5
241,7

7,1
29,5

1993

302,1

63,0

34,1
–9,5
24,6
43,9
19,6
63,5
0,5

19,9
78,9
25,9
29,1
68,6

154,5
67,8
222,3

6,3
25,0

1994

358,0

56,0

29,9
–7,7
22,3
40,4
16,1
56,6
0,6

18,0
76,0
23,0
23,8
62,7

139,4
64,1
203,5

5,3
21,7

1995

407,5

49,5

25,9
–5,9
20,0
37,0
13,2
50,3
0,8

16,2
71,0
20,4
19,1
57,0

124,5
59,2
183,7

4,5
18,6

1996

452,4

44,9

23,6
–6,2
17,4
32,2
13,5
45,7
0,8

14,4
63,8
18,2
19,6
49,7

109,1
56,7
165,8

3,7
16,5

1997

494,3

41,9

21,5
–5,1
16,4
31,0
11,5
42,5
0,6

12,7
56,1
16,1
16,6
47,4

94,7
54,2
148,9

2,9
14,9

1998

531,9

37,6

19,3
–3,9
15,4
29,2
9,5
38,7
1,1

11,4
49,9
13,9
13,3
44,6

82,7
50,4
133,1

2,4
12,8

1999

566,2

34,3

17,5
–3,1
14,4
27,0
7,7
34,6
0,4

10,5
48,2
12,6
10,7
41,4

75,7
47,6
123,3

2,2
11,3

2000

600,4

34,2

17,4
–2,5
14,9
27,9
6,4
34,4
0,1

9,8
45,5
10,8
9,0
42,8

72,0
45,8
117,8

1,9
10,3

2001

629,9

29,5

15,2
–2,2
13,0
24,3
5,3
29,6
0,1

9,1
44,1
9,7
7,5
37,3

66,7
41,1
107,7

1,7
8,5

2002

656,0

26,1

13,4
–1,8
11,7
21,7
4,5
26,2
0,1

8,5
44,5
9,0
6,3
33,3

63,4
38,2
101,6

1,5
7,6

2003

679,4

23,5

12,7
–1,4
11,3
20,0
4,0
24,0
0,5

8,1
43,7
8,3
5,3
31,3

59,9
36,9
96,8

1,4
6,7

2004

Reservas probadas y desarrolladas: proyecciones de producción y «cash flow» (en millones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)

Reservas probadas y desarrolladas

Anexo 3

793,6

92,1

22,1

12,0
–1,2
10,8
18,9
3,3
22,2
0,1

7,7
43,0
7,8
4,5
29,7

56,6
36,1
92,7

1,2
6,2

2005

306-S16

-11-

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Fuente: Aclaraciones a continuación del Anexo 7.

(21) «Cash flow» acumulado

(20) Valor final

(19) «Cash flow»

Impuestos directos sobre producción
Gastos directos de explotación
Gastos generales
Depreciación, agotamiento y amortización
Beneficios netos antes de impuestos
Impuestos federales y estatales
Corrientes
Diferidos
Total impuestos
Margen de contribución
Gastos sin desembolso
Efectivo procedente de operaciones
Gastos de capital

–13,5

–19,3

–5,8

6,4
–4,2
2,2
3,5
8,4
11,9
17,7

2,1
–4,1
–2,0
–4,2
8,3
4,0
17,5
–13,5

2,4
1,5
3,1
12,6
5,7

14,0
11,3
25,3

0,6
4,9

2

0,9
1,2
1,1
12,3
–6,2

6,0
3,4
9,4

«Cash flow» (en millones):
(3) Ingresos del petróleo
(4) Ingresos del gas
(5) Total ingresos

(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)

0,3
1,7

Producción:
(1) Crudo y condensados (MB)
(2) Gas (MMCF)

Años 1

–11,7

7,6

7,0
–3,5
3,5
5,8
7,1
12,9
5,3

2,3
2,0
3,2
10,6
9,2

12,9
14,5
27,4

0,5
5,6

3

–6,4

5,2

5,0
–3,0
2,0
3,1
6,3
9,3
4,1

1,8
2,3
2,4
9,3
5,1

11,8
9,1
20,9

0,5
3,3

4

–1,9

4,6

4,3
–2,6
1,7
2,6
5,5
8,1
3,5

1,7
2,8
2,1
8,1
4,2

12,3
6,7
19,0

0,5
2,3

5

4,9

6,7

4,1
–2,1
2,1
3,4
4,6
8,0
1,3

1,7
3,4
2,2
6,7
5,5

13,2
6,2
19,4

0,5
2,0

6

14,6

9,7

5,1
–2,1
2,9
5,1
4,7
9,8
0,1

2,0
3,3
2,5
6,8
8,1

16,1
6,6
22,7

0,5
2,0

7

27,1

12,5

6,5
–1,8
4,7
8,8
4,0
12,8
0,3

2,5
3,3
3,0
5,8
13,5

21,0
7,1
28,1

0,7
2,2

8

43,1

16,0

8,0
–1,3
6,7
12,8
3,2
16,0
0,0

3,1
4,5
3,7
4,6
19,5

27,1
8,2
35,3

0,8
2,3

9

58,2

15,1

7,7
–1,1
6,6
12,6
2,6
15,2
0,1

2,8
3,4
3,3
3,7
19,2

25,2
7,2
32,4

0,7
1,9

10

65,0

6,8

7,6
–1,2
6,3
11,8
3,1
14,9
8,1

2,8
3,7
2,9
4,3
18,2

25,3
6,6
31,9

0,7
1,6

11

79,7

14,7

7,5
–1,0
6,5
12,1
2,5
14,7
–0,0

3,0
4,2
2,9
3,6
18,6

26,8
5,5
32,3

0,7
1,3

12

95,0

15,2

7,9
–0,9
7,1
13,3
2,2
15,4
0,2

3,1
4,5
3,0
3,0
20,3

28,7
5,2
33,9

0,7
1,3

13

111,5

16,5

8,8
–0,7
8,1
14,7
1,9
16,6
0,0

2,9
4,7
3,1
2,5
22,8

30,9
5,2
36,1

0,7
1,0

14

Reservas probadas no desarrolladas: proyecciones de producción y «cash flow» (en millones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)

Reservas probadas no desarrolladas

Anexo 4

194,3

67,8

15,1

8,1
–0,6
7,5
13,5
1,6
15,1
–0,0

3,0
4,8
2,8
2,1
21,1

29,3
4,5
33,8

0,6
0,9

15

306-S16

-12-

This document is authorized for use only by Roderick Luna (rjlunac@unal.edu.co). Copying or posting is an infringement of copyright. Please contact customerservice@harvardbusiness.org or
800-988-0886 for additional copies.

Fuente: aclaraciones a continuación del Anexo 7.

(21) «Cash flow» acumulado

(20) Valor final

(19) «Cash flow»

Impuestos directos sobre producción
Gastos directos de explotación
Gastos generales
Depreciación, agotamiento y amortización
Beneficios netos antes de impuestos
Impuestos federales y estatales
Corrientes
Diferidos
Total impuestos
Margen de contribución
Gastos sin desembolso
Efectivo procedente de operaciones
Gastos de capital

–5,8

–2,0

3,8

3,7
–0,0
3,7
7,3
0,8
8,1
4,3

2,9
–0,2
2,6
4,0
0,2
4,2
10,0
–5,8

1,3
0,7
1,9
0,8
11,0

6,3
9,4
15,7

0,3
4,2

2

0,8
0,4
1,3
0,4
6,6

3,7
5,8
9,5

«Cash flow» (en millones):
(3) Ingresos del petróleo
(4) Ingresos del gas
(5) Total ingresos

(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)

0,2
2,8

Producción:
(1) Crudo y condensados (MB)
(2) Gas (MMCF)

Años 1

–3,5

–1,5

4,8
–0,2
4,6
8,9
1,1
9,9
11,4

1,7
0,8
2,3
1,2
13,5

8,0
11,6
19,5

0,4
4,9

3

–6,0

–2,5

4,8
–0,2
4,5
9,3
2,2
11,5
14,0

2,0
2,6
2,8
2,5
13,8

9,6
14,1
23,7

0,4
5,3

4

3,7

9,7

3,8
0,3
4,1
10,5
1,9
12,3
2,6

2,2
4,4
3,0
1,6
14,5

13,3
12,3
25,7

0,5
4,2

5

15,7

11,9

4,2
0,3
4,5
10,8
1,6
12,4
0,5

2,3
4,7
2,9
1,3
15,4

14,3
12,3
26,6

0,5
3,8

6

28,8

13,1

5,5
0,1
5,6
11,7
1,6
13,4
0,3

2,7
5,3
3,1
1,5
17,3

17,0
13,0
30,0

0,7
4,5

7

41,8

13,0

5,8
–0,0
5,7
11,7
1,9
13,6
0,6

2,9
5,7
3,3
2,0
17,4

19,6
11,6
31,2

0,9
4,2

8

55,0

13,2

5,5
0,0
5,6
11,9
1,6
13,5
0,3

3,1
6,0
3,0
1,5
17,5

20,3
10,7
31,0

0,8
3,3

9

66,0

11,0

5,4
0,0
5,4
10,1
1,4
11,5
0,5

2,0
6,4
2,8
1,4
15,5

19,8
9,3
29,2

0,7
2,4

10

76,3

10,2

5,0
0,0
5,0
9,3
1,4
10,7
0,5

2,8
7,0
2,6
1,4
14,3

18,6
9,5
28,1

0,6
2,1

11

86,3

10,0

4,7
0,0
4,7
8,6
1,4
10,0
0,0

2,7
7,4
2,5
1,4
13,3

17,1
10,1
27,2

0,5
2,0

12

Reservas probables: proyecciones de producción y «cash flow » (en millones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)

Reservas probables

Anexo 5

94,7

8,4

4,0
0,0
4,0
7,2
1,4
8,6
0,2

2,5
7,4
2,2
1,4
11,3

15,8
8,8
24,7

0,4
1,5

13

101,7

7,0

3,5
0,0
3,5
6,1
1,4
7,5
0,5

2,3
7,3
2,0
1,3
9,6

14,5
8,1
22,6

0,4
1,3

14

15

-13-

159,0

51,0

6,4

3,0
0,0
3,0
5,1
1,3
6,4
0,0

2,1
7,2
1,9
1,3
8,1

13,4
7,3
20,6

0,3
1,1

306-S16

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«Cash flow»

Valor final

«Cash flow» acumulado

(19)

(20)

(21)

Fuente: aclaraciones a continuación del Anexo 7.

Impuestos directos sobre producción
Gastos directos de explotación
Gastos generales
Depreciación, agotamiento y amortización
Beneficios netos antes de impuestos
Impuestos federales y estatales
Corrientes
Diferidos
Total impuestos
Margen de contribución
Gastos sin desembolso
Efectivo procedente de operaciones
Gastos de capital

–8,6

–11,6

–2,9

3,1
–0,0
3,1
5,4
1,4
6,8
9,8

0,8
–0,4
0,3
0,8
0,3
1,1
9,7
–8,6

1,2
1,0
1,6
1,4
8,5

10,1
3,6
13,7

0,8
3,5

2

0,3
0,2
0,4
0,7
1,2

2,1
0,6
2,7

«Cash flow» (en millones):
Ingresos del petróleo
Ingresos del gas
Total ingresos

(3)
(4)
(5)

(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)

0,1
0,5

Producción:
Crudo y condensados (MB)
Gas (MMCF)

(1)
(2)

Años 1

–25,1

–13,5

4,2
–0,3
4,0
7,0
1,9
8,9
22,4

1,6
1,5
2,1
2,2
10,9

13,2
5,1
18,3

0,9
3,8

3

–53,5

–28,4

4,4
–0,5
3,9
6,2
4,4
10,6
38,9

1,8
2,1
2,5
4,9
10,0

14,4
6,9
21,3

0,8
3,9

4

–70,6

–17,1

3,2
0,7
3,8
6,1
4,2
10,4
27,4

2,2
6,5
2,9
3,5
10,0

18,0
7,2
25,1

0,8
3,6

5

–68,1

2,5

3,2
0,7
3,9
5,5
3,8
9,3
6,8

2,8
13,1
3,4
3,1
9,4

24,1
7,7
31,8

1,0
3,7

6

–55,6

12,5

5,4
0,2
5,6
9,3
3,8
13,2
0,7

5,0
21,2
5,2
3,6
15,0

42,3
7,7
50,0

1,6
3,2

7

–42,2

13,4

6,1
–0,2
6,0
10,0
4,4
14,4
1,0

6,8
31,9
6,9
4,5
16,0

59,1
7,0
66,1

2,1
3,0

8

–23,8

18,5

7,8
0,2
8,0
15,4
3,7
19,1
0,7

7,9
33,0
7,3
3,5
23,4

67,4
7,8
75,2

2,4
3,2

9

–7,7

16,1

8,9
0,0
8,9
15,7
3,3
19,1
3,0

8,0
35,1
7,6
3,3
24,6

69,4
9,3
78,7

2,3
2,8

10

13,5

21,2

10,9
0,0
11,0
20,2
3,3
23,5
2,3

7,1
26,4
6,9
3,3
31,1

66,8
8,1
74,9

2,0
1,9

11

33,6

20,1

9,4
0,0
9,4
16,9
3,3
20,1
0,0

6,7
26,3
6,3
3,2
26,2

62,7
6,1
68,8

1,7
1,3

12

Reservas posibles: proyecciones de la producción y «cash flow» (en millones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)

Reservas posibles

Anexo 6

52,4

18,8

8,8
0,0
8,8
15,7
3,2
18,9
0,1

6,4
25,7
5,9
3,2
24,5

59,7
5,9
65,7

1,6
1,4

13

69,2

16,8

7,9
0,0
7,9
13,7
3,2
16,9
0,0

6,1
25,8
5,7
3,1
21,6

56,4
5,9
62,3

1,4
1,2

14

155,9

72,3

14,4

6,7
0,0
6,8
11,4
3,1
14,5
0,0

5,6
25,6
5,3
3,1
18,1

52,0
5,7
57,7

1,2
1,0

15

306-S16

-14-

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Fuente: aclaraciones a continuación del Anexo 7.

(21) «Cash flow» acumulado

(20) Valor final

(19) «Cash flow»

Impuestos directos sobre producción
Gastos directos de explotación
Gastos generales
Depreciación, agotamiento y amortización
Beneficios netos antes de impuestos
Impuestos federales y estatales
Corrientes
Diferidos
Total impuestos
Margen de contribución
Gastos sin desembolso
Efectivo procedente de operaciones
Gastos de capital

61,4

136,5

75,1

57,6
–19,4
38,2
68,3
40,6
108,9
33,8

54,2
–23,8
30,4
56,4
47,6
104,0
42,6
61,4

28,5
83,5
38,7
60,0
106,5

210,9
106,3
317,2

9,8
49,5

2

27,5
81,7
36,6
71,4
86,8

203,9
100,3
304,1

«Cash flow» (en millones):
(3) Ingresos del petróleo
(4) Ingresos del gas
(5) Total ingresos

(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
(17)
(18)

10,0
50,2

Producción:
(1) Crudo y condensados (MB)
(2) Gas (MMCF)

Años 1

198,8

62,2

55,3
–15,8
39,5
70,3
33,8
104,0
41,8

27,3
84,1
36,3
49,6
109,7

202,3
104,7
306,9

8,9
43,7

3

236,2

37,4

48,3
–13,2
35,0
62,5
32,4
95,0
57,5

25,5
85,9
33,6
45,7
97,5

190,3
97,9
288,3

8,1
37,5

4

289,3

53,2

41,2
–9,3
31,9
59,6
27,7
87,3
34,1

24,1
89,7
31,0
37,0
91,5

183,0
90,3
273,3

7,1
31,8

5

360,0

70,7

37,4
–7,0
30,5
56,8
23,3
80,0
9,4

23,0
92,2
28,8
30,2
87,2

176,1
85,4
261,5

6,5
28,1

6

440,2

80,2

39,5
–7,9
31,6
58,4
23,6
82,1
1,9

24,1
93,7
29,2
31,6
90

184,5
84,0
268,5

6,5
26,2

7

520,9

80,7

39,9
–7,1
32,8
61,5
21,8
83,3
2,6

25,0
97,0
29,3
28,9
94,3

194,4
80,0
274,4

6,6
24,4

8

606,2

85,3

40,7
–4,9
35,8
69,2
18,1
87,3
2,0

25,4
93,3
27,9
23
105

197,5
77,2
274,7

6,4
21,6

9

682,7

76,5

39,4
–4,1
35,3
65,3
15,1
80,4
3,9

24,3
93,2
26,3
19,2
100,7

190,2
73,4
263,6

5,8
18,3

10

755,2

72,5

40,9
–3,7
37,2
69,2
14,3
83,5
11,0

22,5
82,6
23,2
18
106,5

182,7
70,0
252,7

5,2
15,9

11

829,5

74,3

36,8
–3,2
33,6
61,9
12,5
74,4
0,0

21,5
82,0
21,4
15,7
95,5

173,2
62,8
236,0

4,6
13,1

12

898

68,5

34,2
–2,6
31,6
57,9
11,3
69,1
0,6

20,4
82,0
20,1
13,8
89,5

167,7
58,1
225,8

4,3
11,8

13

3,8
10,2

14

961,8

63,8

32,8
–2,0
30,8
54,5
10,4
64,9
1,1

19,4
81,5
19,1
12,3
85,4

161,7
56,1
217,8

Suma de las proyecciones de la producción y de los «cash flow» de MW (en milllones de dólares, excepto donde se indique lo contrario)

Proyecciones agregadas de MW

Anexo 7

15

-15-

1.302,9

283,1

58,0

29,8
–1,8
28,1
48,9
9,3
58,2
0,2

18,4
80,6
17,8
11,0
77,0

151,3
53,5
204,8

3,4
9,3

306-S16

306-S16

MW Petroleum Corporation (A)

Aclaraciones de las proyecciones de MW Petroleum, Anexos 3 a 7
(0) Las proyecciones de «cash flow» presentadas en los Anexos 3 a 7 fueron preparadas por el autor del caso basándose principalmente en datos operativos y financieros del memorándum disponible de MW.
(1) Crudo y condensados: cantidades anuales producidas de petróleo e hidrocarburos líquidos asociados, expresados en miles de barriles (MB). Un barril es equivalente a 42 galones.
(2) Gas: cantidades anuales producidas de gas expresadas en millones de pies cúbicos estándar
(MMCF). Un pie cúbico estándar es un pie cúbico de gas a una atmósfera y 60 grados
Fahrenheit.
(3-5) Ingresos: ingresos anuales y totales proyectados de petróleo y gas, netos de royalties, basados en las cantidades producidas en las líneas 1 y 2.
(6) Impuestos directos sobre la producción: incluye impuestos sobre la producción y «ad valorem».
(7) Gastos directos operativos: incluyen arrendamientos y costes operativos de los pozos.
Incrementan a un ritmo anual del 5%.
(8) Gastos generales y administrativos, tales como compensaciones del personal que no trabaja en los campos, según las estimaciones de Amoco y Morgan Stanley.
(9) Libro financiero DD&A («depreciation, depletion and amortization»): incluye depreciación, agotamiento y amortización, contabilizados para elaborar informes financieros. Incluyen la asignación y amortización del precio de compra. Están estimados por el autor, basándose en el memorándum ofrecido por MW.
(10) Beneficios netos antes de impuestos: ingresos menos la suma de los gastos en líneas 6-9.
(11) Impuesto sobre beneficios federales y estatales: gastos estatales y federales proyectados, clasificados en corrientes y diferidos.
(12) Corrientes: la parte corriente de impuestos federales y estatales.
(13) Diferidos: la parte diferida de impuestos federales y estatales tiene que ver principalmente con la diferencia temporal entre libros y tratamiento fiscal de DD&A.
(14) Total impuestos: la suma de impuestos corrientes (línea 12) y diferidos (línea 13).
(15) Margen de contribución: la diferencia entre beneficio antes de impuestos en línea 10 y total de impuestos en línea 14.
(16) Cobros no efectivos: incluye libro financiero de DD&A e impuestos diferidos.
(17) Efectivo procedente de operaciones: margen de contribución (línea 15) más cobros no efectivos
(línea 16).
(18) Gastos de capital: inversiones (incluyendo adiciones al capital activo) requeridas para llevar a cabo procedimientos y proyectos como perforación, inundación, etc., para extraer reservas adicionales. (19) «Cash flow»: efectivo por operaciones menos gastos de capital.
(20) Valor final: valor presente estimado, en el año 15, de todos los futuros «cash flow» netos hasta agotamiento de reservas. Tipo de descuento anual del 13%.
(21) «Cash flow» acumulativo: el valor acumulado de los «cash flow» presentados en la línea 19.

16
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MW Petroleum Corporation (A)

306-S16

Precios y volatilidades históricos del petróleo y gas natural (en dólares)

Anexo 8

Precios históricos del petróleo y el gas natural
3

40
35

2
25
1,5

20
15

1

10
Petróleo crudo
Gas natural

5

0,5

Marzo 1991

Sept. 1990

Marzo 1990

Sept. 1989

Marzo 1989

Sept. 1988

Marzo 1988

Sept. 1987

Marzo 1987

Sept. 1986

Marzo 1986

Sept. 1985

Marzo 1985

Sept. 1984

Sept. 1983

0

Marzo 1983

0

Marzo 1984

Petróleo, dólares por barril

30

Gas, dólares por MMBTU

2,5

Desviación estándar anualizada de cambios en precios en el mercado spot

Desviación estándar anualizada

60%
50%

Gas natural
Petróleo crudo

40%
30%
20%
10%
0%
1-2-1989

2-8-1989

31-1-1990

8-1-1990

3-1-1991

Fecha

Nota: la desviación estándar anualizada se ha estimado usando 52 observaciones de cambios semanales de precios.

17
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Anexo 9

Cotización a fin de mes (en dólares)

Julio de 1980

0

10

20

30

40

50

60

Julio de 1982

Amoco

Apache

Julio de 1984
Fecha

Julio de 1986

Agosto de 1988

Cotizaciones de Amoco y Apache en el período 1989-1991

Datos históricos de cotizacions en bolsa de Amoco y Apache

Agosto de 1990

306-S16

-18-

MW Petroleum Corporation (A)

Anexo 10

306-S16

Datos actuales seleccionados del mercado financiero

Rendimiento de los bonos del gobierno de Estados Unidos, a finales de 1990:

Vencimiento

Rendimiento
(porcentaje)

30 días

6,52

10 años

8,03

30 años

8,24

Nota: el rendimiento se expresa sobre una base de bonos equivalentes.

Rendimiento de los bonos industriales (en porcentaje):
Clasificación
AAA
AA
A
BBB
BB
B

Diciembre de 1990

Enero de 1991

9,08
9,45
9,54
11,55
12,41
19,02

8,95
9,40
9,50
11,67
12,24
20,20

Febrero de 1991
8,80
9,09
9,29
10,38
12,30
17,37

Fuente: The Wall Street Journal, Morgan Stanley, Standard & Poor’s.

19
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