El Gobierno «estudiará medidas» para reducir los márgenes de las petroleras en los carburantes y facilitará liberalizar las gasolineras

Fuentes del Ministerio de Hacienda precisaron que lo que está en estudio es la aplicación de «un recargo al beneficio derivado de los excesivos márgenes» que obtienen las empresas en la comercialización de carburantes.

Junto a esto, el Ejecutivo está «estudiando los contratos de abanderamiento de las estaciones de servicio independientes con las petroleras» con el objeto de proceder a liberalizarlos y, con ello, «permitir cambios más fáciles de distribuidor» y «eliminar barreras de entrada», al tiempo que se fomenta una «mayor competencia» en el sector y, en consecuencia, «mejores precios para el consumidor», afirmó.

Sáenz de Santamaría explicó que los precios de la gasolina y del gasóleo alcanzaron «cotas máximas en las últimas semanas» y que en el sector de los carburantes los encarecimientos de la energía en los mercados internacionales se trasladan rápidamente al surtidor, lo que no ocurre con las bajadas, de modo que los precios de los carburantes «suben como un cohete y bajan como una pluma», utilizando la comparación usada por el titular de Economía y Competitividad, Luis de Guindos.

Las medidas «no están decididas todavía» y se van a «hablar con el sector», señaló la vicepresidenta del Gobierno, después de explicar que la decisión de estudiarlas fue adoptada después de que el Consejo de Ministros analizara un informe presentado por el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, sobre el precio de los carburantes que, actualmente y tras cinco subidas consecutivas, está ahora en récord histórico. El precio medio de la gasolina 95 en España está en los 1,522 euros, mientras que el del diésel se sitúa en los 1,444 euros.

En este informe, explicó, se muestra que los márgenes que obtienen los operadores tanto en la gasolina como en el gasóleo superan la media europea y elevan el precio de los carburantes, a pesar de que en España la carga impositiva es inferior al resto del continente.

De hecho, de los tres elementos que conforman el precio del carburante, que son el coste de producto, los impuestos y el margen, el primero es similar a la media europea, mientras que la carga fiscal es inferior y el beneficio obtenido por el operador es superior, indicó.

«España es de los países de la eurozona que menos grava vía impositiva el precio de los carburantes y, sin embargo, es uno de los Estados en los que el margen, la ganancia, es mayor», afirmó Sáenz de Santamaría.

Para ilustrar esta circunstancia, puso como ejemplo la súper 95 sin plomo, en la que los impuestos en España son de 69,3 céntimos de euros por litro, frente a los 66,9 céntimos de los costes del carburante y los 15 céntimos de margen.

En la medida de la zona euro, los impuestos son superiores para el mismo producto, de 92,6 céntimos, mientras que el coste es similar, de 66,8 céntimos, y el margen es inferior, de 13,3 céntimos. En Francia, el margen es inferior aun, de 9,8 céntimos.

En el caso del gasóleo, en España, los impuestos alcanzan los 58,5 céntimos, el coste se eleva a 68,7 céntimos y el margen es del 15,1 céntimos, mientras que en Europa, estas magnitudes se sitúan en 71 céntimos, la misma tarifa y el 13,3 céntimos, respectivamente.

AOP asegura que los márgenes de los carburantes «no son los responsables» de las subidas de precio

Por su parte, el director general de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos, Álvaro Mazarrasa, aseguró que los márgenes comerciales que obtienen los operadores petrolíferos por la venta de carburantes de automoción «no son los responsables» de los actuales niveles de precio de estos productos.

«Las subidas de los precios de los carburantes se explican bien por los incrementos en el coste del producto, de la materia prima, y por diversas razones, entre ellas el aumento de la fiscalidad. Los márgenes de los operadores no son los responsables de los niveles de precios que vivimos actualmente», afirmó.

El director general de AOP también aseguró que los márgenes por cada litro de carburante, tal y como aparecen recogidos en los boletines petroleros de la Unión Europea, no son comparables entre países, como reconoce la propia Comisión Europea.

Además, advirtió de que el beneficio que se atribuye a los operadores tras el análisis de la información de la Unión Europea no es tal, ya que incluye buena parte de los costes en los que incurren las empresas, entre ellos los logísticos, los de comercialización, los financieros, los de amortización o los relacionados con la incorporación de los biocombustibles.

De esta forma, en el caso de las gasolinas, de los 11 céntimos de aparente margen por cada litro, según los datos de la propia AOP, es necesario descontar los costes anteriores, de modo que el margen real acaba siendo muy inferior, de apenas el 1% del precio final.

El responsable de AOP dijo «creer» que el Gobierno realizó sus cálculos sobre los márgenes a partir del Boletín Petrolero de la Unión Europea. De ser así y no haberse elaborado a partir de otras fuentes, es necesario tener en cuenta que estos supuestos márgenes incluyen en realidad otros muchos costes, explicó.

«Los datos del Boletín Petrolero no son aptos para comparar los precios antes de impuestos entre países», advirtió además AOP, ya que cada uno de ellos ofrece su información «con criterios heterogéneos». Además, «no existen comparativas en la Unión Europea de los márgenes comerciales de los operadores».

La asociación calculó que, de cada 50 euros que el consumidor gasta en gasolina, 23 van a impuestos, 22 al coste de la materia prima, entre 4 y 4,5 a logística y comercialización, y solo entre 0,5 y 1 euro al beneficio bruto del mayorista.

Estas cantidades son muy parecidas en el caso del diésel, donde 24 de los 50 euros son por el coste de la materia prima, 21 por impuestos, entre 4 y 4,5 euros por la logística y comercialización, y entre 0,5 y 1 euro el beneficio bruto de la compañía.

El Gobierno «estudiará medidas» para reducir los márgenes de las petroleras en los carburantes y facilitará liberalizar las gasolineras

Fuentes del Ministerio de Hacienda precisaron que lo que está en estudio es la aplicación de «un recargo al beneficio derivado de los excesivos márgenes» que obtienen las empresas en la comercialización de carburantes.

Junto a esto, el Ejecutivo está «estudiando los contratos de abanderamiento de las estaciones de servicio independientes con las petroleras» con el objeto de proceder a liberalizarlos y, con ello, «permitir cambios más fáciles de distribuidor» y «eliminar barreras de entrada», al tiempo que se fomenta una «mayor competencia» en el sector y, en consecuencia, «mejores precios para el consumidor», afirmó.

Sáenz de Santamaría explicó que los precios de la gasolina y del gasóleo alcanzaron «cotas máximas en las últimas semanas» y que en el sector de los carburantes los encarecimientos de la energía en los mercados internacionales se trasladan rápidamente al surtidor, lo que no ocurre con las bajadas, de modo que los precios de los carburantes «suben como un cohete y bajan como una pluma», utilizando la comparación usada por el titular de Economía y Competitividad, Luis de Guindos.

Las medidas «no están decididas todavía» y se van a «hablar con el sector», señaló la vicepresidenta del Gobierno, después de explicar que la decisión de estudiarlas fue adoptada después de que el Consejo de Ministros analizara un informe presentado por el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria, sobre el precio de los carburantes que, actualmente y tras cinco subidas consecutivas, está ahora en récord histórico. El precio medio de la gasolina 95 en España está en los 1,522 euros, mientras que el del diésel se sitúa en los 1,444 euros.

En este informe, explicó, se muestra que los márgenes que obtienen los operadores tanto en la gasolina como en el gasóleo superan la media europea y elevan el precio de los carburantes, a pesar de que en España la carga impositiva es inferior al resto del continente.

De hecho, de los tres elementos que conforman el precio del carburante, que son el coste de producto, los impuestos y el margen, el primero es similar a la media europea, mientras que la carga fiscal es inferior y el beneficio obtenido por el operador es superior, indicó.

«España es de los países de la eurozona que menos grava vía impositiva el precio de los carburantes y, sin embargo, es uno de los Estados en los que el margen, la ganancia, es mayor», afirmó Sáenz de Santamaría.

Para ilustrar esta circunstancia, puso como ejemplo la súper 95 sin plomo, en la que los impuestos en España son de 69,3 céntimos de euros por litro, frente a los 66,9 céntimos de los costes del carburante y los 15 céntimos de margen.

En la medida de la zona euro, los impuestos son superiores para el mismo producto, de 92,6 céntimos, mientras que el coste es similar, de 66,8 céntimos, y el margen es inferior, de 13,3 céntimos. En Francia, el margen es inferior aun, de 9,8 céntimos.

En el caso del gasóleo, en España, los impuestos alcanzan los 58,5 céntimos, el coste se eleva a 68,7 céntimos y el margen es del 15,1 céntimos, mientras que en Europa, estas magnitudes se sitúan en 71 céntimos, la misma tarifa y el 13,3 céntimos, respectivamente.

AOP asegura que los márgenes de los carburantes «no son los responsables» de las subidas de precio

Por su parte, el director general de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos, Álvaro Mazarrasa, aseguró que los márgenes comerciales que obtienen los operadores petrolíferos por la venta de carburantes de automoción «no son los responsables» de los actuales niveles de precio de estos productos.

«Las subidas de los precios de los carburantes se explican bien por los incrementos en el coste del producto, de la materia prima, y por diversas razones, entre ellas el aumento de la fiscalidad. Los márgenes de los operadores no son los responsables de los niveles de precios que vivimos actualmente», afirmó.

El director general de AOP también aseguró que los márgenes por cada litro de carburante, tal y como aparecen recogidos en los boletines petroleros de la Unión Europea, no son comparables entre países, como reconoce la propia Comisión Europea.

Además, advirtió de que el beneficio que se atribuye a los operadores tras el análisis de la información de la Unión Europea no es tal, ya que incluye buena parte de los costes en los que incurren las empresas, entre ellos los logísticos, los de comercialización, los financieros, los de amortización o los relacionados con la incorporación de los biocombustibles.

De esta forma, en el caso de las gasolinas, de los 11 céntimos de aparente margen por cada litro, según los datos de la propia AOP, es necesario descontar los costes anteriores, de modo que el margen real acaba siendo muy inferior, de apenas el 1% del precio final.

El responsable de AOP dijo «creer» que el Gobierno realizó sus cálculos sobre los márgenes a partir del Boletín Petrolero de la Unión Europea. De ser así y no haberse elaborado a partir de otras fuentes, es necesario tener en cuenta que estos supuestos márgenes incluyen en realidad otros muchos costes, explicó.

«Los datos del Boletín Petrolero no son aptos para comparar los precios antes de impuestos entre países», advirtió además AOP, ya que cada uno de ellos ofrece su información «con criterios heterogéneos». Además, «no existen comparativas en la Unión Europea de los márgenes comerciales de los operadores».

La asociación calculó que, de cada 50 euros que el consumidor gasta en gasolina, 23 van a impuestos, 22 al coste de la materia prima, entre 4 y 4,5 a logística y comercialización, y solo entre 0,5 y 1 euro al beneficio bruto del mayorista.

Estas cantidades son muy parecidas en el caso del diésel, donde 24 de los 50 euros son por el coste de la materia prima, 21 por impuestos, entre 4 y 4,5 euros por la logística y comercialización, y entre 0,5 y 1 euro el beneficio bruto de la compañía.

Repsol halla un yacimiento de gas en Perú, cuyo sondeo equivale a 14 meses de consumo en España

Según la compañía que preside Antonio Brufau, las estimaciones preliminares permiten anticipar que el descubrimiento podría contener unos recursos de gas de entre 1 y 2 TCF (trillones de pies cúbicos de gas), el equivalente a 14 meses de consumo en España.

Repsol es el operador del bloque con una participación de 53,84%, y Petrobras participa con el 46,16% restante. El hallazgo de Sagari refuerza el potencial de esta zona de Perú en la que también se ubica el campo Kinteroni descubierto por Repsol, uno de los cinco mayores descubrimientos del mundo en 2008, y que actualmente está en una fase de «desarrollo acelerado» para su puesta en producción a finales de 2012.

Las pruebas de producción, realizadas a profundidades de entre 2.691 y 2.813 metros, dieron como resultado un flujo de 26 millones de pies cúbicos de gas con 1.200 barriles de condensado (hidrocarburos líquidos) en una de las formaciones, y de 24 millones de pies cúbicos y 800 barriles de condensado diarios en la otra. Entre ambas pruebas se obtuvieron niveles de casi 11.000 barriles equivalentes de petróleo por día.

Repsol tiene previsto continuar con la exploración de otras estructuras una vez finalizadas las pruebas de producción, según la compañía española.

La compañía que preside Antonio Brufau presentó en mayo su Plan Estratégico para el periodo 2012-2016, que contiene un ambicioso plan de crecimiento basado en las fortalezas de su división de exploración y producción, motor de crecimiento de la compañía.

El Plan contempla inversiones de más de 19.000 millones de euros en los próximos cinco años y un incremento de su producción en torno al 7% anual hasta alcanzar los 500.000 barriles equivalentes de petróleo por día en 2016. Estas tasas superan la media del sector y se suman a una estimación de añadir 6 barriles equivalentes a las reservas de la compañía por cada 5 barriles producidos en el periodo.

Repsol realizó en los últimos cinco años más de 30 descubrimientos, entre los que se incluyen cinco de los más importantes del mundo, «reforzando significativamente las perspectivas futuras de crecimiento de reservas y producción».

La producción de gas en oeste de Venezuela se iniciará en 15 meses

Por otra parte, Repsol prevé arrancar la producción del yacimiento de gas «Perla 1», uno de los mayores del mundo y situado en el occidente de Venezuela, en unos 15 meses, aseguró un directivo de la petrolera española.

«El contrato de compraventa de gas establece un periodo de entre 23 y 27 meses para el primer gas, pero con la producción temprana acelerada (…) podemos tener nosotros la aceleración hasta en 14-15 meses», declaró a periodistas el director de la unidad de negocios de Repsol Venezuela, Ramiro Páez.

El ejecutivo, que asistió al II Congreso Integral de Hidrocarburos en la localidad venezolana de Lechería, aclaró que en «menos de 15 meses es imposible».

Indicó que para ello se requiere traer una planta de 300 millones de pies cúbicos y que el plazo para el comienzo de la producción empezó a correr hace tres semanas, cuando el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela aprobó un plan de desarrollo.

Durante su exposición, Páez explicó que «la idea» es arrancar con cinco pozos que ya han sido explotados en esa zona y con una producción de «300 millones de pies cúbicos», que iría creciendo «hasta tener 1.200 millones de pies de cúbicos de capacidad en 9 años».

«Iríamos 300 millones, luego 800 millones y luego 1.200 millones de pies cúbicos por día. Todo esto con la intención de utilizar ese gas para consumo interno», agregó el directivo, quien describió el «Perla 1» como uno «de los proyectos estratégicos» para Repsol y para su socia, la italiana ENI.

En diciembre pasado, la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) firmó un contrato con Repsol-YPF y Eni para surtir de gas, a partir de 2012, el mercado venezolano, con lo que inaugurarán el desarrollo del yacimiento «Perla 1».

Entonces, el presidente de Repsol-YPF, Antonio Brufau, aseguró que Perla 1 «es el mayor descubrimiento de gas que se ha producido en Latinoamérica», al referirse a los alrededor de 17 billones de metros cúbicos (TCF) de gas que se calcula que tiene el yacimiento, situado frente a las costas del estado venezolano de Falcón.

El hallazgo del yacimiento «Perla 1», que es parte del proyecto gasístico Rafael Urdaneta, fue anunciado en septiembre de 2009, en Madrid, por el presidente venezolano, Hugo Chávez, Repsol y ENI.

Repsol halla un yacimiento de gas en Perú, cuyo sondeo equivale a 14 meses de consumo en España

Según la compañía que preside Antonio Brufau, las estimaciones preliminares permiten anticipar que el descubrimiento podría contener unos recursos de gas de entre 1 y 2 TCF (trillones de pies cúbicos de gas), el equivalente a 14 meses de consumo en España.

Repsol es el operador del bloque con una participación de 53,84%, y Petrobras participa con el 46,16% restante. El hallazgo de Sagari refuerza el potencial de esta zona de Perú en la que también se ubica el campo Kinteroni descubierto por Repsol, uno de los cinco mayores descubrimientos del mundo en 2008, y que actualmente está en una fase de «desarrollo acelerado» para su puesta en producción a finales de 2012.

Las pruebas de producción, realizadas a profundidades de entre 2.691 y 2.813 metros, dieron como resultado un flujo de 26 millones de pies cúbicos de gas con 1.200 barriles de condensado (hidrocarburos líquidos) en una de las formaciones, y de 24 millones de pies cúbicos y 800 barriles de condensado diarios en la otra. Entre ambas pruebas se obtuvieron niveles de casi 11.000 barriles equivalentes de petróleo por día.

Repsol tiene previsto continuar con la exploración de otras estructuras una vez finalizadas las pruebas de producción, según la compañía española.

La compañía que preside Antonio Brufau presentó en mayo su Plan Estratégico para el periodo 2012-2016, que contiene un ambicioso plan de crecimiento basado en las fortalezas de su división de exploración y producción, motor de crecimiento de la compañía.

El Plan contempla inversiones de más de 19.000 millones de euros en los próximos cinco años y un incremento de su producción en torno al 7% anual hasta alcanzar los 500.000 barriles equivalentes de petróleo por día en 2016. Estas tasas superan la media del sector y se suman a una estimación de añadir 6 barriles equivalentes a las reservas de la compañía por cada 5 barriles producidos en el periodo.

Repsol realizó en los últimos cinco años más de 30 descubrimientos, entre los que se incluyen cinco de los más importantes del mundo, «reforzando significativamente las perspectivas futuras de crecimiento de reservas y producción».

La producción de gas en oeste de Venezuela se iniciará en 15 meses

Por otra parte, Repsol prevé arrancar la producción del yacimiento de gas «Perla 1», uno de los mayores del mundo y situado en el occidente de Venezuela, en unos 15 meses, aseguró un directivo de la petrolera española.

«El contrato de compraventa de gas establece un periodo de entre 23 y 27 meses para el primer gas, pero con la producción temprana acelerada (…) podemos tener nosotros la aceleración hasta en 14-15 meses», declaró a periodistas el director de la unidad de negocios de Repsol Venezuela, Ramiro Páez.

El ejecutivo, que asistió al II Congreso Integral de Hidrocarburos en la localidad venezolana de Lechería, aclaró que en «menos de 15 meses es imposible».

Indicó que para ello se requiere traer una planta de 300 millones de pies cúbicos y que el plazo para el comienzo de la producción empezó a correr hace tres semanas, cuando el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela aprobó un plan de desarrollo.

Durante su exposición, Páez explicó que «la idea» es arrancar con cinco pozos que ya han sido explotados en esa zona y con una producción de «300 millones de pies cúbicos», que iría creciendo «hasta tener 1.200 millones de pies de cúbicos de capacidad en 9 años».

«Iríamos 300 millones, luego 800 millones y luego 1.200 millones de pies cúbicos por día. Todo esto con la intención de utilizar ese gas para consumo interno», agregó el directivo, quien describió el «Perla 1» como uno «de los proyectos estratégicos» para Repsol y para su socia, la italiana ENI.

En diciembre pasado, la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) firmó un contrato con Repsol-YPF y Eni para surtir de gas, a partir de 2012, el mercado venezolano, con lo que inaugurarán el desarrollo del yacimiento «Perla 1».

Entonces, el presidente de Repsol-YPF, Antonio Brufau, aseguró que Perla 1 «es el mayor descubrimiento de gas que se ha producido en Latinoamérica», al referirse a los alrededor de 17 billones de metros cúbicos (TCF) de gas que se calcula que tiene el yacimiento, situado frente a las costas del estado venezolano de Falcón.

El hallazgo del yacimiento «Perla 1», que es parte del proyecto gasístico Rafael Urdaneta, fue anunciado en septiembre de 2009, en Madrid, por el presidente venezolano, Hugo Chávez, Repsol y ENI.

YPF busca inversores que ayuden a financiar su plan a cinco años, tras expropiar el 51% de Repsol

En su primera rueda de prensa desde que se hizo con la dirección de la petrolera, el pasado 7 de mayo, Galuccio reconoció que puede haber inversores internacionales «renuentes» a confiar en YPF tras la expropiación del 51% de las acciones de la compañía al grupo español Repsol, que conserva una participación del 12%.

«Es claro que el conflicto con Repsol va influir en la decisión de ciertos inversores de asociarse con YPF, pero no en todos los casos. Puede influir en ciertos casos, pero no va a tener impacto en otros. Somos lo suficientemente atractivos«, aseguró.

Galuccio explicó que el «miedo se va a desvanecer con el tiempo», en la medida en que la compañía muestre resultados y siga dando «señales congruentes», como respetar las deudas, mantener la cotización en las Bolsas de Buenos Aires y Nueva York y aumentar las inversiones.

El presidente de YPF defendió la expropiación del 51% de la petrolera española, pero aseguró que éste es un caso «singular» y que «no hay una tendencia de nacionalización generalizada» en Argentina.

«Necesitamos socios estratégicos. Pareciera que los estamos buscando, pero los socios están viniendo», aseguró este experto en exploración petrolera, quien señaló a la estadounidense Chevron como uno de los interesados en asociarse a YPF.

El plan de la mayor productora de hidrocarburos de Argentina para 2013-2017 prevé inversiones por 37.200 millones de dólares, de los que el 72% se destinará a explotación, el 22% a refino y comercialización, el 4% a exploración y el resto a otras áreas.

Galuccio dijo que este plan es «ambicioso y realista» a la vez pues, afirmó, YPF tiene posibilidades para financiarse, una cartera de proyectos «sólida» y «capacidad para atraer socios».

Precisó que el 80% de los recursos necesarios para el desarrollo del plan será financiado con el flujo de caja propio de la compañía y el resto corresponderá a toma de deuda -bancaria y con colocación de bonos en los mercados- y aportes de un socio internacional para el desarrollo de un área dentro de Vaca Muerta, la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales del oeste de Argentina.

Galuccio aseguró que con este esquema de financiación propia y un máximo de endeudamiento anual por 500 millones de dólares, YPF puede crecer a una tasa del 4% anual.

Sin embargo, dijo que si YPF logra sumar otros socios para el desarrollo de otras dos áreas de gas y petróleo no convencional, entonces la inversión total para 2013-2017 podría ascender a 40.000 millones de dólares y la compañía podría alcanzar una tasa de crecimiento del 9% anual en cinco años.

Galuccio manifestó que «la estabilidad financiera de YPF está asegurada» y que la compañía prevé lanzar la semana próxima obligaciones negociables por un monto que no precisó y realizar próximamente presentaciones de su plan de negocios en Estados Unidos y Europa a potenciales inversores.

Respecto a los detalles del plan, cuyos objetivos son frenar primero el declive de la producción de YPF para luego aumentar la extracción y que Argentina vuelva a ser un exportador neto de combustibles, Galuccio expuso que en 2013-2017 se invertirán 1.440 millones de dólares en exploración.

Así se perforarán 250 pozos de exploración de hidrocarburos convencionales y no convencionales.

En el área de explotación de petróleo, el objetivo es incrementar un 29% la producción en un plazo de cinco años, con la perforación de 1.200 nuevos pozos y la recuperación de los pozos ya maduros.

En gas natural, la meta es incrementar en un 23% la producción, con la perforación de 1.160 pozos e inversiones por 6.500 millones de dólares.

En refino, la inversión en este período ascenderá a 8.000 millones de dólares con la meta de aumentar en un 37% la producción de combustibles.

YPF registró en el primer semestre del año ganancias netas por 374,8 millones de euros, un 10,1% menos que en el mismo período de 2011.

En el segundo trimestre del año las ganancias netas de YPF ascendieron a 146,6 millones de euros, un 8% más que en igual trimestre del año anterior.

YPF busca inversores que ayuden a financiar su plan a cinco años, tras expropiar el 51% de Repsol

En su primera rueda de prensa desde que se hizo con la dirección de la petrolera, el pasado 7 de mayo, Galuccio reconoció que puede haber inversores internacionales «renuentes» a confiar en YPF tras la expropiación del 51% de las acciones de la compañía al grupo español Repsol, que conserva una participación del 12%.

«Es claro que el conflicto con Repsol va influir en la decisión de ciertos inversores de asociarse con YPF, pero no en todos los casos. Puede influir en ciertos casos, pero no va a tener impacto en otros. Somos lo suficientemente atractivos«, aseguró.

Galuccio explicó que el «miedo se va a desvanecer con el tiempo», en la medida en que la compañía muestre resultados y siga dando «señales congruentes», como respetar las deudas, mantener la cotización en las Bolsas de Buenos Aires y Nueva York y aumentar las inversiones.

El presidente de YPF defendió la expropiación del 51% de la petrolera española, pero aseguró que éste es un caso «singular» y que «no hay una tendencia de nacionalización generalizada» en Argentina.

«Necesitamos socios estratégicos. Pareciera que los estamos buscando, pero los socios están viniendo», aseguró este experto en exploración petrolera, quien señaló a la estadounidense Chevron como uno de los interesados en asociarse a YPF.

El plan de la mayor productora de hidrocarburos de Argentina para 2013-2017 prevé inversiones por 37.200 millones de dólares, de los que el 72% se destinará a explotación, el 22% a refino y comercialización, el 4% a exploración y el resto a otras áreas.

Galuccio dijo que este plan es «ambicioso y realista» a la vez pues, afirmó, YPF tiene posibilidades para financiarse, una cartera de proyectos «sólida» y «capacidad para atraer socios».

Precisó que el 80% de los recursos necesarios para el desarrollo del plan será financiado con el flujo de caja propio de la compañía y el resto corresponderá a toma de deuda -bancaria y con colocación de bonos en los mercados- y aportes de un socio internacional para el desarrollo de un área dentro de Vaca Muerta, la gigantesca formación de hidrocarburos no convencionales del oeste de Argentina.

Galuccio aseguró que con este esquema de financiación propia y un máximo de endeudamiento anual por 500 millones de dólares, YPF puede crecer a una tasa del 4% anual.

Sin embargo, dijo que si YPF logra sumar otros socios para el desarrollo de otras dos áreas de gas y petróleo no convencional, entonces la inversión total para 2013-2017 podría ascender a 40.000 millones de dólares y la compañía podría alcanzar una tasa de crecimiento del 9% anual en cinco años.

Galuccio manifestó que «la estabilidad financiera de YPF está asegurada» y que la compañía prevé lanzar la semana próxima obligaciones negociables por un monto que no precisó y realizar próximamente presentaciones de su plan de negocios en Estados Unidos y Europa a potenciales inversores.

Respecto a los detalles del plan, cuyos objetivos son frenar primero el declive de la producción de YPF para luego aumentar la extracción y que Argentina vuelva a ser un exportador neto de combustibles, Galuccio expuso que en 2013-2017 se invertirán 1.440 millones de dólares en exploración.

Así se perforarán 250 pozos de exploración de hidrocarburos convencionales y no convencionales.

En el área de explotación de petróleo, el objetivo es incrementar un 29% la producción en un plazo de cinco años, con la perforación de 1.200 nuevos pozos y la recuperación de los pozos ya maduros.

En gas natural, la meta es incrementar en un 23% la producción, con la perforación de 1.160 pozos e inversiones por 6.500 millones de dólares.

En refino, la inversión en este período ascenderá a 8.000 millones de dólares con la meta de aumentar en un 37% la producción de combustibles.

YPF registró en el primer semestre del año ganancias netas por 374,8 millones de euros, un 10,1% menos que en el mismo período de 2011.

En el segundo trimestre del año las ganancias netas de YPF ascendieron a 146,6 millones de euros, un 8% más que en igual trimestre del año anterior.

La rusa Rosneft y la noruega Statoil acuerdan prospecciones en cuatro yacimientos en el Ártico

El acuerdo, rubricado por los presidentes de ambas compañías, Ígor Sechin (Rosneft) y Helge Lund (Statoil), deja dos tercios del capital en manos de los rusos y el resto en las de los noruegos, según el gigante estatal ruso.

Statoil se encargará de financiar el coste total de las prospecciones geológicas y deberá realizar seis perforaciones entre los años 2016 y 2021.

El acuerdo también prevé la transferencia del personal técnico y gerente entre las dos compañías para mejorar su cualificación en el terreno de las prospecciones y extracción de hidrocarburos.

El yacimiento de Perséyev, en el sector occidental del mar de Barents, cuenta con unas reservas de hidrocarburos estimadas en 2.000 millones de toneladas.

Las reservas de los yacimientos de Lisianski, Kashevarovski y Magadán-1, situados en la parte norte del Mar de Ojotsk, están estimados en 1.400 millones de toneladas.

El monopolio estatal de gas ruso Gazprom anunció la víspera la paralización del proyecto para desarrollar el yacimiento de gas Shtokman (mar de Barents), uno de los mayores del mundo, tras no alcanzar un acuerdo con los accionistas extranjeros de la empresa creada a este efecto, entre los que está Statoil.

La compañía noruega recordó que ya hace tiempo anunció que no continuaría su participación en la primera fase del proyecto.

«Statoil necesita nuevos acuerdos y condiciones para trabajar. Es algo que ya estamos negociando con Gazprom», apuntaron a Gazeta.ru fuentes de la petrolera escandinava.

El monopolio ruso y sus socios extranjeros consideran que las inversiones que requiere el desarrollo del yacimiento, a unos 550 kilómetros al norte de la ciudad rusa de Murmansk, y a más de 340 metros de profundidad son muy excesivos a día de hoy.

La empresa Shtokman Development AG fue creada en febrero de 2008 para la prospección, construcción, financiación y explotación de la primera fase del yacimiento.

Hace cuatro años, los socios de la compañía recién creada estimaban que los primeros 23.700 millones de metros cúbicos de gas saldrían del fondo del Ártico ya en 2013, pero más tarde esta fecha se pospuso primero hasta 2016 y después a 2017-18.

La rusa Rosneft y la noruega Statoil acuerdan prospecciones en cuatro yacimientos en el Ártico

El acuerdo, rubricado por los presidentes de ambas compañías, Ígor Sechin (Rosneft) y Helge Lund (Statoil), deja dos tercios del capital en manos de los rusos y el resto en las de los noruegos, según el gigante estatal ruso.

Statoil se encargará de financiar el coste total de las prospecciones geológicas y deberá realizar seis perforaciones entre los años 2016 y 2021.

El acuerdo también prevé la transferencia del personal técnico y gerente entre las dos compañías para mejorar su cualificación en el terreno de las prospecciones y extracción de hidrocarburos.

El yacimiento de Perséyev, en el sector occidental del mar de Barents, cuenta con unas reservas de hidrocarburos estimadas en 2.000 millones de toneladas.

Las reservas de los yacimientos de Lisianski, Kashevarovski y Magadán-1, situados en la parte norte del Mar de Ojotsk, están estimados en 1.400 millones de toneladas.

El monopolio estatal de gas ruso Gazprom anunció la víspera la paralización del proyecto para desarrollar el yacimiento de gas Shtokman (mar de Barents), uno de los mayores del mundo, tras no alcanzar un acuerdo con los accionistas extranjeros de la empresa creada a este efecto, entre los que está Statoil.

La compañía noruega recordó que ya hace tiempo anunció que no continuaría su participación en la primera fase del proyecto.

«Statoil necesita nuevos acuerdos y condiciones para trabajar. Es algo que ya estamos negociando con Gazprom», apuntaron a Gazeta.ru fuentes de la petrolera escandinava.

El monopolio ruso y sus socios extranjeros consideran que las inversiones que requiere el desarrollo del yacimiento, a unos 550 kilómetros al norte de la ciudad rusa de Murmansk, y a más de 340 metros de profundidad son muy excesivos a día de hoy.

La empresa Shtokman Development AG fue creada en febrero de 2008 para la prospección, construcción, financiación y explotación de la primera fase del yacimiento.

Hace cuatro años, los socios de la compañía recién creada estimaban que los primeros 23.700 millones de metros cúbicos de gas saldrían del fondo del Ártico ya en 2013, pero más tarde esta fecha se pospuso primero hasta 2016 y después a 2017-18.

La subida del IVA encarecerá hasta 3,6 céntimos de euro el precio del litro de la gasolina y del gasóleo

En concreto, el aumento impositivo para el litro de gasolina será de 3,6 céntimos de euro por litro, mientras que en el caso del gasóleo será de 3,5 céntimos de euro por litro, según una simulación de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP) basada en los precios reportados por el Ministerio de Industria a la Unión Europea a 30 de julio.

Según estos datos, con esta subida el peso de los impuestos en el precio de la gasolina se eleva al 47,5%, mientras que en el gasóleo representa casi el 42%.

Además, con el aumento impositivo de la subida del IVA que entrará en vigor el 1 de septiembre, el efecto acumulado de todas estas subidas impositivas desde 2009 representará un incremento de 18 céntimos de euro en el precio del litro de la gasolina, equivalente a un 34%, y en el gasóleo, un 42%.

Esta subida en el IVA encarecerá así hasta los 3,6 céntimos los precios del litro de gasolina y de gasóleo, que actualmente se encuentran en máximos históricos tras encarecerse la pasada semana un 2,8% y un 1,8%, respectivamente, en plena operación retorno de vacaciones de agosto.

En concreto, el precio del litro de gasolina rompió la barrera de los 1,5 euros (1,511 euros), mientras que el del gasóleo alcanzó un nuevo récord de 1,42 euros, superando por primera vez el listón de los 1,4 euros, mientras que el de la, según datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea.

De esta manera, la gasolina superó su récord histórico de 1,498 euros el litro, alcanzado a mediados de abril, y el gasóleo los 1,399 euros por litro que marcó a mediados de marzo.

Desde el inicio del pasado mes de julio, el precio del litro de gasolina se encareció más de un 12%, mientras que el de gasóleo es un 8,56% más caro.

A falta de conocerse el precio de los combustibles de automoción para esta semana según el Boletín Petrolero de la Unión Europea, el precio de la gasolina y del gasóleo podría superar a partir del 1 de septiembre los 1,8 euros en ambos casos.

Hasta 30 euros de diferencia por llenar el depósito, según la gasolinera

Por otro lado, llenar el depósito de gasolina puede variar hasta 30 euros, según la gasolinera en la que se reposte. El precio más barato de la gasolina 95 en España está en Santa Cruz de Tenerife (Tenerife), mientras que el lugar más caro es la localidad almeriense de El Ejido.

La semana pasada el precio medio del litro de gasolina alcanzó el record histórico de 1,511 euros y, en estos últimos días de agosto, se está encareciendo en algunos puntos de la geografía española.

Según datos de del Ministerio de Industria, Energia y Turismo, el precio más caro en España del litro de la gasolina 95 está en la estación de Cepsa en la carretera de Almerimar, en El Ejido, donde el litro cuesta 1,605 euros.

Sin salir de la zona, en la carretera almeriense de la Mojonera, en el kilómetro 285, hay una estación donde la gasolina cuesta 1,598 euros, la segunda más cara de toda España.

El tercer punto donde más alto está el precio (1,579 eu/l) es en Barcelona, en la gasolinera Ubach del número 25 de la Avenida Paral.Lel de la ciudad condal.

En el lado opuesto, el precio más económico de la gasolina 95 está en Tenerife, en la estación de Tgas de La Guancha, en Santa Cruz de Tenerife, donde cuesta 1,058 euros/litro.

Fuera de las islas y de las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla, donde los carburantes disfrutan de ventajas impositivas, en la Península, el precio más barato de la 95 está en Valencia, en la localidad de Bugarra, donde el litro sale a 1,27 euros.

Así, la diferencia de llenar un depósito medio de 55 litros en el lugar más barato y el más caro de España alcanza los 30,08 euros, ya que en Tgas de La Guancha (Tenerife) cuesta 58,19 euros frente a los 88,27 euros en la carretera de Almerimar en El Ejido.

La subida del IVA encarecerá hasta 3,6 céntimos de euro el precio del litro de la gasolina y del gasóleo

En concreto, el aumento impositivo para el litro de gasolina será de 3,6 céntimos de euro por litro, mientras que en el caso del gasóleo será de 3,5 céntimos de euro por litro, según una simulación de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP) basada en los precios reportados por el Ministerio de Industria a la Unión Europea a 30 de julio.

Según estos datos, con esta subida el peso de los impuestos en el precio de la gasolina se eleva al 47,5%, mientras que en el gasóleo representa casi el 42%.

Además, con el aumento impositivo de la subida del IVA que entrará en vigor el 1 de septiembre, el efecto acumulado de todas estas subidas impositivas desde 2009 representará un incremento de 18 céntimos de euro en el precio del litro de la gasolina, equivalente a un 34%, y en el gasóleo, un 42%.

Esta subida en el IVA encarecerá así hasta los 3,6 céntimos los precios del litro de gasolina y de gasóleo, que actualmente se encuentran en máximos históricos tras encarecerse la pasada semana un 2,8% y un 1,8%, respectivamente, en plena operación retorno de vacaciones de agosto.

En concreto, el precio del litro de gasolina rompió la barrera de los 1,5 euros (1,511 euros), mientras que el del gasóleo alcanzó un nuevo récord de 1,42 euros, superando por primera vez el listón de los 1,4 euros, mientras que el de la, según datos del Boletín Petrolero de la Unión Europea.

De esta manera, la gasolina superó su récord histórico de 1,498 euros el litro, alcanzado a mediados de abril, y el gasóleo los 1,399 euros por litro que marcó a mediados de marzo.

Desde el inicio del pasado mes de julio, el precio del litro de gasolina se encareció más de un 12%, mientras que el de gasóleo es un 8,56% más caro.

A falta de conocerse el precio de los combustibles de automoción para esta semana según el Boletín Petrolero de la Unión Europea, el precio de la gasolina y del gasóleo podría superar a partir del 1 de septiembre los 1,8 euros en ambos casos.

Hasta 30 euros de diferencia por llenar el depósito, según la gasolinera

Por otro lado, llenar el depósito de gasolina puede variar hasta 30 euros, según la gasolinera en la que se reposte. El precio más barato de la gasolina 95 en España está en Santa Cruz de Tenerife (Tenerife), mientras que el lugar más caro es la localidad almeriense de El Ejido.

La semana pasada el precio medio del litro de gasolina alcanzó el record histórico de 1,511 euros y, en estos últimos días de agosto, se está encareciendo en algunos puntos de la geografía española.

Según datos de del Ministerio de Industria, Energia y Turismo, el precio más caro en España del litro de la gasolina 95 está en la estación de Cepsa en la carretera de Almerimar, en El Ejido, donde el litro cuesta 1,605 euros.

Sin salir de la zona, en la carretera almeriense de la Mojonera, en el kilómetro 285, hay una estación donde la gasolina cuesta 1,598 euros, la segunda más cara de toda España.

El tercer punto donde más alto está el precio (1,579 eu/l) es en Barcelona, en la gasolinera Ubach del número 25 de la Avenida Paral.Lel de la ciudad condal.

En el lado opuesto, el precio más económico de la gasolina 95 está en Tenerife, en la estación de Tgas de La Guancha, en Santa Cruz de Tenerife, donde cuesta 1,058 euros/litro.

Fuera de las islas y de las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla, donde los carburantes disfrutan de ventajas impositivas, en la Península, el precio más barato de la 95 está en Valencia, en la localidad de Bugarra, donde el litro sale a 1,27 euros.

Así, la diferencia de llenar un depósito medio de 55 litros en el lugar más barato y el más caro de España alcanza los 30,08 euros, ya que en Tgas de La Guancha (Tenerife) cuesta 58,19 euros frente a los 88,27 euros en la carretera de Almerimar en El Ejido.