Según señaló ante los analistas el director financiero de Repsol, Miguel Martínez, las relaciones con sus accionistas principales, La Caixa, Sacyr y Temasek, son «perfectas» y con la mexicana están totalmente abiertos para colaborar y llegar a acuerdos sobre las cosas que no están funcionando tan bien. Una de las «tareas» del nuevo consejero delegado, añadió, es mejorar esas relaciones. Martínez también señaló que, tras dos años muy marcados por la expropiación de YPF, el Consejo de Administración creyó que ahora era en un buen momento para el nombramiento de Josu Jon Imaz.

Por otro lado, y sobre una eventual venta de su participada Gas Natural, Martínez insistió en que es un gran activo con el que están contentos y que solo se planteará una operación si encuentran una opción mejor.

Repsol recibe bonos por 5.317 millones de dólares por YPF

Repsol recibió los bonos de deuda soberana argentina por importe nominal de 5.317 millones de dólares, aproximadamente 3.813 millones de euros, como compensación fijada en el acuerdo con el Gobierno de Argentina por la expropiación del 51% de las acciones de YPF. Una cartera de bonos formada por cuatro tipos diferentes con distintas rentabilidades y vencimientos; la intención de la petrolera sigue siendo venderlos antes de 2 años.

«No tenemos prisa, queremos monetizarlos de la mejor manera y maximizar el valor», señaló el director financiero de Repsol, Miguel Martínez, que insistió en el plazo de dos años apuntado ya por el presidente de la petrolera, Antonio Brufau, para colocar estos bonos. Martínez también reiteró que tras la pérdida de YPF la petrolera sigue buscando oportunidades para adquirir «compañías, activos o una combinación de ambos» que fortalezcan su producción, añadan valor y que estén en países de la OCDE. Sobre la posibilidad de un dividendo extraordinario, se ha limitado a señalar que está «en manos del Consejo«.

El acuerdo de compensación por YPF garantizaba la emisión de deuda soberana argentina por un importe real o de mercado, de acuerdo con una media, de al menos 4.670 millones de dólares, independientemente de su valor nominal. Además compromete a la petrolera española a retirar todas las demandas judiciales contra Argentina.

Para garantizar ese valor, Repsol recibía una cartera inicial de 5.000 millones de dólares de valor nominal con tres tipos de bonos soberanos a los que finalmente se han sumado bonos por otros 317 millones de dólares de una cartera adicional existente.

La cartera que Repsol va a recibir tiene cuatro tipos de bonos: 500 millones de dólares de Bonar X con vencimiento en 2017 y un cupón del 7%; 1.250 millones de Discount 33 con vencimiento en 2033 y rentabilidad del 8,28%; 3.250 millones de Bonar 2024 con vencimiento en 2024 y un 8,75%; y 317 millones de Boden 2015 con un 7% y vencimiento en 2015. Esta cartera tiene un valor de mercado de 5.250 millones de dólares, según fuentes financieras. La deuda está reconocida en 5.000 millones de dólares y no quedará saldada hasta que la petrolera española haya ingresado el dinero.

Repsol vendió este miércoles a Morgan Stanley el 11,86% de YPF por 1.255 millones de dólares, aproximadamente 901 millones de euros, y con una plusvalía antes de impuestos de 622 millones de dólares, aproximadamente 446,8 millones de euros. La petrolera aún mantiene una participación en el capital social de YPF inferior al 0,5,

Repsol ganó un 27,3% más en el primer trimestre, hasta 807 millones

El beneficio neto de Repsol durante el primer trimestre de 2014 aumentó un 27,3% hasta alcanzar los 807 millones de euros, frente a los 634 millones del mismo periodo en el ejercicio anterior.

El resultado neto ajustado se elevó un 1,5% en el primer trimestre, hasta 532 millones, mientras que el resultado bruto de explotación (Ebitda) disminuyó un 12,4%, hasta 1.177 millones, según informó la compañía en una comunicación remitida a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La compañía destacó que este resultado se obtuvo en un entorno marcado por el descenso de los precios internacionales de crudo, la interrupción de las operaciones en Libia, la depreciación del euro frente al dólar y el mantenimiento de los márgenes de refino de Repsol frente al deterioro en Europa de dichos márgenes.

La petrolera destacó que ha continuado su «exitosa» actividad exploratoria que le permitió disponer en 2013 de una tasa de reemplazo de reservas del 275%, «la tasa orgánica más alta de la historia de la compañía y la más elevada del sector en 2013«.

La producción de hidrocarburos de la compañía disminuyó un 5%, hasta los 342.000 barriles equivalentes de petróleo al día. La conexión del segundo pozo productivo en Sapinhoá en febrero de 2014, la entrada en producción de la Fase II de Margarita en octubre de 2013 y la entrada de SK en febrero de 2013 no ha podido compensar las interrupciones de la producción en Libia, con un impacto equivalente a aproximadamente 50 días de paradas, y las paradas por trabajos de perforación en Trinidad y Tobago.

El pasado mes de marzo la compañía puso en marcha Kinteroni en Perú, que producirá inicialmente cerca de 20.000 barriles equivalentes de petróleo al día, que se espera duplicar en el año 2016. Con la puesta en marcha de Kinteroni, uno de los cinco mayores descubrimientos del mundo en 2008, Repsol ha iniciado la producción en siete de los diez proyectos clave de crecimiento contemplados en el Plan Estratégico 2012-2016: Sapinhoa (Brasil), Midcontinent (EE.UU.), AROG (Rusia), Margarita-Huacaya (Bolivia), Lubina y Montanazo (España), Carabobo (Venezuela) y el citado Kinteroni (Perú).

Por líneas de negocio, el resultado neto ajustado de Upstream fue de 255 millones, un 27% inferior al mismo período del año anterior debido principalmente a las interrupciones en la producción en Libia y en Trinidad y Tobago, compensadas parcialmente por los mejores resultados en Brasil, Rusia y Bolivia gracias a la puesta en marcha y ‘ramp up’ de los proyectos estratégicos.

En lo que respecta al negocio de downstream, la «calidad» de los activos de la compañía ha permitido que mantenga su indicador de margen de refino en 3,9 dólares por barril, en un entorno caracterizado por el continuo descenso de los márgenes en Europa. Del mismo modo, los negocios comerciales, GLP y Marketing, tuvieron un desempeño similar al primer trimestre de 2013, con un incremento del 4% en las ventas del negocio de marketing España.

En Downstream, el resultado neto ajustado fue un 27,8% superior al mismo período del año anterior, al registrar 290 millones hasta marzo, gracias a las bajas temperaturas durante el invierno en la región nordeste de Norteamérica, donde desarrolla su actividad de ‘Gas&Power’, al mayor volumen de comercialización de gas natural en Norteamérica y los menores costes.

Asimismo, las inversiones de explotación durante el primer trimestre de 2014 alcanzaron los 728 millones, lo que supone un incremento del 12% respecto a las del primer trimestre de 2013.

En concreto, las inversiones de explotación del primer trimestre en el área de Upstream han alcanzado 584 millones, un 7% superiores a las del mismo período de 2013. Las inversiones en desarrollo representaron un 59% de la inversión y fueron realizadas fundamentalmente en Estados Unidos (33%), Venezuela (19%), Trinidad y Tobago (17%), Brasil (13%) y Bolivia (10%).

Las inversiones en exploración representaron un 38% de la inversión, principalmente acometidas en Estados Unidos (52%), Angola (14%), Mauritania (7%), Brasil (7%) e Irak (6%).

La deuda financiera neta del grupo se situó en 4.722 millones hasta marzo, lo que supone una reducción del 12% respecto de la registrada al cierre de 2013, principalmente por el cobro en enero de las desinversiones del cierre de la venta de GNL y de la participación en TGP, y su nivel de liquidez se sitúa en 8.900 millones.

En cuanto a Gas Natural Fenosa, el resultado neto ajustado en el primer trimestre ascendió a 123 millones, un 1,6% menos que en 2013, si bien los menores resultados de generación y distribución eléctrica en España, por la regulación aprobada en julio del año pasado, y en Latinoamérica, por la depreciación del dólar y monedas locales se compensan en parte con mejores resultados de comercialización de electricidad, según explica la compañía.

En una conferencia con analistas con motivo de la presentación de los resultados de la eléctrica, Brentan destacó que no se trata de unos costes «enormes» pero que se va a intentar recuperar dada la situación en la que se encuentran las comercializadoras de último recurso.

A principios de año, Industria decidió cambiar el sistema con el que se fija la parte de energía de la tarifa eléctrica regulada o precio voluntario al pequeño consumidor (PVPV) y que ahora va vinculado a la evolución del mercado mayorista frente al sistema anterior de subastas.

En cuanto al nuevo sistema de retribución para las renovables, Brentan señaló que no se esperan cambios importantes y se refirió a las declaraciones del secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, asegurando que la normativa está en las «últimas semanas» de tramitación para su aprobación definitiva.

Brentan también apuntó que el déficit de tarifa de 2013, desfase generado entre los ingresos del sistema, rondará los 3.000 millones de euros, frente a los 3.600 millones previstos, y será «el último de la historia».

La eléctrica, que asume el 44% de este déficit, confía en que este año pueda colocarse esta deuda, absorbida ahora en sus balances, y apostó para ello por un mecanismo similar al Fondo de Amortización del Déficit Eléctrico (FADE).

Sobre el obligado traspaso del proyecto de la central hidráulica de Chira-Soria en Gran Canaria a Red Eléctrica, Brentan subrayó las dificultades de abordar la inversión que precisa un proyecto así sin conocer la remuneración.

Este martes, el BOE publicó la orden que impone a Endesa la obligación de transmitir al operador del sistema, Red Eléctrica, el proyecto de esta central. Endesa ya señaló que la empresa «no había renunciado» a llevar adelante la construcción de la central y que sus servicios jurídicos estudiaban la orden para tomar las decisiones oportunas.

Las ganancias bajan un 5,9% hasta marzo por el impacto regulatorio

En cuanto a los resultados trimestrales, Endesa obtuvo un beneficio neto de 448 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que supone una reducción del 5,9% respecto al mismo período del año anterior, por el impacto de los cambios regulatorios introducidos por el Gobierno en España para atajar el déficit de tarifa y la devaluación de las monedas en Latinoamérica.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se redujo un 9,6%, hasta los 1.499 millones de euros, marcado por la caída de 154 millones de euros producida en el Ebitda del negocio de Latinoamérica, mientras que los ingresos totales cayeron un 7,2%, hasta los 7.523 millones de euros, según informó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

El resultado neto del negocio de España y Portugal se situó en 350 millones de euros, un 3,6% más, gracias a los esfuerzos en reducción en los costes, tanto variables como fijos, y a pesar del impacto de las medidas regulatorias en vigor en el primer trimestre de 2014, que aún no estaban vigentes en el mismo período de 2013.

Los ingresos en la región cayeron un 5%, hasta los 5.443 millones de euros y las inversiones fueron de 140 millones de euros en el primer trimestre de 2014.

No obstante, en Latinoamérica el resultado bajó un 29%, hasta los 98 millones de euros, debido a la fuerte devaluación de las monedas de los países de la región donde opera Endesa, al fuerte incremento de 48 millones de euros en los costes de distribución en Argentina, que no se trasladaron a la tarifa, y a la caída del resultado de la generación en Chile, motivada por la sequía y la parada de la central Bocamina II.

En esta región, los ingresos se situaron en 2.080 millones de euros en el primer trimestre de 2014, con una reducción del 12,5%, mientras que las inversiones en la región sumaron 242 millones de euros en el primer trimestre de 2014.

La generación de electricidad de Endesa en el primer trimestre de 2014 ascendió a 29.191 gigavatios hora (GWh), un 7,7% inferior, mientras que las ventas de electricidad se situaron en 40.146 GWh, con un aumento del 1,3%

Las medidas regulatorias y fiscales aprobadas desde el año 2012 tuvieron un impacto negativo de 390 millones de euros en el Ebitda del primer trimestre de 2014, de los que 117 millones de euros corresponden a medidas aprobadas en 2013 que no afectaron al primer trimestre del año pasado.

La compañía explicó que estos 390 millones de euros se añaden a los 1.329 millones de euros de impacto total que Endesa registró desde la puesta en marcha del conjunto de medidas adoptadas por el Gobierno desde 2012.

A 31 de marzo, la deuda financiera neta de Endesa se situó en 4.395 millones de euros, y tiene acumulado un derecho de cobro de 2.348 millones de euros, de los que 1.818 millones de euros se deben a la financiación del déficit de ingresos de las actividades reguladas y 530 millones de euros por las compensaciones derivadas de los sobrecostes de la generación extrapeninsular.

Entre enero y marzo, la empresa alcanzó un volumen de negocios de 21.200 millones de euros, un 4,2% menos en datos comparables, por la caída de la venta de la electricidad en Francia y de gas en el resto de Europa.

EDF prevé finalizar 2014 con un aumento del beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones (Ebitda) de un 3% como mínimo, excluyendo su filial italiana Edison.

Teniendo en cuenta a Edison, EDF espera que su Ebitda recurrente alcance los 1.000 millones de euros e ingresar 600 de esos millones antes de la nueva renegociación de tarifas del gas.

En Francia, la facturación se redujo un 5,4% debido a que la temperatura media fue 3,3 grados centígrados más elevada que el invierno anterior.

La disminución de la demanda eléctrica se vio compensada, en parte, gracias al alza de las tarifas reglamentarias y la progresión de las ventas en el mercado mayorista.

En Reino Unido, el volumen de negocios creció un 7% (un 3,7% en datos comparables), gracias a la mejora de las ventas a las industrias y al efecto beneficioso del tipo de cambio.

También aumentó la facturación en Italia, un 3,1% (+2,7% orgánico), con un incremento de las ventas que compensaron la disminución del precio de la electricidad.

En el resto de áreas geográficas, la caída de los ingresos fue del 16,6% (-14,9%, en datos comparables) debido, en gran parte, al clima suave que redujo la demanda eléctrica.

Así lo señaló durante la presentación de los resultados del primer trimestre el consejero delegado de Gas Natural Fenosa, Rafael Villaseca, que vaticinó el fin del déficit tarifario asegurando que, en caso de persistir, «nunca será apreciable».

Villaseca explicó que la corrección del desajuste entre los ingresos y los costes del sistema se producirá por el aumento de los ingresos a través del incremento de peajes, en un 12%, hasta los 19.215 millones, la disminución de los costes de distribución y los costes asociados, con una «importante» reducción del 22% de los subsidios, especialmente centrada en las energías del antiguo régimen especial (renovables, cogeneración y residuos), con unos 1.700 millones menos.

«Es más que probable que consigamos por fin un equilibrio en las cuentas del sistema», indicó Villaseca, que subrayó la «enorme diferencia» entre la situación del sistema eléctrico respecto al gasista, cuyo déficit en 2013 se situó en 26 millones, si bien acumula un desajuste superior a los 300 millones.

En su opinión, el desajuste registrado en el sistema gasista es «absolutamente manejable» como para que no crezca e incluso se reduzca, sobre todo teniendo en cuenta la subida «moderada» de peajes.

Prevé legislación del sistema gasista

En este sentido, Villaseca explicó que desde el Ministerio de Industria se está recabando la opinión de las compañías y del sector gasista para resolver un problema, algo que a su juicio «no es un problema de hacer» y «no requiere en absoluto medidas de gran alcance», ya que «no ha arrastrado un problema estructural«.

En cualquier caso, el consejero delegado de Gas Natural Fenosa dijo prever que el marco legislativo para el sector gasista se apruebe en el último trimestre del año, aunque esta fecha es una «opinión personal».

Preguntado por la tesis de que la eventual entrada en funcionamiento del almacén subterráneo de gas del proyecto Castor, situado frente a Vinarós (Castellón) y el Delta del Ebro, podría elevar en 200 millones el déficit de tarifa del sistema gasista, Villaseca subrayó que ese proyecto produce ingresos y añadió que «no entiende» que deba generar déficit. Asimismo, remarcó que ese proyecto no tiene una «relación directa con la distribución».

Además, Villaseca reivindicó que «se tomen medidas para incrementar la distribución de gas en España» como forma de «poner en funcionamiento infraestructuras de regasificación y de transporte que están infrautilizadas».

Por ello hizo hincapié en la necesidad de crecer en distribución en un país «poco gasificado», a pesar de que «en plena crisis» ha tenido que atender un 5% más de demanda y «sigue creciendo», y apostó por aumentar el consumo industrial y residencial, y organizar el «tema complejo» de la hibernación de manera «económicamente más solida y sostenible», reclamando una solución al problema de los ciclos combinados, puesto que «se les echa» del sistema y a la vez «no se pueden cerrar».

En este sentido, añadió que esas medidas para impulsar la distribución, más los propios ajustes de la compañía para ganar en eficiencia, «van a paliar de forma amplia cualquier posible ajuste que pueda venir».

En cualquier caso, Villaseca dijo confiar en que la regulación prevista para el sistema del gas sea «razonable» y no suponga un ajuste «significativo» sobre sus cuentas, de las que apuntó que la tónica de menos ventas en España y más en el exterior perdurará este año y en 2015.

Gas Natural dice que podría proveer gas si la crisis ucraniana lo requiere

El consejero delegado de Gas Natural Fenosa aseguró que la multinacional podría llegar a suministrar gas al continente europeo si la crisis en Ucrania lo requiriera. En una conferencia con analistas, Villaseca aseguró que Gas Natural tiene «la mayoría» de operaciones de aprovisionamiento y de ventas de gas «cerradas», pero matizó que, ante circunstancias excepcionales, «siempre hay posibilidad de desvíos» o de «dejar de atender» a algunos mercados o atenderlos «de otras maneras». De requerirse suministro de gas por problemas derivados del conflicto, «haríamos cosas para poder colaborar», dijo Villaseca.

Tal como ya hizo en la última junta general de accionistas de la compañía, Villaseca insistió en que España es una «alternativa» al suministro al gas ruso, ya que la Península Ibérica es «un auténtico portaviones para la entrada de gas en Europa» por las ocho plantas de regasificación de las que dispone, aunque reconoció que el único problema que hay es la insuficiente interconexión con Francia.

En otro sentido, Villaseca sostuvo que no se espera ninguna solución «en el corto plazo» en Egipto, si bien confía en que cuando se regularice la seguridad política se aborde «inmediatamente» la política energética.

Gas Natural admite interés en la privatización de la colombiana Isagen

Rafael Villaseca también admitió interés por parte de la multinacional española por participar en el proceso de privatización de la compañía colombiana Isagen.

Villaseca aseguró que Isagen es una «empresa excelente» que el gobierno colombiano quiere privatizar, «aunque ahora está suspendida judicialmente por diferencias más en el ámbito político que en el económico«.

El directivo de la multinacional española aseguró desconocer cuándo se resolverá este proceso y si finalmente las condiciones «encajarán o no» a Gas Natural.

Impacto regulatorio en el resultado

Gas Natural registró un beneficio neto de 402 millones de euros en el primer trimestre de este año, lo que supone un descenso del 2,3% en comparación con el mismo periodo del año anterior (411 millones), por el impacto regulatorio en España, la depreciación de las monedas internacionales, fundamentalmente latinoamericanas, y la ausencia de resultados procedentes de la enajenación de activos.

El importe neto de la cifra de negocios bajó un 5,5% entre enero y marzo, hasta los 6.284 millones de euros. Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) fue de 1.224 millones en los tres primeros meses del ejercicio, con un descenso del 4,7% en comparación con un año antes.

Villaseca indicó que el impacto de las medidas regulatorias en España se diluirá en el resto del año, puesto que muchas de las medidas afectaron ya a los resultados de la compañía a partir del 1 de julio de 2013.

El consejero delegado de Gas Natural señaló que el impacto de la legislación correspondientes a los ejercicios 2012 y 2013 supondrá un total de 600 millones anuales, mientras que las implementadas este año supusieron 73 millones menos de Ebitda hasta marzo y afecta a las actividades de distribución y generación de electricidad en España.

Asimismo, el «problema» de las depreciaciones de las monedas latinoamericanas perderá en los próximos meses sus «connotaciones negativas», y la compañía espera que el fenómeno climatológico entre en situaciones «más equilibradas».

Asimismo, el impacto en el Ebitda de la depreciación de las monedas en su traslación a euros es 44 millones superior al del primer trimestre de 2013, fundamentalmente debido a la depreciación del real brasileño y del peso colombiano.

Sin tener en cuenta estos dos impactos, el Ebitda gestionable hasta marzo ascendería a 1.344 millones, un 4,6% más respecto al mismo período del año anterior.

No obstante, a pesar de los impactos en el resultado del trimestre, la compañía mantiene los objetivos marcados en la actualización de su Plan Estratégico 2013-2015, ya que la revisión establece «objetivos realistas, adaptados al contexto macroeconómico, energético y sobre todo al importante impacto regulatorio».

En cuanto al dividendo, el pasado 8 de enero de 2014 Gas Natural Fenosa distribuyó un dividendo a cuenta en efectivo con cargo a los resultados del ejercicio 2013 de 0,393 euros por acción. El pago del dividendo complementario de 0,504 euros en efectivo por acción será realizado el próximo 1 de julio.

El Ebitda de las actividades internacionales disminuyó en un 10,9% debido a la traslación a euros de las monedas, y representó un 39,3% del total consolidado, frente al 42% en el mismo período del año anterior.

Por el contrario, el Ebitda proveniente de las operaciones en España se redujo un 0,3%, si bien aumentó su peso relativo en el total consolidado hasta el 60,7%.

La deuda financiera neta de la compañía energética alcanzó a 31 de marzo los 14.172 millones, con un ratio de endeudamiento del 48%.

Por su parte, las inversiones materiales e intangibles del período alcanzan los 357 millones, con un incremento del 84% respecto a las del mismo período del año anterior, debido fundamentalmente a la incorporación en marzo de este año del buque metanero ‘Ribera del Duero’, de 170.000 metros cúbicos de capacidad, bajo régimen de arrendamiento financiero.

Por ámbito geográfico, las inversiones en España, excluyendo el buque metanero, disminuyeron un 18,8%, mientras que las inversiones en el ámbito internacional aumentaron un 10,4%.

El Ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 227 millones, con un crecimiento moderado del 0,9%, y las ventas de la actividad regulada de gas en España en su conjunto descendieron en 5.696 gigavatios hora (GWh), un 10% menos.

A 31 de marzo, la compañía tenía 5.184.000 puntos de suministro (1%) y la red de distribución alcanzó los 47.966 kilómetros, un 2,4% más.

Los ingresos trimestrales bajaron hasta 106.800 millones de dólares desde los 108.400 de hace un año, y el beneficio por acción fue de 2,10 dólares, ligeramente inferior a los 2,12 del primer trimestre del ejercicio 2013, según detalló la compañía.

La mayor petrolera mundial apuntó a varios factores positivos, como que las operaciones de exploración y extracción lograron un beneficio neto de 7.800 millones de dólares, un 11% más.

Además, los gastos de capital y exploración se redujeron en un 28% hasta los 8.400 millones de dólares.

La producción de petróleo y gas bajó un 5,6%, aunque si se excluye que expiró una concesión en Abu Dabi, la reducción fue de un 2,9%.

Además, la compañía de Irving (Texas) señaló que los menores márgenes de las operaciones de refinado redujeron los beneficios en 740 millones de dólares, mientras que la división de plásticos restó otros 70 millones por los mismos motivos.

Exxon Mobil también gastó durante el trimestre 3.000 millones de dólares en la recompra de acciones propias, una cantidad que se igualará durante el segundo trimestre.

El beneficio por acción fue superior a los 1,88 dólares por acción anticipados por los analistas de Wall Street, si bien la facturación fue inferior a los 108.800 millones anticipados por los mercados.

Tras presentar estos resultados, las acciones de Exxon Mobil subían un 0,48% en las operaciones electrónicas previas a la apertura de la bolsa de Wall Street, donde la compañía figura en el índice Dow Jones de Industriales, en el que sus títulos han subido un 1,2% desde el comienzo del año.