Cepsa se hace con el 75% de un campo de petróleo argelino tras comprar su participación a la malasia Petronas

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EFE.- Cepsa compró a la compañía nacional de petróleo y gas de Malasia, Petronas, la participación que ésta tenía en el campo de Bir el Msana, en Argelia, con la que pasará a tener un 75% de su capital, mientras que la compañía estatal argelina de hidrocarburos Sonatrach posee un 25%.

12.500 barriles diario de petróleo

El yacimiento de Bir el Msana está situado en el noreste del desierto argelino, en la cuenca de Berkine, donde Cepsa y Sonatrach lideran la operación desde 2013. Bir el Msana se puso en producción en julio de 2015 y cuenta con 3 pozos de producción, 3 de inyección de agua y uno de inyección de gas, y actualmente genera 12.500 barriles diarios de petróleo. Cepsa opera desde hace más de 30 años en Argelia, con la estatal Sonatrach como socio estratégico, y entre todos sus yacimientos produce más de 130.000 barriles diarios de petróleo.

En la cuenta de Berkine, donde está el campo de Bir el Msana, la compañía cuenta con otro yacimiento de crudo, Rhourde er Rouni II, actualmente en fase de desarrollo. Además, Cepsa también participa en el yacimiento de gas Timimoun, que entró recientemente en producción, y tiene una participación del 42% en Medgaz, el gasoducto submarino que une Argelia con España con una capacidad de transporte de 8.000 millones de metros cúbicos al año y una longitud de 210 kilómetros.

Siemens asegura cumplir con los acuerdos de fusión con Gamesa pero Iberdrola mantiene su descontento tras la junta de accionistas

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EFE.- Al tiempo que se anunciaba que Siemens Gamesa va a instalar este año en Vietnam otros 12 aerogeneradores con los que completará un proyecto de 39 megavatios (MW) en el parque de Dam Nai, el consejero delegado de Siemens, Joe Kaeser, ha trasladado al presidente de Iberdrola, Ignacio Galán, que han cumplido todos los acuerdos de la fusión con Gamesa, mientras que la eléctrica española, que cuenta con un 8% en la compañía fruto de la integración, mantiene su descontento.

La multinacional alemana, accionista principal con un 59% de Siemens Gamesa tras la fusión del negocio de renovables de Siemens y el fabricante de aerogeneradores español, indico que está totalmente comprometida con su participación accionarial a largo plazo en Siemens Gamesa. Asimismo, Siemens, que define a Siemens Gamesa como «una compañía global con sede en España y cotizada en la Bolsa española», ha señalado que es consciente de la importancia de Siemens Gamesa para el País Vasco, y seguirá apoyándola.

Kaeser ha asegurado que Siemens se ve como un accionista a largo plazo, así como que ha cumplido «en todo momento con todas las normas de gobierno corporativo, la ley corporativa española y otros acuerdos contractuales» y que respeta los derechos de cualquier accionista minoritario. Siemens reconoce que el primer año de la fusión «no fue exactamente como nos habría gustado y como habíamos imaginado en un principio» y entiende que algunos accionistas, entre ellos Iberdrola, no hayan estado contentos. Eso sí, aunque ha afirmado que la mayoría de las razones del mal comportamiento que ha tenido la compañía en el primer año de la fusión fueron propiciadas por el mercado, ha admitido que «también ha habido algunos problemas internos«.

En cuanto a la relación con Iberdrola, Siemens destacó que es «un cliente muy valorado y un importante accionista de Siemens Gamesa» y que el diálogo entre las dos compañías es continúo. Sin embargo, en Iberdrola siguen descontentos por el trato que se da a los accionistas minoritarios de la nueva compañía y considera que no se están cumpliendo las condiciones por las que apoyó la fusión entre la división de renovables de Siemens y Gamesa, lo que permitió al grupo alemán no tener que presentar una opa por el 100% de Gamesa, según indicaron fuentes conocedoras de la reunión.

Un descontento agravado en la pasada junta de accionistas de Siemens Gamesa, celebrada en marzo, después de que Siemens votara en contra de los dos puntos que a petición de Iberdrola se incluyeron en el orden del día: la garantía de que la sede seguirá en Zamudio (Vizcaya) y que las compras al grupo Siemens contaran con el respaldo del consejo de administración y de un consejero independiente para no perjudicar a los proveedores españoles.

Desde la eléctrica, además de cuestionar que Siemens no se abstuviera en la votación de puntos introducidos por un accionista minoritario, como suelen hacer los mayoritarios, no entienden por qué si la intención del grupo alemán es mantener la sede de Siemens Gamesa en España votó en contra de ese punto. Además, Iberdrola quiere que haya una mayor transparencia en la gestión, según han indicado las mismas fuentes, que han señalado que la eléctrica también está descontenta por los cambios que ha hecho Siemens en el equipo heredado de Gamesa.

Las mismas fuentes han recordado que ahora la eléctrica podría sugerir a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) que varíe su decisión de no exigir una opa por el 100% de Gamesa por no estar cumpliendo Siemens el acuerdo. Respecto a que Iberdrola pueda exigir, en virtud del pacto parasocial que se alcanzó, la venta de su participación a 22 euros por acción o el precio de cotización del día del incumplimiento más una prima del 30%, las mismas fuentes señalaron que eso no es algo que se plantee Iberdrola en este momento.

12 nuevos aerogeneradores en Vietnam

Por otro lado, Siemens Gamesa también se encargará de las tareas de operación y mantenimiento del parque Dam Nai, ubicado en Ninh Thuan, durante los próximos 10 años. Este proyecto se ha dividido en 2 fases: en una primera etapa, Siemens Gamesa instaló el año pasado 3 aerogeneradores que están ya en funcionamiento, y en una segunda etapa, firmada ahora, la compañía suministrará las otras 12 turbinas restantes con el objetivo de que entren en funcionamiento en octubre de este año. El proyecto es para el operador independiente The Blue Circle, con sede en Singapur.

Siemens Gamesa, que acaba de abrir una oficina permanente en Vietnam, espera «un crecimiento significativo del mercado eólico» en ese país, que cuenta con uno de los mejores recursos eólicos del sureste asiático, y se ha marcado el objetivo de instalar 1 GW para 2020. Además de Vietnam, la presencia de Siemens Gamesa en Asia Pacífico se extiende a China, Corea del Sur, Indonesia, Filipinas, Tailandia, Japón, Australia y Nueva Zelanda. En total ha instalado más de 6,6 GW en el continente y cuenta con otros 1,2 GW en ejecución.

El Gobierno de Portugal suspende la subasta anual de pagos por capacidad que perciben las compañías eléctricas EDP y Endesa

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EFE.- El Gobierno portugués decidió suspender este año la retribución por garantía de potencia que abonaba a Energías de Portugal (EDP) y Endesa, un incentivo que pagaba para que las compañías eléctricas estén siempre disponibles para producir. En una orden ministerial, el Ejecutivo socialista anunció que ha aplazado la subasta anual para atribuir estos incentivos prevista para 2018, ante las dudas de Bruselas de que sea compatible con las directrices europeas.

De esta forma, el Gobierno está a la espera de que la Comisión Europea se pronuncie sobre la compatibilidad de este mecanismo «con las disposiciones comunitarias relativas a los auxilios del Estado en el sector de la energía». En el caso de recibir luz verde de la Comisión Europea a lo largo de 2018, se podrían pagar incentivos por los meses que resten del año, según la orden ministerial. El régimen de garantías de potencia busca asegurar el abastecimiento de los consumidores de energía cuando no es posible hacerlo en las condiciones normales de mercado.

Según un informe divulgado en 2016 por la Entidad Reguladora de los Servicios Energéticos (ERSE), los incentivos pagados a EDP y a Endesa con este régimen supondrían un coste de 665 millones de euros al Estado portugués. Ambas compañías han defendido en varias ocasiones la necesidad de estas ayudas para garantizar la producción de energía en Portugal. El Gobierno luso introdujo en 2017 un nuevo modelo de pagos por capacidad, basado en un esquema competitivo, en el que los generadores licitan en una subasta distintos productos de capacidad firme anualmente.

Endesa ya lo tenía previsto

Endesa considera que el aplazamiento de la subasta de 2018 para asignar incentivos de retribución por garantía de potencia en Portugal tiene muy poco impacto en su caso, según han indicado fuentes de la compañía, que recordaron que la decisión ahora formalizada ya había sido anunciada por el Ejecutivo luso a través de una disposición en los Presupuestos. Al ser conocida la decisión, Endesa no había presupuestado ningún importe de pago por capacidad para 2018.

En 2017 Endesa resultó adjudicataria de un producto de 418 megavatios (MW), cuya disponibilidad debía garantizar entre abril y el 31 de diciembre, cubierto con el ciclo combinado de Pego en Portugal, con una retribución total aproximada de 1,5 millones de euros, ya cobrada en enero de 2018. Después de esa subasta, la Comisión Europea pidió aclaraciones sobre el mecanismo y el Gobierno portugués decidió posponer la correspondiente a 2018 hasta que Bruselas se pronuncie, con lo cual el impacto negativo, de un máximo de 1,5 millones, ya se produjo con la decisión del aplazamiento.

Enagás busca un socio interesado en participar en una sociedad con sus activos internacionales para aprovechar nuevas oportunidades de inversión

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EFE.- Enagás se plantea rotar sus activos internacionales para aprovechar mejor las oportunidades de inversión que surjan en otros países, según avanzó su presidente, Antonio Llardén, durante la junta de accionistas de la compañía. En este sentido, Llardén reiteró que Enagás analiza la posibilidad de contar con un «socio principal» en su actividad internacional para buscar juntos nuevas oportunidades fuera de España. El objetivo es contar con una base más amplia «para tener más capacidad de acción». «Asociarnos para crecer», proclamó.

Esta opción, subrayó Llardén, no afectaría en ningún caso a los activos regulados en España. Según fuentes del sector, la búsqueda de un socio podría concretarse a través de la creación de una sociedad que agrupara los activos internacionales. El socio principal podría ser un fondo de inversión especializado en infraestructuras energéticas o un operador similar a Enagás, señalaron las fuentes citadas. Llardén reconoció que en la actualidad hay «cierta escasez» de oportunidades de inversión «interesantes» y que las que aparecen no siempre encajan con los criterios de rentabilidad y riesgo de Enagás. «En este entorno de demanda de activos de bajo riesgo, nos planteamos analizar potenciales oportunidades de rotación de activos para complementar nuestras nuevas oportunidades de inversión«, explicó.

Llardén ha agrupado los retos de futuro de la compañía en 4 bloques: regulación sectorial, transición energética, desarrollo de nuevas actividades y negocio internacional. Sobre los previsibles cambios en la regulación del sector gasista, el presidente de Enagás admitió que se ha generado «cierto ruido». Llardén recordó que el ministro de Energía, Álvaro Nadal, cifró en enero el posible ajuste en la retribución de los activos gasistas en un máximo de 50 millones de euros en el Congreso. «Entendemos que el Ministerio considera que no procede ningún otro ajuste», señaló.

Llardén recalcó que la ley del sector de 2014 ha permitido equilibrar los ingresos y los gastos del sistema gasista, que no genera déficit desde 2017. Además, ha señalado, el sistema paga cada año parte del déficit acumulado y lo hace a un ritmo que permitirá eliminarlo en 2023 o 2024, antes de la fecha prevista en la ley (2031).

En cuanto al desarrollo de nuevas actividades, ha explicado que Enagás trabaja en tres líneas principales: impulsar nuevos servicios y usos del gas natural, promocionar el gas renovable y el hidrógeno, y desarrollar nuevas tecnologías e infraestructuras de captura, transporte y almacenamiento. Llardén ha recordado que Enagás prevé invertir 650 millones de euros hasta 2020 y reducir su deuda en 1.440 millones respecto a 2016.

En el presente ejercicio, Enagás espera obtener un beneficio después de impuestos de 443 millones y reducir su deuda neta en unos 380 millones. Además, la empresa se propone elevar su dividendo un 5% anual hasta 2020. La Junta de Accionistas aprobó el pago de un dividendo de 1,46 euros por título con cargo al 2017, cifra que se elevará a 1,68 euros en 2020.

Endesa inicia la construcción de su primer metanero para transportar gas natural licuado

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EFE. – Endesa ha comenzado la construcción de su primer metanero para transportar gas natural licuado (GNL) en uno de los mayores astilleros de Corea del Sur y espera que esté terminado a lo largo del verano de 2019.

Según el comunicado de Endesa, el barco tendrá una capacidad de 180.000 metros cúbicos, equivalente a la de 72 piscinas olímpicas, relicuefacción total del gas a bordo y es propiedad de la naviera noruega Knutsen Oas Shipping.

Endesa y Knutsen han cerrado un contrato de fletamento por siete años, que garantizarán parte de las necesidades de transporte marítimo de los contratos de compra de GNL de los próximos años tanto de Endesa como del grupo Enel, al que pertenece Endesa. El importe del contrato es de unos 20 millones de euros anuales y el coste de construcción del metanero asciende a unos 162 millones de euros.

Así, de esta manera, esta es la primera vez que Endesa fleta un metanero propio a plazo, ya que hasta ahora había contratado el GNL con entrega en destino.

El barco, que tendrá bandera española, cuenta con una eslora de 299 metros, 48 metros de ancho y 26,4 metros de profundidad, y el volumen de GNL que puede transportar equivale a la demanda de un día de toda España o al suministro anual de 170.000 viviendas.

Cepsa gana 743 millones de euros en 2017, un 23% más, por el encarecimiento del crudo

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EFE.– La petrolera española Cepsa obtuvo el año pasado un beneficio neto de 743 millones de euros, un 23% más que en 2016, gracias a la recuperación del precio del petróleo, el buen comportamiento de los márgenes de la actividad de refino y los programas de mejora de la eficiencia. Si se eliminan los elementos no recurrentes y la variación de inventarios se calcula a coste de reposición, logró un beneficio neto ajustado de 884 millones de euros, un 60% más que en el 2016.

Según la compañía, la recuperación del precio del petróleo, con un incremento del precio del crudo Brent del 22% respecto al año anterior; el buen comportamiento de los márgenes de la actividad de refino durante todo el año y los programas de mejora de la eficiencia implementados en los últimos años, han sido los factores determinantes del nivel de resultados alcanzados. La cifra de negocios ascendió a 20.817 millones de euros, un 16% más que en 2016, mientras que el resultado bruto de explotación (ebitda) se incrementó un 18%, hasta los 1.874 millones de euros.

El área de Exploración y Producción tuvo un destacado incremento y logró un beneficio de 145 millones de euros, doce veces más que en 2016, gracias a los mayores precios de los crudos comercializados y a los programas de eficiencia y reducción de costes. La producción de crudo ascendió a 92,1 millones de barriles/día y las ventas a un total de 13,5 millones de barriles en el periodo. En el área de Refino y Comercialización, el beneficio aumentó un 39%, hasta 597 millones. Durante el año se destilaron 154,7 millones de barriles de crudo, algo menos que en 2016, en que se destilaron 158 millones.

El área petroquímica obtuvo un beneficio de 111 millones de euros, similar al que tuvo en 2016 en que ascendió a 110 millones, con unas ventas totales de 2,9 millones de toneladas en sus tres líneas de negocio: LAB (materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables), fenol/acetona (materias primas para plásticos) y disolventes. Durante 2017, Cepsa, que destinó a este negocio inversiones por importe de 116 millones de euros, puso en marcha una planta en Dumai (Indonesia) y amplió su planta química en Brasil.

Por último, Gas y Electricidad logró un beneficio de 65,5 millones de euros, un 34% más que en 2016. Las ventas de gas ascendieron a 27.972 gigavatios hora (GWh), ligeramente por debajo de las del año anterior, y la producción de electricidad aumentó un 31% con respecto a 2016, alcanzando los 2.809 GWh. Cepsa destinó 21 millones de euros a inversiones en las plantas de cogeneración y al inicio de la construcción de su primer parque eólico, situado en Jerez de la Frontera (Cádiz). Cepsa realizó en 2017 inversiones por 888 millones de euros y su deuda neta se redujo un 18%, hasta cerrar el año en 1.722 millones, con un ratio deuda/ebitda de 0,92.

La compañía eléctrica portuguesa Redes Energéticas Nacionales (REN) ganó 125,9 millones de euros en 2017, un 25,7% más

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EFE.- La compañía eléctrica portuguesa Redes Energéticas Nacionales (REN) obtuvo un beneficio de 125,9 millones de euros en 2017, un 25,7% más que en 2016, debido a la mejora del rendimiento financiero y al descenso del coste medio de la deuda. Según comunicó a la Comisión del Mercado de Valores Mobiliaros (CMVM), la empresa indicó que el coste medio de la deuda se redujo hasta el 2,5% (3,2% en 2016), mientras que el resultado financiero mejoró un 23,3%.

El Ebitda (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) de la compañía fue de 487,5 millones de euros, un 2,4% más que hace un año, resultado que atribuyen a la consolidación de Portgás y Electrogas. REN tiene una participación del 42,5% en la compañía eléctrica chilena Electrogas desde hace un año, cuando compró dicho porcentaje al grupo italiano Enel, y en octubre finalizó la compra de la lusa EDP Gás (ahora REN Portgás). La inversión (Capex) de REN se situó en 155,6 millones, un 9,3% menos, y su deuda líquida fue de 2.756,2 millones, lo que supone un crecimiento del 11,2%, debido a la adquisición de Electrogas y Portgás.

La eléctrica lusa remarcó, una vez más, que sus resultados se vieron penalizados por la contribución extraordinaria sobre el sector energético en Portugal aplicada desde 2014 y por el que, desde entonces, ha pagado más de 100 millones de euros. Esta contribución extra ha sido discutida por empresas como REN, la eléctrica Energías de Portugal (EDP) o la petrolera Galp, hasta el punto de recurrirlo en los tribunales. REN fue propiedad del Estado portugués hasta 2012, cuando vendió una participación del 25% a la china State Grid y una del 15% a Oman Oil Company.

Abengoa cierra la venta del 25% de Atlantica Yield por 494 millones de euros, con una plusvalía de 88 millones

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EFE. –  Abengoa ha cerrado la venta del 25% de su filial estadounidense Atlantica Yield a la empresa canadiense Algonquin Power & Utilities por 494 millones de euros, operación en la que ha obtenido una plusvalía de 88 millones de euros.

El grupo de ingeniería y energía ha comunicado a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) el cierre de la operación, tras anunciar previamente un acuerdo en noviembre y comunicar esta semana que ya se habían conseguido todos los permisos y condiciones necesarias para culminar la compraventa, entre ellos el visto bueno de los organismos reguladores y de los acreedores de la sociedad.

Al finalizar la venta, Abengoa, que tenía un 41,5 % del capital de Atlantica Yield, se queda con un 16,5 % sobre el que Algonquin tiene una opción de compra, sujeta a la autorización del Departamento de Energía de Estados Unidos.

Además, según informó en su momento la compañía, la venta del 25 % de Atlantica Yield a la compañía de energía canadiense supone también el nacimiento de una sociedad para el desarrollo internacional y la construcción de infraestructuras de energía y agua, Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions (AAGES), que ya ha presentado su primera oferta para desarrollar una línea de transmisión en Perú.

Y es que Atlantica Yield tuvo unas pérdidas en 2017 de 111,8 millones de dólares (unos 91 millones de euros) por la reforma fiscal en Estados Unidos durante el pasado año.

La petrolera francesa Total se convierte en el segundo operador del Mar del Norte al adquirir la danesa Maersk Oil

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EFE.- La petrolera francesa Total completó la adquisición de la danesa Maersk Oil, lo que la convierte en el segundo operador en el Mar del Norte con una producción de 500.000 barriles diarios en el horizonte de 2020. La operación, que había sido anunciada en agosto, aporta a Total 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo de reservas y recursos y una producción suplementaria de 160.000 barriles diarios a partir del año próximo y de 200.000 en 2020, señaló el grupo.

Con la compra de la filial petrolera de A.P. Moller-Maersk, la multinacional francesa «refuerza su liderazgo en el Reino Unido y en Noruega» y «extiende sus actividades a Dinamarca», agregó. El presidente de Total, Patrick Pouyanné, indicó que «la excelente complementariedad» entre ambas empresas «permitirá generar sinergias superiores a los 400 millones de dólares anuales«. Con la operación, A.P. Moller-Maersk se convierte en accionista de Total, con el 3,7% del capital. El acuerdo prevé que la empresa danesa reciba casi 4.950 millones de dólares en acciones de Total. Asimismo, la petrolera francesa asume 2.500 millones de dólares de deuda aproximadamente.

Atlantica Yield perdió 111,8 millones de euros en 2017 por la reforma fiscal en Estados Unidos

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EFE.- Atlantica Yield, sociedad de la que la española Abengoa vendió a la compañía canadiense Algonquin un 25% de la participación del 41,5% que tiene, perdió en 2017, por la reforma fiscal en Estados Unidos, 111,8 millones de dólares (90,2 millones de euros), muy por encima de los 4,8 millones de dólares (3,9 millones de euros) que perdió en 2016.

El beneficio bruto de explotación (ebitda) aumentó un 2% respecto al 2016 y alcanzó los 786,6 millones de dólares (634,6 millones de euros), según indicó Atlantica Yield. Los ingresos fueron de 1.008,4 millones de dólares (813,4 millones de euros), un 4% más que en 2016, y superaron, por primera vez, la cota de los mil millones. Atlantica Yield añadió que el acuerdo con Abengoa-Algonquin Global Energy Solutions (AAGES), la sociedad creada en virtud del acuerdo entre Abengoa y Algonquin, le hace estimar un objetivo de crecimiento del dividendo por acción del 8% al 10% en tasa media anual hasta 2022.

Esperanzas en la futura AAGES

Además, espera que los acuerdos con AAGES y Abengoa sean la fuente principal de crecimiento y recibir activos contratados que representen entre 600 y 800 millones de dólares en valor patrimonial en los próximos dos ó tres años. También pronostica una tasa anual compuesta de crecimiento (CAGR), que mide el retorno de la inversión, en dividendos por acción de dos dígitos hasta 2019 con la cartera existente, alcanzando un pay-out (porcentaje de beneficio destinado a dividendo) del 80%. El grupo de ingeniería y energía Abengoa, que acomete un plan de reestructuración tras salvarse de llegar al concurso de acreedores, anunció recientemente la venta del 25% de Atlantica Yield a Algonquin por 607 millones de dólares (unos 490 millones de euros).