La alemana Siemens suministrará turbinas de gas a 4 centrales eléctricas de industrias de Argentina por 485 millones de euros

EFE / Servimedia.- El grupo alemán Siemens suministrará 4 centrales eléctricas en otras tantas localidades de la provincia de Buenos Aires (Argentina), por 570 millones de dólares (484,8 millones de euros), según ha anunciado Siemens España. Los pedidos provienen de las sociedades canadienses participadas de Stoneway Capital y Araucaria Capital, que operarán las plantas como productores independientes de energía con el soporte de Siemens, y conforman el suministro de un total de 12 turbinas de gas con una potencia conjunta de 690 megavatios.

La puesta en marcha de las 4 centrales eléctricas industriales está prevista para finales de este año. 6 turbinas de gas conformarán el núcleo de las plantas de las localidades de Luján y Matheu, próximas a la capital del país, y las otras 6 turbinas de gas industriales irán dirigidas a las centrales eléctricas de Las Palmas y San Pedro, en las ciudades de San Pedro y Zárate (Argentina). El volumen del pedido incluye acuerdos de servicio de larga duración para las cuatro centrales eléctricas que incluyen la operación y el mantenimiento durante 10 años.

Además, Siemens también se ha comprometido a un préstamo de 115 millones de dólares (97,8 millones de euros) para apoyar la construcción de las centrales eléctricas. El vicepresidente de ventas para la región Latinoamérica en la División Power and Gas de Siemens, José Aparicio, comentó que «estos pedidos suponen un gran éxito para nuestro negocio en Argentina» porque «es la primera vez que vendemos una central eléctrica industrial llave en mano equipada con turbinas de gas aeroderivadas, así como un contrato de servicios a largo plazo«. «Las nuevas centrales eléctricas contribuirán a paliar la escasez energética en Argentina y aumentarán la seguridad del suministro», matizó.

Sempra Energy se impone a Buffett y comprará por 8.050 millones Oncor, la sexta distribuidora de electricidad en Estados Unidos

Europa Press.- Sempra Energy ha llegado a un acuerdo para la adquisición de Energy Future Holdings, empresa propietaria del 80% de la distribuidora Oncor Electric Delivery Company (Oncor), por 9.450 millones de dólares (8.050 millones de euros), imponiéndose así a Berkshire Hathaway Energy, propiedad de Warren Buffet, que en julio había alcanzado un acuerdo para comprar la utility por 9.000 millones de dólares (7.665 millones de euros).

Según los términos del acuerdo, la gasista Sempra Energy abonará 9.450 millones de dólares en efectivo para hacerse con Energy Future, empresa actualmente en suspensión de pagos, aunque al incluir la asunción de la deuda de Oncor el importe de la transacción alcanzará los 18.800 millones de dólares (16.000 millones de euros). El acuerdo con Sempra representa el último capítulo en la pugna mantenida entre Warren Buffet y Paul Singer, director de Elliott Management, principal acreedor de la quebrada Energy Future Holdings, que ha expresado su respaldo a la oferta de Sempra en vez de la presentada por Berkshire Hathaway.

La transacción, que podría completarse en la primera mitad de 2018, debe aún recibir el visto bueno del Tribunal de Quiebras de Delaware, así como de la Comisión Reguladora Federal de la Energía y del Departamento de Energía de Estados Unidos. «Es importante para Oncor permanecer financieramente fuerte», declaró Debra L. Reed, presidenta y consejera delegada de Sempra Energy, quien destacó que la oferta presentada busca resolver de forma satisfactoria el proceso de suspensión de pagos de Energy Future, velando por el futuro de Oncor, para lo que Sempra Energy se ha comprometido a llevar a cabo inversiones por importe de 7.500 millones de dólares (aproximadamente 6.388 millones de euros) durante los próximos cinco años.

La petrolera francesa Total compra la danesa Maersk Oil por 6.345 millones de euros y apunta al Mar del Norte

EFE.– Total anunció la compra de la sociedad danesa Maersk Oil por 6.345,4 millones de euros (7.450 millones de dólares) en una operación que comprende acciones propias y asunción de deuda, y que reforzará particularmente al grupo petrolero francés en el Mar del Norte, donde se convertirá en el número dos.

Total se quedará con el 100% del capital y para ello pagará con sus acciones el equivalente de 4.216 millones de euros (4.950 millones de dólares) al actual propietario, A.P. Møller-Mærsk, para lo cual emitirá 97,5 millones de títulos propios, un número calculado sobre la base de la media de las cotizaciones de las últimas 21 sesiones bursátiles. Además de esa ampliación del capital reservada a A.P. Møller-Mærsk, que representará el 3,75% (se le ofrecerá la posibilidad de entrar en el consejo de administración), Total hará suyos los 2.129,2 millones de euros de deuda de Maersk Oil. La transacción debería estar finalizada en el primer trimestre de 2018, aunque la compra tendrá efecto con fecha del pasado 1 de julio.

El gigante francés puso el acento en que esta adquisición supone incorporar una cartera de activos «excepcionalmente complementaria» con la que ya tiene, lo que se traducirá en una mejora de la competitividad y del valor de sus operaciones en numerosas regiones clave. En primer lugar, añadirá a sus reservas alrededor de 1.000 millones de barriles, más del 80% en el Mar del Norte, lo que contribuye a «la estrategia de equilibrio del riesgo país».

Aportará una producción del equivalente de 160.000 barriles de petróleo diarios, principalmente en líquidos, por el que Total pagará un precio medio de 39.181 euros (46.000 dólares) por barril al día. Eso supone un punto muerto, en términos de flujo de caja, de menos de 25,54 euros (30 dólares) por barril. Además, esa producción aumentará a 200.000 barriles diarios de cara a la próxima década.

Total espera «sinergias operativas, comerciales y financieras superiores a 400 millones de dólares anuales (340,6 millones de euros)», sobre todo por la integración de los negocios en el Mar del Norte, así como «un efecto positivo inmediato» en su resultado neto por acción y en su flujo de caja por acción. Su presidente, Patrick Pouyanné, incidió en que esta compra «acelera significativamente» su estrategia de sacar partido de las condiciones actuales del mercado y de su balance reforzado para añadir nuevas reservas a condiciones «atractivas». En la práctica, Total pasará a producir el equivalente de 3 millones de barriles diarios a partir del año 2019, señaló Pouyanné. De esa cifra total, 500.000 barriles diarios estarán en el Mar del Norte.

La Contraloría de Colombia investiga a Electricaribe por el uso de subsidios

EFE.- La Contraloría de Colombia inició una indagación preliminar a Electricaribe, filial de la española Gas Natural Fenosa, para establecer si los subsidios que recibió del Gobierno colombiano entre 2010 y 2014 beneficiaron o no a los usuarios del servicio, informó hoy la entidad.

«Esta actuación permitirá, además, cuantificar el monto del daño al patrimonio estatal que se habría dejado de cuantificar durante el período antes citado«, dijo la Contraloría en un comunicado.

La apertura de indagación la tomó la Contraloría a través de la delegada de Minas y Energía, después de verificar que en 2015 y 2016 los recursos no llegaron a los usuarios «desnaturalizándose su propósito».

La Contraloría añadió que ese dinero «no fue empleado para subsidiar el costo del consumo de energía eléctrica de usuarios ubicados en zonas de difícil gestión, sino para cubrir las pérdidas de la empresa por la prestación del servicio de energía a dichas zonas».

Después de que se conociera la apertura de indagación, la Contraloría intervino las instalaciones de Electricaribe en Barranquilla para revisar la contratación que ha hecho el agente interventor, informó el diario El Heraldo.

La información agrega que la auditoría la dirige el delegado de Minas y Energía con el apoyo de un equipo de auditores comisionados desde Bogotá por el contralor general, Edgardo Maya.

El mes pasado, la Contraloría reveló que Electricaribe utilizó más de 78.500 millones de pesos (unos 26,4 millones de dólares) que le giró el Gobierno para subsidiar alrededor de 600.000 usuarios «en un objeto totalmente distinto y presuntamente ilegal: disminuir sus pérdidas».

El hallazgo fue detectado por el organismo de control tras analizar un promedio de 800.000 facturas mensuales expedidas durante los años 2015 y 2016, para un total de 19 millones de facturas revisadas aproximadamente.

Ante las denuncias de la Contraloría, Gas Natural Fenosa ha negado que su filial colombiana Electricaribe, intervenida en noviembre pasado y ahora en proceso de liquidación, usara dinero público destinado a subsidiar a usuarios de bajos recursos para disminuir sus pérdidas en el país.

El Gobierno colombiano ordenó el pasado 14 de marzo la liquidación de Electricaribe, cuatro meses después de que fuera intervenida y luego de una fallida negociación para intentar una solución concertada con Gas Natural Fenosa.

En respuesta a la liquidación, la compañía española dio a conocer su intención de reclamar 1.000 millones de euros (unos 1.155 millones de dólares) al Gobierno colombiano a través de una demanda ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (Ciadi), que depende del Banco Mundial.

La filial de Gas Natural suministra electricidad a 2,5 millones de clientes de los departamentos de Atlántico, Bolívar, Magdalena, Cesar, Córdoba, La Guajira y Sucre.

Petrobras obtuvo beneficio de 1.512 millones de dólares en primer semestre

EFE.- La petrolera brasileña Petrobras obtuvo un beneficio neto de 4.765 millones de reales (unos 1.512 millones de dólares) en el primer semestre del año, revirtiendo así las pérdidas por 876 millones de reales (278 millones de dólares al cambio actual) que sufrió en el mismo período de 2016.

En un comunicado enviado al mercado, Petrobras atribuyó las ganancias semestrales principalmente al aumento de sus ventas por exportaciones gracias a la mejor cotización del crudo en el mercado internacional, a sus ingresos extraordinarios por la venta de activos y a una reducción del 68% de los costes de exploración.

La estatal, mayor empresa brasileña, consiguió elevar sus exportaciones gracias al aumento de su producción, que fue de promedio diario de 2,791 millones de barriles de petróleo y gas natural equivalente en el primer semestre de 2017, lo que representa un aumento del 2,9 % frente al mismo período de 2016.

La compañía consiguió una producción promedio en el primer semestre por encima de la meta que se impuso para todo el año, de 2,62 millones de barriles diarios.

Con el aumento de las exportaciones compensó la caída de sus ventas, del 4%, desde 3,499 millones de barriles diarios en el primer semestre de 2016 hasta 3.342 millones de barriles diarios en los primeros seis meses de este año, principalmente por la retracción en el mercado interno. Mientras que las ventas en el mercado interno se redujeron en un 6%, las del mercado externo disminuyeron un 1%.

Ante la retracción del mercado interno, Petrobras redujo su producción de derivados en un 7%, hasta un promedio de 1,805 millones de barriles diarios en los primeros seis meses de 2017.

Pese a los buenos datos financieros semestrales en la comparación con los del año pasado, los resultados del segundo trimestre no fueron tan esperanzadores.

Petrobras obtuvo en el segundo trimestre de 2017 un beneficio neto de 316 millones de reales (100 millones de dólares), valor en un 14,6% inferior al del mismo período del año pasado (370 millones de reales o 117,46 millones de dólares) y en un 93% menor al de los primeros tres meses de este año (4.449 millones de reales o 1.412,4 millones de dólares).

Esa caída trimestral fue atribuida en el balance a «las menores márgenes de ganancia con la venta de derivados y a la reducción del volumen vendido».

Pese a esa reducción, fue el tercer trimestre seguido en que la petrolera registró ganancias, tras las pérdidas por 14.800 millones de reales (unos 4.698,4 millones de dólares) que acumuló en 2016, su tercer año consecutivo con resultados negativos tanto por la crisis del sector petrolero como por las pérdidas derivadas del gigantesco escándalo de corrupción que protagoniza.

En cuanto al beneficio acumulado en el primer semestre, la empresa lo atribuyó, entre otros motivos, «al aumento de las exportaciones, a los menores gastos con importaciones y a la reducción de los gastos operacionales».

La empresa explicó que sus ingresos semestrales por exportaciones aumentaron en 9.554 millones de reales (unos 3.033 millones de dólares) gracias a los mayores volúmenes embarcados y a los mejores precios en el exterior.

En el beneficio semestral también contribuyó los 6.977 millones de reales (unos 2.214,9 millones de dólares) que obtuvo por la venta de su participación en la Nueva Transportadora del Sudeste, una de sus mayores redes de gasoductos.

La empresa también elevó su lucro con la reducción del 68% en los costos de exploración y del 16% en los gastos generales y administrativos.

Petrobras gastó menos con la importación de combustibles, principalmente diesel, como consecuencia de una retracción del 7% en las ventas de derivados en el mercado interno.

Las reducciones de gastos y el aumento de las ventas permitió que el beneficio de la compañía en el primer semestre antes de intereses, impuestos, depreciación y amortizaciones (Ebitda) subiese en un 6%, hasta 44.348 millones de reales (unos 14.078,7 millones de dólares).

La empresa informó de que, en el marco de su programa de ajuste, las inversiones semestrales cayeron un 21%, hasta 22.993 millones de reales (unos 7.299,4 millones de dólares), y que el sector más afectado por los recortes en inversiones fue el de exploración, con una caída del 29%.

El ajuste, no obstante, permitió que la deuda líquida de la empresa en dólares cayera en un 7%, desde 96.381 millones de dólares a finales de diciembre hasta 89.263 millones de dólares a finales de junio.

El mismo ajuste, que prevé un plan de renuncia voluntaria, permitió que el número de empleados de la compañía bajara en un 18%, hasta 63.152 trabajadores en junio.

Japón planea construir depósitos subterráneos de residuos radiactivos en zonas costeras

EFE.- El Gobierno nipón presentó un plan para el almacenamiento a largo plazo de residuos altamente radiactivos procedentes del accidente de Fukushima y de otras centrales del país, que contempla su ubicación en depósitos subterráneos en zonas costeras. El Ejecutivo aspira a contar con el visto bueno de las autoridades locales, que acogerían los depósitos tras «explicarles las ventajas técnicas y logísticas de cada zona» y «obtener la comprensión de los ciudadanos», según el ministro nipón de Economía, Hiroshige Seko.

Sin embargo, este proceso se antoja difícil dadas las reticencias que han mostrado Gobiernos regionales y ciudadanos de áreas elegidas anteriormente para acoger depósitos temporales de residuos procedentes de Fukushima y con niveles medios o bajos de radiactividad. El plan trazado por el Ejecutivo incluye las zonas del archipiélago nipón designadas como más favorables para acoger los depósitos radiactivos en función de sus condiciones geológicas. Unas 900 localidades han sido identificadas como las más seguras para ubicar los depósitos, la mayoría de las cuales se ubican en la costa este nipona, incluyendo la región de Tohoku devastada por el terremoto y el tsunami de 2011, además de Shikoku y Hokkaido.

En cambio, las designadas como desfavorables son aquellas situadas cerca de fallas sísmicas y por tanto más propensas a terremotos, o con dificultades de acceso logístico. La prefectura de Fukushima, por su parte, no ha sido contemplada como posible destino de los depósitos al encontrarse «todavía en proceso de reconstrucción» tras la catástrofe nuclear, según el Ministerio. Los depósitos se ubicarán a unos 300 metros de profundidad y serán diseñados para durar en torno a 10.000 años, en línea con la larga vida de los isótopos radiactivos, según datos del Ministerio, que baraja un presupuesto de 28.457 millones de euros para su construcción y mantenimiento.

El Ejecutivo prevé comenzar las discusiones con las autoridades regionales a partir de septiembre, aunque no planea que haya una decisión que permita comenzar las obras hasta dentro de dos décadas. Japón no ha logrado una solución definitiva para el almacenamiento a largo plazo de sus residuos altamente radiactivos. A la dificultad técnica de este proceso se suma el hecho de haber sufrido la peor catástrofe atómica desde la de Chernóbil (Ucrania) en 1986, que ha incrementado la sensibilidad pública sobre los residuos radiactivos y que también presenta enormes retos y costes descomunales para Japón.

La petrolera estadounidense Chevron gana 4.132 millones de dólares en el primer semestre del año

EFE.- La petrolera estadounidense Chevron anunció que entre enero y junio pasados acumuló unos beneficios netos de 4.132 millones de dólares, frente a las pérdidas de 2.195 millones que registró en el primer semestre del año pasado. En el segundo trimestre, la compañía con sede en San Ramón (California) tuvo unos beneficios netos de 1.450 millones de dólares, frente a la pérdida de 1.470 millones del mismo período del año pasado.

La petrolera destacó que aumentaron un 26,5% sus ingresos semestrales, hasta los 64.401 millones de dólares. En el primer semestre del año, Chevron tuvo un beneficio neto por acción de 2,18 dólares, frente a la pérdida de 1,17 dólares anotada en 2016. Chevron viene sufriendo desde 2014 un impacto especial en sus resultados por la caída de los precios internacionales del crudo, que ha afectado en menor medida a la primera petrolera del país, ExxonMobil. En la medida que los precios se han recuperado, Chevron ha ido mejorando sus resultados.

En el segundo trimestre Chevron tuvo una ganancia neta de 77 centavos de dólar, frente a los 78 centavos de pérdida del año pasado; los ingresos tuvieron un incremento trimestral del 18%, hasta los 32.877 millones de dólares. Los analistas habían calculado que Chevron tendría unos ingresos de 32.090 millones de dólares, por debajo de lo que divulgó la empresa.

En el primer semestre, la extracción de hidrocarburos (Upstream) generó unos beneficios netos de 2.370 millones de dólares, frente a la pérdida de 3.921 millones del mismo período del año pasado. En las operaciones posteriores a la extracción, como el refino, Chevron anotó unos beneficios semestrales de 2.121 millones de dólares, ligeramente por encima de la ganancia de 2.013 millones del mismo período del 2016.

El beneficio semestral de la francesa EDF se reduce un 3,7% por el parón nuclear de principios de año

EFE.- La eléctrica pública francesa EDF anunció que sus beneficios en los seis primeros meses del año fueron de 2.000 millones de euros, un 3,7% menos que en 2016, una reducción que se explica por el parón nuclear y por las condiciones climáticas desfavorables. Las autoridades de control nuclear francesas impusieron a EDF controles en varios de sus reactores, lo que motivó su parón y una reducción del 4% de su producción.

Además, las pocas lluvias caídas causaron una reducción de más del 16% de la producción hidráulica en Francia, a lo que se sumó la reducción de los precios de la electricidad en el Reino Unido, su principal mercado exterior. El resultado bruto de explotación cayó un 21,8%, hasta los 6.696 millones de euros. Pero el beneficio fue maquillado por la plusvalía de 1.300 millones generada por la cesión de su participación del 49,9% de la red de transporte eléctrico RTE.

El grupo señaló que los resultados están en la línea de lo esperado, por lo que confirmó sus objetivos, gracias a la aplicación de su plan de ahorros, que les llevó a alcanzar 225 millones de recortes en el periodo. EDF prevé una nueva bajada de su Ebitda para moverse entre los 13.700 millones y 14.300 millones, antes de que en 2018 vuelva a progresar hasta los 15.200 millones, gracias al retorno a la actividad de los reactores en Francia.

La petrolera Neste ganó 402 millones de euros hasta junio, un 6% menos

EFE.- La compañía petrolera finlandesa Neste obtuvo un beneficio neto de 402 millones de euros en el primer semestre del año, lo que supone una caída del 6% respecto al mismo periodo de 2016, informó hoy la empresa.

El beneficio bruto de explotación (ebitda) de Neste creció entre enero y junio un 0,4%, hasta 717 millones de euros, aunque su ebitda comparable (sin contabilizar ganancias o pérdidas de inventario y otras partidas extraordinarias) se redujo un 2,3% y se situó en 621 millones de euros.

Del mismo modo, su ganancia operativa aumentó un 0,3% respecto al primer semestre de 2016, hasta 536 millones de euros, pero en términos comparables disminuyó un 4% y alcanzó 439 millones de euros.

Entre enero y junio, la petrolera finlandesa facturó 6.351 millones de euros, un 21 % más que en el mismo periodo del año anterior, gracias principalmente al aumento del precio de los carburantes, factor que tuvo un impacto positivo sobre los ingresos de 700 millones de euros.

Según Neste, la facturación creció también debido al incremento de los volúmenes de ventas tanto de combustibles fósiles como renovables y a la revalorización del dólar frente al euro.

Su negocio de refinado de combustibles fósiles, el más importante en cuanto a ingresos, facturó 4.089 millones de euros, un 25 % más, lo que le permitió aumentar un 3% su ebitda comparable, hasta 352 millones de euros.

El volumen de ventas de gasolina y diésel creció un 1,5% en términos interanuales, hasta los 6,91 millones de toneladas, gracias al ligero aumento de la demanda de combustibles fósiles.

La división de combustibles renovables mantuvo su sólido crecimiento y facturó 1.527 millones de euros, un 30% más que en el primer semestre de 2016, aunque su ebitda comparable se redujo un 6,7% hasta 235 millones de euros.

Neste vendió entre enero y junio 1,21 millones de toneladas de biocombustibles, principalmente biodiésel producido en sus plantas de Porvoo (Finlandia), Rotterdam (Holanda) y Singapur, lo que supone un incremento interanual del 20 %.

La mayor parte de este tipo de combustibles renovables, el 74%, fue a parar al mercado europeo, mientras que el resto se comercializó en Norteamérica.

Neste calcula que la demanda global de derivados del petróleo crecerá en 2017 entre 1,3 y 1,6 millones de barriles diarios, aunque estima que su margen de ganancia en el refinado se mantendrá en el mismo nivel que en 2016.

El beneficio atribuido de la petrolera angloholandesa Shell sube un 206% por el alza del precio del crudo

EFE.- La petrolera Shell aumentó en un 206% su beneficio atribuido en la primera mitad de 2017 frente al mismo periodo de 2016, gracias a una mejora en los precios del crudo, que cotizan en 50 dólares el barril, según indicó la empresa.

En los seis primeros meses del año, Shell obtuvo un beneficio atribuido de 5.083 millones de dólares (4.325 millones de euros), unas cifras que contrastan con las de hace un año, cuando obtuvo 1.659 millones de dólares (1.411 millones de euros) debido a que el barril del oro negro cotizaba por debajo de los 45 dólares. Los ingresos totales de Shell se situaron en los primeros seis meses de 2017 en 146.013 millones de dólares (124.257 millones de euros), un alza del 32,7% respecto al mismo semestre de 2016. Con estos buenos números, Shell pagará un dividendo para el segundo trimestre de 2017 de 0,47 centavos de dólar por acción ordinaria, que podrá ser recibido en efectivo o en títulos.

El consejero delegado de Shell, Ben van Beurden, subrayó que se trata de unos «resultados fuertes» y destacó que la petrolera mantiene una «disciplina» en materia de control de costes, nuevos proyectos y desinversiones. Las compras en la mitad del año alcanzaron los 104.503 millones de dólares (88.932 millones de euros), un 29,5% más que en el mismo semestre del año pasado, según indicó Shell, que publica sus resultados en dólares porque es la divisa en que cotiza el petróleo. Las desinversiones de 2016 se centraron principalmente en los activos de arenas petrolíferas en Canadá.

Mejora el precio del crudo

El consejero delegado resaltó la buena marcha de la empresa tras la integración en Shell del grupo del sector del petróleo BG, con sede en Reading. La generación de activo, según Van Beurden, fue «resistente durante cuatro trimestres consecutivos», al situarse el crudo en un precio estable apenas por debajo de los 50 dólares el barril. Asimismo, estas cifras contrastan con los retrocesos en el segundo trimestre del 2016 debido a una fuerte caída de los precios del petróleo por el exceso de las reservas.

Shell ha puesto en marcha un ambicioso plan de recorte de costes, mientras que su programa de desinversiones alcanzan los 30.000 millones de dólares (25.530 millones de euros), para afrontar así los costes relacionados con la adquisición de BG. Además, Shell ha anunciado este año la venta de un paquete de activos en el Mar del Norte estimados en 3.800 millones de dólares (3.233 millones de euros) al rival Chrysaor, y recientemente acordó la venta de su participación en el proyecto irlandés de gas Corrib en un acuerdo valorado en miles de millones de dólares.

A principios de año, Shell también puso en marcha la venta del campo de gas Bongkot, de Tailandia, mientras que también decidió la venta de sus intereses en el negocio conjunto SADAF en Arabia Saudí. Finalmente, Shell reconoce que está expuesta a una fluctuación de los precios del petróleo, el gas natural, los productos derivados del crudo y los químicos. También admite que sus operaciones están expuestas a inestabilidad, disturbios civiles o terrorismo puesto que opera en más de 70 países con diferentes niveles de estabilidad política, legal y fiscal.