«La empresa eléctrica incumplió con el plazo mínimo para la compra de energía y disponibilidad de la misma para abastecer a sus clientes durante los años 2005 y 2006», indicó la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP).

Gas Natural Fenosa, por su parte, rechazó el alegato de la ASEP indicando que «dado que en el expediente consta y fue comprobado de forma fehaciente que Edemet sí cumplió con su obligación de atender la demanda de los clientes regulados (…) una vez se nos notifique (por la ASEP) formalmente de esta medida (de multa), ejerceremos los derechos que nos garantiza la Constitución y la Ley», sin precisar si la empresa ejercerá otros recursos legales.

El organismo regulador panameño explicó que detectó la «anomalía» en la que habría incurrido Edemet a través de un «análisis de los procesos de compra de energía llevados a cabo en los años 2003, 2004 y 2005».

Edemet «deberá acreditar en un plazo no mayor de 60 días el total de la multa impuesta entre todos los clientes» del área de concesión que ostenta, que «abarca una parte de la ciudad de Panamá hasta la provincia de Veraguas», precisó el comunicado oficial.

Edemet debe distribuir entre sus clientes en la provincia de Panamá hasta la central de Veraguas un reembolso por el equivalente a 800.000 euros de multa por la falta de suministro de energía en el periodo investigado por la ASEP.

La ASEP recordó que abrió en 2006 el proceso sancionador contra Edemet, que lo recurrió ante la Corte Suprema, institución que en 2011 le dio la razón al ente regulador, lo que le permitió concluir el caso con la multa anunciada.

Gas Natural Fenosa, que en 2009 compró todos los activos en Panamá de la también española Unión Fenosa, maneja a través de Edemet y de la empresa Edechi el 51% del mercado eléctrico panameño.

El 39% de ambas empresas lo controla el Estado, mientras que el porcentaje accionarial restante está en manos de los trabajadores y otros tenedores.

En una rueda de prensa, Robles detalló que el veredicto fue dictado la semana pasada por el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI).

El CIADI, un organismo del Banco Mundial con sede en Washington (EEUU), condenó a Iberdrola, que controlaba EEGSA cuando interpuso el litigio, a pagar al Estado guatemalteco una indemnización de 5,3 millones de dólares en concepto de costas judiciales, según Robles.

En diciembre de 2009, Iberdrola demandó a Guatemala ante el CIADI por 672 millones de dólares, después de que en agosto de 2008 la Comisión Nacional de Energía Eléctrica, ente gubernamental encargado de regular el precio de la energía eléctrica, redujo el Valor Agregado de Distribución (VAD) de EEGSA por la electricidad que suministra a más de 2,4 millones de consumidores.

Iberdrola alegó una supuesta «expropiación indirecta» por parte del Estado guatemalteco, por haber perdido unos 188 millones de dólares como consecuencia de esa decisión de la Comisión Nacional de Energía.

Robles no precisó los detalles del fallo, pero señaló que hubo «conformidad» de ambas partes respecto al mismo.

Aunque Iberdrola vendió en 2010 sus acciones de EEGSA a la colombiana Empresas Públicas de Medellín (EPM), continúo con el proceso legal en base al acuerdo de protección de inversiones suscrito entre los Estados de Guatemala y España.

Hasta el momento EEGSA no se ha pronunciado respecto al fallo del CIADI.

Según ha explicado Repsol en un comunicado, la creación de AROG -mediante la aportación de activos por parte de la firma rusa y de capital por la española- completa la primera fase del acuerdo alcanzado entre ambas petroleras en diciembre.

Alliance Oil ha aportado su filial Saneco, dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos en los Urales, que contaba al cierre de 2011 con unas reservas probadas de petróleo de 38 millones de barriles en 11 campos y una producción de 1,1 millones de barriles por segundo en el segundo trimestre del año.

A esto hay que añadir la futura inclusión de los activos de otra filial de la petrolera rusa, Tatnefteodatcha.

Repsol, por su parte, se ha hecho con el control del 49% de la nueva compañía por unos 60 millones de euros, mediante la adquisición de 36 millones de dólares (29,1 millones de euros) en acciones y la suscripción de 37 millones de dólares (29,9 millones de euros) en títulos nuevos.

Según la petrolera española, «este acuerdo combina el conocimiento y el acceso privilegiado a oportunidades de exploración y producción que Alliance Oil posee en Rusia, con las capacidades técnicas y financieras de Repsol».

Además, el acuerdo incluye también la búsqueda de «oportunidades de crecimiento» a través de la adquisición de activos de petróleo y gas en Rusia.

En una nota remitida a la Comisión de Valores de Argentina, el directorio de YPF dijo que pondrá a consideración de los accionistas en la asamblea convocada para el próximo 13 de septiembre esta propuesta para ampliar el programa vigente de emisión de deuda.

El actual programa, vigente desde 2008, es por 1.000 millones de dólares y el directorio propone ampliarlo hasta un monto total de 3.000 millones de dólares.

Si los accionistas aprueban la propuesta del directorio, la ampliación deberá después recibir el visto bueno de la Comisión de Valores de Argentina (regulador de los mercados).

El lunes pasado, YPF explicó que emitirá obligaciones negociables por hasta un valor de 3.500 millones de pesos (759,2 millones de dólares) dentro del programa ya vigente.

La petrolera, que ha anunciado un plan de inversiones por unos 7.000 millones de dólares para 2013-2017, está bajo control del Estado argentino desde mayo pasado, después de que el Parlamento argentino aprobara una ley para expropiar el 51 por ciento de las acciones a Repsol.

YPF, en la que Repsol mantiene una participación accionarial del 12 por ciento, registró en el primer semestre del año ganancias netas por 2.127 millones de pesos (374,8 millones de euros), un 10,1 por ciento menos que en el mismo período de 2011.

En el segundo trimestre del año las ganancias netas de YPF ascendieron a 833 millones de pesos (146,6 millones de euros), un 8 por ciento más que en ese trimestre del año anterior.

En un comunicado, la compañía precisó que fueron recogidas muestras de petróleo de 31 grados en la escala API a una profundidad de hasta 6.131 metros a través del pozo, que todavía está en perforación.

«El pozo comprobó también que las reservas carbonáticas tienen excelentes características de porosidad y permeabilidad», reza la nota.

Además, la firma, que no aportó volúmenes, afirmó que los datos confirman la existencia de una columna superior a los 400 metros de petróleo, caracterizada principalmente por reservas continuas y conectadas.

El pozo 4-SPS-86B (4-BRSA-971-SPS), que examina la reserva de Carcará, está localizado a 232 kilómetros del litoral del estado de São Paulo en una lámina de agua 2.027 metros y se encuentra en las reservas del presal, yacimientos de hidrocarburos en aguas muy profundas del Atlántico bajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor.

El pozo está ubicado en el bloque BM-S-8, una concesión explotada por Petrobras en consorcio con Petrogal Brasil y las brasileñas Barra Energía y Queiroz Galvão.