Pemex decide hoy si eleva o reduce su participación en Repsol

La situación en Repsol dio un giro el pasado 20 de diciembre, cuando la propia petrolera anunció la compra de un 10% de su capital, hasta entonces en poder de Sacyr, para facilitar un solución a las negociaciones entre la constructora y sus bancos acreedores.

Con la operación, Sacyr refinancia la deuda contraída en 2006 para comprar un 20% de Repsol, pero también rompe su acuerdo de sindicación accionarial con Pemex y obliga al grupo mexicano a replantearse su posición apenas unos meses después de elevar al 9,5% su participación en la petrolera española precisamente para cumplir lo pactado con la constructora.

Hasta ahora, la compañía dirigida por Juan José Suárez Coppel se ha limitado a anunciar que Repsol le ha ofrecido la firma de un convenio industrial y que las partes negocian la posibilidad de que el grupo mexicano disponga de mayor participación en la petrolera española.

Pemex tiene en la actualidad un asiento en el consejo de administración de Repsol y, para lograr uno más, debería elevar al 12,5% su participación, ya que cada porción del 6,25% del capital da derecho a un vocal.

También se ha especulado con la posibilidad de que el grupo asuma una vicepresidencia en Repsol o con que, al contrario, venda acciones y se quede con el 6,25% necesario para mantener un representante en el consejo.

Mientras define su nueva estrategia, Pemex ha dedicado también los últimos días a analizar las implicaciones legales del nuevo escenario en Repsol y a continuar con las conversaciones con los directivos y accionistas de la petrolera para buscar nuevas fórmulas de participación.

«Estamos viendo si queremos subir la participación accionarial, si queremos bajarla o dejarla con el consejero que tenemos en el consejo de administración. Estas son alternativas que estudiamos con el consejo de administración de Pemex», aseguró recientemente Suárez Coppel en una entrevista radiofónica.

Construirán nuevo oleoducto en Golfo de México para servir a seis petroleras

Ambas empresas indicaron en un comunicado que el oleoducto, de casi 240 kilómetros de longitud y 45 centímetros de ancho, será capaz de transportar hasta 115.000 barriles de crudo diarios y prevén que esté listo para mediados de 2014.

Enterprise y Genesis no revelaron el coste del proyecto, pero señalaron que el mismo será propiedad de Southeast Keathley Canyon Pipeline, una sociedad conjunta repartida a partes iguales entre las dos compañías.

Cuando esté completado, el oleoducto dará servicio a la brasileña Petrobras, la italiana Eni y las estadounidenses Exxon Mobil, Anadarko, Apache, y Plains Offshore, todas ellas petroleras que operan en el pozo Lucius, del que cada día se pueden extraer 80.000 barriles de crudo y 450 millones de pies cúbicos de gas natural.

La región posee reservas de más de 300 millones de barriles de petróleo a relativamente escasa profundidad, según las firmas que construirán el oleoducto en el Golfo de México.

«Este proyecto permitirá seguir distribuyendo de manera segura y fiable el suministro de crudo doméstico a las refinerías de la costa», aseguró el presidente y consejero delegado de Enterprise Products Partners, Michael Creel, en el citado comunicado.

Por su parte, el director ejecutivo de Genesis, Grant Sims, dijo que aportarán «una infraestructura que conectará a oleoductos ya existentes en aguas poco profundas para despachar el petróleo de los pozos domésticos a los mercados de refino».

Tras anunciarse el proyecto, las acciones de Enterprise subían el 0,71 % una hora después de la apertura de la Bolsa de Nueva York, donde sus títulos se han apreciado el 12,52 % en los últimos doce meses.

Mientras tanto, Genesis bajaba el 0,04 % en el parqué neoyorquino, donde se ha revalorizado el 4,46 % durante el último año.

Los Veintisiete llegan a un principio de acuerdo para imponer un embargo al crudo iraní

«En principio, han acordado restringir las importaciones del petróleo iraní», han confirmado fuentes diplomáticas europeas que han precisado que los Veintisiete todavía deben adoptar la decisión de manera formal.

Dichas fuentes han precisado en este sentido que los Veintisiete todavía tienen que negociar las «exenciones durante un periodo de tiempo limitado para contratos firmados previamente» y «una cláusula de revisión» de la decisión.

Expertos de los Veintisiete se reúnen de nuevo este jueves en Bruselas para seguir discutiendo las nuevas sanciones contra Irán, según han confirmado otras fuentes diplomáticas europeas.

Los líderes europeos respaldaron en la última cumbre de diciembre que la decisión previa que adoptaron los ministros de Asuntos Exteriores de la UE de imponer sanciones adicionales contra Irán en los sectores energético, financiero y de transportes en respuesta a los avances en su programa nuclear tal y como constató la Agencia Internacional de la Energía Atómica en su último informe.

Grecia y en menor medida Italia rechazaron en dicha reunión impulsar un embargo total del crudo debido a su dependencia del crudo iraní.

En línea con la reciente decisión de la Administración estadounidense de Barack Obama, el Gobierno francés volvió a reclamar a los países de la UE que aprueben un embargo total del petróleo iraní y congelen los activos financieros del Banco Central iraní.

Los Veintisiete adoptarán formalmente las nuevas sanciones contra Irán «como muy tarde» el 30 de enero cuando se vuelvan a reunir los ministros de Asuntos Exteriores de la UE, según confirmó este martes en rueda de prensa Michael Mann, portavoz de la Alta Representante de Política Exterior y de Seguridad Común de la UE, Catherine Ashton.

– España importa el 14% de su crudo de Irán y sería con Grecia e Italia el más afectado por un embargo

España compra un 14% del petróleo importado en Irán y sería junto con Grecia e Italia el país europeo más afectado en caso de que la UE formalice su principio de acuerdo sobre el embargo de crudo iraní, según fuentes del sector energético.

Estas mismas fuentes indican además que las petroleras españolas están manteniendo contactos con el Gobierno acerca de las fórmulas para garantizar el suministro mediante la compra de petróleo alternativo al iraní.

Según el último boletín mensual de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (Cores), Irán es, por detrás de Rusia, el segundo país del mundo al que más petróleo compra España, y el primero dentro de la OPEP.

En concreto, España importó 6,4 millones de toneladas de crudo de Irán en los diez primeros meses del año, prácticamente la misma cantidad que en el ejercicio anterior, lo que supone una cifra solo superada por las compras a Rusia, que alcanzan los 6,9 millones de toneladas, el 16% del total.

En todo caso, Cores asegura en su boletín que el sistema español mantiene «una gran diversificación de fuentes de suministro para evitar excesivas dependencias». España recibe petróleo desde una decena de países.

Los países de la UE han llegado a un principio de acuerdo para imponer un embargo al crudo iraní en respuesta a los avances en el programa nuclear del régimen de Teherán.

Las instalaciones nucleares francesas necesitan inversiones masivas en seguridad

Este es el diagnóstico publicado este martes por la ASN, que en la auditoría encargada por el Gobierno francés sobre 79 instalaciones nucleares, incluyendo los 58 reactores en actividad, estableció una serie de obligaciones para reforzar la resistencia ante eventuales accidentes, aunque no cifró el coste.

El presidente de ese organismo de supervisión, André-Claude Lacoste, destacó que «las instalaciones examinadas presentan un nivel de seguridad suficiente como para no pedir la paralización inmediata de ninguna de ellas».

«Pero al mismo tiempo, consideramos que para continuar explotándolas se necesita aumentar en el menor plazo posible los márgenes de seguridad frente a situaciones extremas por fenómenos naturales o por la pérdida de alimentación de agua o electricidad», añadió Lacoste en una entrevista al diario Le Monde.

Consideró «masivo» lo que piden a los gestores de los complejos atómicos que han sido objeto de la auditoría y lo ejemplificó indicando que sólo los generadores diesel para reemplazar una pérdida de la alimentación eléctrica en cada uno de los reactores nucleares costarán unos 2.000 millones de euros.

Una de las medidas estrella de la ASN, que en caso de incumplimiento en los plazos acarrearía «sanciones», es la creación de una «fuerza de acción rápida nuclear» con capacidad para intervenir en el plazo de 24 horas en cualquier centro que haya sufrido un accidente, y que deberá estar en funcionamiento antes de que termine 2012.

También habrá que crear un «núcleo duro» en cada centro con una serie de disposiciones materiales y de organización que permitan mantener las funciones principales en situación extrema que los gestores de cada instalación tendrán que proponer antes del 30 de junio para su validación. Eso supone medidas para contener la progresión de un accidente y un centro de gestión de crisis «bunkerizado».

Otras obligaciones se refieren al reforzamiento de las piscinas que contienen el combustible de los reactores, a una mayor impermeabilización para evitar filtraciones a las capas freáticas en caso de fuga o una elevación de los umbrales contemplados para eventuales inundaciones o seísmos.

El presidente de la ASN confirmó que no han pedido la clausura de la central nuclear más antigua de Francia, la de Fessenheim, en funcionamiento desde 1978, para la que la ministra de Ecología, Nathalie Kosciusko-Morizet, no había excluido el fin de su actividad.

«La catástrofe de Fukushima es un acontecimiento» que «marca la historia» del sector nuclear como lo marcaron los accidentes de Three Mile Island en 1979 en Estados Unidos o de Chernobil en 1986, y «habrá un antes y un después», reconoció Lacoste, antes de admitir que «nunca se puede excluir un accidente nuclear».

En cuanto a los contactos con las autoridades equivalentes de otros países europeos, el responsable francés contó que «están apareciendo los conceptos de un núcleo duro o de fuerza de intervención rápida» en los que «como mínimo puede haber convergencias».

Venezuela deberá pagar a Exxon 908 millones dólares por activos que incautó

Según informó este domingo el diario «Wall Street Journal», la corte de arbitraje de Cámara de Comercio Internacional, con sede en Nueva York, ha emitido un fallo vinculante en el proceso por el pago de los activos que el Estado venezolano incautó en 2007 a Exxon, tras la nacionalización del sector.

El portavoz de Exxon, Patrick McGinn, dijo en un correo electrónico al diario que la decisión «confirma que PDVSA sí tiene una obligación contractual con Exxon Mobil», y reveló el monto del veredicto, de exactamente 907.588.000 dólares.

La suma supone apenas una décima parte de los 10.000 millones de dólares que reclamó la firma al presentar su petición de arbitraje en 2007, y es muy inferior a los 6.000 millones de dólares que pedía en la actualidad Exxon, después de rebajar la cantidad.

Un analista del banco de inversión venezolano Caracas Capital Markets, Russ Dallen, consideró el dictamen «un lindo regalo de Navidad para (el presidente Hugo) Chávez y Venezuela». «El veredicto es mucho menos de lo que la gente pensaba. Ciertamente, significa un castigo muy ligero (para PDVSA)», opinó Dallen en declaraciones al rotativo.

No obstante, ambas partes esperan aún un dictamen en otra corte de arbitraje, el Centro Internacional de Arreglo de Inversiones (Ciadi) del Banco Mundial, donde el Gobierno venezolano tiene una veintena de casos pendientes.

En 1997, Mobil (adquirida después por Exxon) y PDVSA acordaron una asociación estratégica para operar un área de la rica Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela, la mayor reserva mundial de crudo con cerca de 300.000 millones de barriles recuperables.

El Gobierno de Chávez decidió en 2007 recuperar la soberanía sobre los recursos petroleros mediante la creación de empresas mixtas en las que PDVSA tiene siempre al menos el 60% de las acciones, pero ni Conoco ni Exxon aceptaron la fórmula.

Además de por los activos incautados, Exxon busca compensaciones por los aumentos de los impuestos a la extracción de crudo («regalías») que el Estado venezolano instauró en 2004.

El presidente de PDVSA y ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, aseguró en julio pasado que Venezuela pagaría a Exxon Mobil y Conoco-Phillips cuando se fijara «un monto razonable», acordado entre las partes o determinado por un organismo de arbitraje.

A mediados de septiembre la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) ratificó en un comunicado que no mantiene diálogos con Exxon Mobil, fuera de los procedimientos transcurridos y descritos por el arbitraje internacional.

«Tras el laudo emitido por el Tribunal de la CCI, la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) aclara que solo le corresponderá pagar unos 255 millones de dólares en un plazo de 60 días a la transnacional estadounidense Exxon Mobil», dice PDVSA en un comunicado difundido después de conocer la sentencia.

En el documento de la estatal venezolana se explica que a la cantidad de 908 millones de dólares hay que sustraer una serie de créditos reconocidos a PDVSA por el tribunal de la CCI, fallo que fue difundido este domingo por el diario «Wall Street Journal».

Entre estos créditos se encuentran 191 millones de dólares que Exxon Mobil debe a PDVSA por la cancelación que esta hizo del saldo pendiente de bonos por prestamos para la financiación del proyecto Cerro Negro, apunta el comunicado.

Asimismo, se descuentan 300 millones de dólares que Exxon Mobil solicitó congelar en cuentas de PDVSA en Nueva York durante las acciones legales que emprendió en el 2007, así como 160 millones de dólares de reconvenciones que el tribunal del CCI acredita a la petrolera venezolana al realizar el pago en los próximos 60 días.

Con este fallo, dice el comunicado difundido, «se ratifica que los montos reclamados al inicio del caso, de 12.000 millones de dólares, más intereses desde 2007, eran completamente exagerados y fuera de toda lógica». Además, el documento apunta que tras cuatro años de arbitraje, el monto real determinado por el Tribunal de la CCI representa «menos de la exorbitante suma inicialmente reclamada».

Señala, asimismo, que «si Exxon Mobil hubiese estado dispuesta a aceptar una compensación razonable, que el tribunal arbitral ha confirmado, no hubiese sido necesario un arbitraje».

Pese al fallo, ambas partes esperan aún un dictamen en otra corte de arbitraje, el Centro Internacional de Arreglo de Inversiones (Ciadi) del Banco Mundial, donde el Gobierno venezolano tiene una veintena de casos pendientes.

«Si Exxon Mobil continúa con este segundo arbitraje y sus esfuerzos por conseguir una compensación exorbitante por la nacionalización -apunta el escrito- Venezuela dará todos los pasos necesarios para defenderse, tal como lo ha hecho PDVSA en este caso del arbitraje contra PDVSA ante la CCI».

En el escrito se aclara, además, que el Gobierno de Venezuela se mantiene dispuesto a compensar las inversiones realizadas por intereses privados tras las nacionalización de los «activos estratégicos para el interés del país, siempre y cuando estas compensaciones sean justas y razonables».

Las aerolíneas, obligadas a pagar por sus emisiones de CO2

Todas las aerolíneas que despeguen o aterricen en los aeródromos de la UE tienen asignados unos derechos de emisión y podrán superarlo siempre que compren más derechos a otras compañías o los sobrantes. La UE impondrá topes a las emisiones de los aviones para reforzar la lucha contra el cambio climático y hará pagar a las aerolíneas que superen su cuota.

De acuerdo a lo dispuesto en una Directiva comunitaria, con fecha límite del 30 de junio de este año, las autoridades de los Estados miembros de la Unión Europea enviaron a la Comisión Europea el conjunto de datos de toneladas-kilómetro notificados por los operadores.

A partir de esta información, la Comisión, de conformidad con lo dispuesto en la citada Directiva, determinó los valores de referencia que deben usarse para calcular las asignaciones correspondientes a los períodos 2012 y 2013-2020.

Así, la asignación se calcula multiplicando el dato de toneladas-kilómetro transportadas en 2010, aportado por cada operador aéreo en aplicación de su plan de seguimiento, por el valor de referencia o «benchmark» publicado por la Comisión Europea.

Además, los operadores aéreos deberán entregar, a partir de 2013, cada año tantos derechos de emisión como emisiones de CO2 hayan tenido en el año anterior.

La aplicación de la directiva de emisiones en el sector de la aviación no ha estado exenta de polémica, ya que las aerolíneas defienden que sólo generan el 2% de las emisiones totales y subrayan el importante peso de la industria en la actividad económica.

Concretamente, el director general y consejero delegado de la IATA, Tony Tyler, aseguró que la aplicación de la directiva Emmision Trading Scheme (ETS) podría costar a las aerolíneas unos 1.200 millones de euros en 2012, una cantidad equivalente a una cuarta parte de los beneficios previstos para la industria.

Tyler aseguró que las aerolíneas no podrán trasladar el coste de la ETS a los billetes de avión debido a la debilidad del mercado en un momento de desaceleración económica.

Por otro lado, varias aerolíneas y asociaciones de transportistas aéreos con sede en EEUU y en Canadá interpusieron un recurso de nulidad contra esta norma ante la justicia británica alegando que la UE vulnera una serie de principios de derecho internacional consuetudinario y diversos acuerdos internacionales. Los tribunales de Reino Unido remitieron el caso al TUE.

El TUE dictaminó finalmente que hacer pagar a las aerolíneas estadounidenses por sus emisiones de gases de efecto invernadero no vulnera el derecho internacional porque sólo se hará con los vuelos que despegan o aterrizan en la UE y por tanto no infringe los principios de territorialidad y soberanía de Estados terceros.

La sentencia desestima los recursos presentados por las compañías aéreas de Estados Unidos contra la inclusión de la aviación en el sistema europeo de comercio de emisiones.

La Junta de Andalucía y Atlantic Copper impulsan un proyecto para la recuperación energética de calores residuales

Según ha informado la Junta en una nota, Atlantic Copper desarrollará un proyecto de ahorro energético, cuyo coste total será de alrededor de cuatro millones de euros, con el que se conseguiría disminuir el CO2 emitido a la atmósfera en unas 35.000 toneladas al año.

Como fase previa a la implantación de las medidas necesarias para conseguir el objetivo, la empresa ha iniciado un estudio de viabilidad para la recuperación de calor en las plantas de producción de ácido sulfúrico que permitirá utilizar calores residuales actualmente disipados en el proceso; este proyecto estará finalizado a finales del próximo año.

Así, la recuperación de estos calores residuales supondrá una reducción de la emisión equivalente de CO2 en unas 35.000 toneladas al año, estimadas a partir del mix medio actual de generación en España. Se trata de un proyecto innovador que contribuye sensiblemente a la sostenibilidad global.

La delegada de Economía, Innovación y Ciencia, María José Asensio, y el director general de Metalurgia de Atlantic Copper, Miguel Palacios, han coincidido en destacar, durante una visita a la factoría, «la apuesta» de las industrias onubenses en general, y Atlantic Copper en particular, por reducir sus niveles de consumo de energía, esfuerzo que se ha traducido «en la acometida de significativos proyectos de ahorro durante los últimos años, muchos de ellos incentivados por la Agencia de la Energía».

En este sentido, han incidido en la importancia económica, energética y medioambiental que representan los proyectos de ahorro y eficiencia energética para la reducción del consumo de energía, que están siendo apoyados a través de la Orden de Incentivos para el Desarrollo Energético Sostenible de la Agencia de la Energía y que cuentan con la implicación de las empresas, conscientes de que «el ahorro energético y la sostenibilidad son inversiones de futuro y desarrollo».

Atlantic Copper está internacionalmente reconocida en su sector como un referente mundial en cuanto a eficiencia energética. En abril de 2011 consiguió la Certificación de su Sistema de Gestión Energética, conforme a la norma UNE-EN 16001:2010, siendo la primera gran empresa industrial de Andalucía en conseguirlo.

En esta orden, con una vigencia 2009-2014 y destinada a ciudadanos y las empresas, además de las instituciones públicas y las entidades sin ánimo de lucro, apoya el fomento del ahorro y la eficiencia energética; la producción de energía a partir de fuentes renovables; el mejor aprovechamiento y valorización energética de los residuos; estudios, auditorías y consultorías energéticas, y el desarrollo de infraestructura energética para el transporte y distribución de energía (infraestructura gasista, eléctrica y distribución de energía térmica).

Los ciudadanos pueden optar a incentivos de hasta el 70 por ciento para las instalaciones de sistemas solares prefabricados, para las instalaciones solares térmicas con superficie de captación menor de siete metros cuadrados, para las chimeneas tecnológicas, estufas de pellets y para los vehículos híbridos.

Por su parte, las ayudas podrán alcanzar hasta el 60 por ciento de la cuantía del proyecto en el caso de las grandes empresas (250 trabajadores); hasta el 70 por ciento en las medianas empresas (entre 50 y 250 trabajadores) y, para las pequeñas empresas (menos de 50 trabajadores) hasta el 80 por ciento.

EEUU pone fin a los subsidios al etanol después de más de tres décadas

El Congreso inició su receso la semana pasada sin extender los subsidios que han ayudado a que millones de toneladas de maíz hayan ido a parar a los tanques de combustible de los vehículos automotores en lugar de convertirse en ración para el ganado o una miríada de alimentos para humanos.

Los subsidios para los agricultores surgieron del toque de atención que recibió Estados Unidos cuando en 1973 un embargo petrolero árabe demostró hasta qué punto la mayor economía del planeta dependía de los hidrocarburos importados.

Durante la presidencia de Jimmy Carter (1977-1981) hubo mucho entusiasmo en EEUU por las fuentes de energía alternativas y los combustibles obtenidos de recursos renovables, incluida la producción de etanol a partir de materiales vegetales, especialmente el maíz.

Aunque la llegada a la Casa Blanca del republicano Ronald Reagan aminoró la búsqueda de fuentes alternativas de energía, los subsidios para los productores de etanol se mantuvieron.

En el otro extremo del espectro político, los defensores del medio ambiente también se opusieron a los subsidios para los productores de etanol, con el argumento de que la expansión de los cultivos implicaba más uso de maquinaria -con motores diésel- y un uso mayor de fertilizantes.

«El etanol de maíz es extremadamente sucio», dijo en un comunicado Michael Rosenoer, del grupo Amigos de la Tierra, que ha celebrado la extinción de los subsidios por inacción legislativa. «El etanol de maíz causa más contaminación que afecta al clima que la gasolina convencional, y causa deforestación además de los compuestos químicos que, dispersos en los plantíos, llegan a los cursos de agua».

Una ley de 2005 requería la producción anual de 28.350 millones de litros de combustibles a partir de recursos renovables y la producción este año llega a solo 23.625 millones de litros. Una revisión de la ley en 2007 ha fijado la meta de producción anual de 136.000 millones de litros hacia 2022.

De la meta marcada para 2022 la ley estipula que al menos 56.700 millones de litros deben proceder de etanol obtenido del maíz, y el resto debe provenir de otros cultivos que se usan para alimento del ganado, como el pasto varilla (Panicum virgatum) y que generan menos emisiones que contaminan la atmósfera.

En las estaciones de gasolina de casi todo Estados Unidos ya es habitual el surtido de combustibles que contienen al menos 10 por ciento de etanol, y la mayoría de los expertos cree que el mantenimiento de ese requisito federal es suficiente apoyo para los productores, de manera que los subsidios ya no son necesarios.

Los productores de etanol esperan que el Congreso no deje expirar otro subsidio que apoya el combustible obtenido de las otras fuentes vegetales, conocido como etanol celulósico.

Este es el etanol que puede obtenerse, además del pasto varilla, de los residuos de madera en astilleros y aún de las hojas y cañas del maíz. Nadie vende demasiado etanol celulósico todavía debido al alto costo de la investigación, pero la industria espera la prosperidad.

La eléctrica lusa EDP podría invertir 5.000 millones de euros en renovables hasta 2015

La entrada del gigante asiático refuerza los planes de expansión de la filial de renovables de EDP (EDPR), con sede en España, y le permite alcanzar una alta cuota de inversión.

El acuerdo entre el Estado luso y la firma asiática se oficializó este viernes en Lisboa y acciona un primer pago de 600 millones de euros al que se seguirán los 2.100 restantes hasta junio de 2012.

La operación, ya anunciada oficialmente el pasado 22 de diciembre, supone la primera de las grandes privatizaciones que debe realizar en los próximos meses el Gobierno conservador luso para cumplir los compromisos del rescate financiero que recibió en mayo de la UE y el Fondo Monetario Internacional (FMI).

Aparte del sector de las renovables, la entrada de los chinos en EDP servirá para que la empresa se centre en proyectos hidroeléctricos en Brasil, donde ya actúa, Colombia, Perú y Chile.

El negocio rubricado este viernes contempla 2.000 millones de euros dedicados a la financiación de EDP y otros tantos para el desarrollo de proyectos.

Estas mismas fuentes comentaron que el nuevo encaje financiero servirá para reducir parte de la deuda de la empresa (unos 16.000 millones de euros) y fortalecer su posición para captar crédito.

EDP, cuya calificación crediticia es superior a la de la deuda soberana portuguesa, ha sentido en el mercado las consecuencias negativas del rescate a Portugal, que claudicó financieramente el pasado abril.

El perfil de la empresa que dirige Antonio Mexia agradó a «Three Gorges» por su «how-know» (conocimientos), especialmente en el sector de las renovables, y por su presencia en mercados emergentes, como el brasileño, y en el estadounidense.

Para la firma lusa, es beneficioso por las favorables condiciones que pueden brindar los bancos chinos, con atractivos «spreads» y con financiación a largo plazo hasta 20 años.

De acuerdo con fuentes del mercado, la llegada de capital chino a la antigua «joya de la corona» del Estado luso podría abrir las puertas a futuras inversiones en Portugal. La oferta china, asesorada por el banco de inversión Credit Suisse, ganó un concurso internacional en el que se impuso a las finalistas la alemana E.On y las brasileñas Electrobras y Cemeg.

Three Gorges Corporation fue creada en 1993 para acometer la construcción de la represa china de las Tres Gargantas (Three Gorges en inglés) y empezó a proyectarse fuera de su país hace siete años.

EDP, que en el tercer trimestre de este año subió sus beneficios el 6 por ciento (a 824 millones de euros), es el antiguo monopolio luso de la electricidad y cuenta entre sus accionistas de referencia a las entidades españolas Iberdrola (6,79 %) y Caja de Ahorros de Asturias (5,01 %).

Además de controlar HC Energía, EDP tiene en España la sede de su filial EDP Renovables y en 2009 compró a Gas Natural por más de 300 millones de euros la distribución de gas en baja presión y su comercialización en Cantabria y Murcia, así como en alta presión en el País Vasco, Asturias y Cantabria.

Repsol compra la petrolera rusa Eurotek

La transacción cuenta con el visto bueno del Servicio Federal Antimonopolio de la Federación Rusa y en ella Repsol dedicará todo el importe a hacerse con una empresa libre de deuda.

Entre los activos adquiridos se encuentran las licencias de los campos de gas Syskonsyninskoye (SK), en fase de desarrollo muy avanzada y que entrará en producción en 2012, y Yuzhno-Khadyryakhinskoye (YK), que está en la última fase de delineación y podría empezar a producir en 2016.

Repsol incorporará en 2012 estos activos a AROG, la sociedad conjunta con Alliance Oil. De esta forma, responde a su reciente compromiso de aportar activos y capital esta ‘joint venture’, valorada en aproximadamente 840 millones de dólares (unos 650 millones de euros).

La sociedad AROG está participada en un 51% por Alliance y en un 49% por Repsol. Barclays Capital y DLA Piper han actuado como asesores de Repsol en la compra de Eurotek.

Los campos YK y SK aportados por Repsol, añadirán a AROG reservas probadas y probables por unos 115 millones de barriles equivalentes de petróleo, que se suman a los 171,5 millones de barriles de petróleo incorporados por Alliance a la ‘joint venture’ a través de sus filiales de ‘upstream’ Saneco y Tatnefteodatcha.

Repsol posee un 3,5% del accionariado de Alliance Oil como resultado de la fusión en 2008 entre la compañía rusa y West Siberian Resources, en la que Repsol poseía un 10% del capital.

La petrolera presidida por Antonio Brufau también tiene el 74,9% del accionariado de Eurotek-Yugra, que posee dos licencias de exploración y producción en Karabashsky-1 y -2, y cinco licencias de estudio geológico en la prolífica cuenca de West Siberia.