Repsol espera mejorar su relación con Pemex y confía en Imaz para ello

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.