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BP cierra una plataforma en el Mar del Norte por un vertido de crudo

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EFE.- La petrolera británica BP cerró una de sus plataformas en el Mar del Norte, situada a unos 75 kilómetros al oeste de las islas Shetland (Escocia), debido a un vertido, confirmó hoy un portavoz de la compañía.

El incidente, ocasionado por un fallo técnico, se produjo este domingo por la mañana en la plataforma «Clair», según la petrolera.

La cadena BBC señala que, por el momento, el tamaño del vertido no está claro y se está tratando de determinar si lo ocurrido ha ocasionado daños al medioambiente.

«La plataforma Clair, ubicada a 75 kilómetros al oeste de Shetland, ha sido clausurada y el vertido ha sido frenado», señaló un portavoz de la empresa, que indicó que no ha habido ningún herido en el incidente.

BP apuntó además que está «investigando» el origen del fallo técnico y que ya ha informado de lo sucedido a «todas las autoridades relevantes».

Por su parte, organizaciones medioambientales como WWF Scotland, señalaron al citado canal británico de televisión que ese vertido pone de manifiesto los «peligros» que representan a diario «las operaciones de gas y petróleo» que se llevan a cabo en la costa de Escocia.

«En aras del interés de la protección del entorno marino, es importante que comprendamos cuánto petróleo se ha derramado», dijo el director de WWF, Land Banks.

Ese responsable agregó que la plataforma de BP «no debería reiniciar sus actividades hasta que una investigación completa sobre lo sucedido se complete».

Las principales petroleras cotizadas ganan 5.190 millones de euros en el primer semestre del año, un 72% menos

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EFE.- Las grandes petroleras cotizadas, BP, Royal Dutch Shell, Total, ExxonMobil, Statoil, Repsol y Chevron, ganaron 5.798 millones de dólares (unos 5.190 millones de euros) en los seis primeros meses del año, un 71,64% menos que en el mismo período de 2015, lastradas por el desplome del precio del crudo. El Brent cotiza actualmente en torno a los 43 dólares por barril, mientras que hace dos años, antes del inicio de la crisis del petróleo, se situaba por encima de los 100 dólares.

Desde entonces, las petroleras han tratado de paliar la situación, con recortes de plantilla o reducciones de inversión. Las mayores pérdidas, de 2.195 millones de dólares, corresponden a la norteamericana Chevron, unas cifras que contrastan con el beneficio neto de 3.138 millones que registró en los seis primeros meses de 2015. Los ingresos semestrales de Chevron cayeron hasta los 52.835 millones, por debajo de los 74.915 que tuvo en el semestre del año pasado. «El segundo trimestre reflejó los bajos precios del crudo y nuestro continuo ajuste a un mundo de bajos precios», afirmó el presidente de Chevron, John Watson, que de abril a junio tuvo 1.470 millones de pérdidas.

Ya acabó 2015 con mal pronóstico, porque el último trimestre de ese año lo cerró con pérdidas por primera vez desde 2002, y el ejercicio lo acabó con un descenso del 76% en sus beneficios anuales respecto a los de 2014. Chevron repitió pérdidas trimestrales entre enero y abril de 2016 y de nuevo en el segundo trimestre. Al difundir sus datos, Chevron explicó que el resultado semestral por acción arrojó una pérdida de 1,17 dólares, frente al beneficio de 1,67 dólares que tuvo en el primer semestre de 2015.

BP es la otra compañía que registra pérdidas, aunque aminora en un 37,8% las que sufrió en 2015, hasta situarse en los 2.002 millones de dólares. El consejero delegado de la petrolera británica, Bob Dubley, admitió que el ambiente del mercado es de «desafío» y resaltó que los resultados reflejan los bajos precios del petróleo. En el capítulo de beneficios destaca la francesa Total, que no solo registra las mejores cifras entre las grandes cotizadas, sino que también es la que menor diferencia muestra con respecto al primer semestre de 2015, con una caída del 33%. Total, que obtuvo un beneficio neto de 3.810 millones, considera que «ha resistido bien a un entorno económico fuertemente degradado a principios de año».

La única compañía que ha conseguido mejorar sus resultados y también salir de pérdidas es la noruega Statoil, que ha pasado de un resultado negativo de 3.704 millones de dólares a un beneficio después de impuestos de 309 millones. Por su parte, la española Repsol ha registrado un beneficio neto de 707 millones de dólares, un 39,3% inferior a los 1.166 millones del primer semestre del año pasado. En un entorno de precios deprimidos del crudo y del gas, las medidas de eficiencia y ahorro implementadas por Repsol han permitido que todos los negocios de la compañía hayan tenido un resultado positivo», destacó la compañía.

La estadounidense ExxonMobil también cedió una buena parte de sus beneficios del primer semestre del año anterior, concretamente un 62%, hasta los 3.510 millones. El segundo trimestre de 2016 fue también el séptimo consecutivo en el que ExxonMobil registra un descenso en sus beneficios y el octavo en el que anota una caída de sus ingresos. La ganancia neta por acción fue de 85 centavos de dólar, frente a los 2,17 dólares que tuvo en el mismo período de 2015.

La firma, con sede en Irving (Texas), registró en el semestre unos ingresos de 106.401 millones de dólares, muy por debajo de los 141.731 millones de dólares que tuvo entre enero y junio del año pasado. Sólo en el segundo trimestre del año, ExxonMobil dio cuenta de una caída del 59% en sus beneficios trimestrales, hasta los 1.700 millones de dólares, y los ingresos cayeron un 22%, hasta los 57.694 millones. La ganancia trimestral por acción fue de 41 centavos de dólar, frente al dólar exacto de margen positivo que se había anotado en el segundo trimestre de 2015. El presidente de la firma, Rex W. Tillerson, reflejó el «entorno volátil» que tiene la industria.

En el primer semestre de 2015, el sector de upstream o extracción de hidrocarburos, el más importante para ExxonMobil, arrojó un beneficio de 4.886 millones de dólares, pero entre enero y junio pasados la ganancia cayó hasta los 218 millones. Y se libró de entrar en pérdidas en ese sector gracias a las operaciones de ExxonMobil fuera del país: el upstream de Estados Unidos arrojó unas pérdidas semestrales de 1.346 millones de dólares, y fuera del país un beneficio de 1.564 millones. Estos datos están forzando a ExxonMobil a reducir sus inversiones: en el primer semestre sus gastos de capital y exploración bajaron un 35% respecto a los del 2015, hasta 10.300 millones de dólares.

Por último, la compañía anglo-holandesa Shell registró una caída en el beneficio del 79,63%, hasta situarse en los 1.659 millones de dólares. El consejero delegado de Shell, Ben van Beurden, dijo que su negocio de gas rindió bien pero que «los bajos precios del petróleo suponen aún un desafío importante«, por lo que aplica una reducción de los costes para hacer frente a esta situación.

BP pierde 1.817 millones por la debilidad de los precios del crudo aunque es un 37,8% menos que en 2015

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EFE.- La debilidad de los precios del crudo volvió a castigar a BP al registrar unas pérdidas netas de 2.002 millones de dólares (aproximadamente 1.817 millones de euros) en la primera mitad de 2016, aunque fueron un 37,8% menos que en el mismo periodo de 2015.

El consejero delegado de BP, Bob Dudley, admitió que la situación del mercado es de «desafío» y que aunque los precios del petróleo mejoraron, a un promedio de 46 dólares el barril, se sitúan por debajo de los niveles del año pasado, en 62 dólares. Al dar a conocer sus resultados, BP indicó que en los seis primeros meses de 2015, sus pérdidas atribuidas habían llegado a 3.221 millones de dólares (2.924 millones de euros).

Según BP, en el primer semestre de 2016 sus pérdidas brutas fueron de 4.241 millones de dólares (3.850 millones de euros), frente a los 6.336 millones de dólares de pérdidas (5.753 millones de euros) registrados en la primera mitad de 2015. La facturación de la empresa también se vio reducida en el primer semestre al situarse en 86.442 millones de dólares (78.489 millones de euros), un descenso del 27,6% frente al mismo periodo del 2015.

Las adquisiciones en el semestre fueron de 59.355 millones de dólares (53.894 millones de euros), menos que hace un año, cuando ascendió a 85.412 millones de dólares (77.554 millones de euros). BP añade que pagará un dividendo de 10 centavos de dólar por acción ordinaria, que se espera sea abonado el 16 de septiembre, y la cantidad en libras será comunicada el 6 de septiembre.

La producción en el primer semestre subió un 2,3% frente al mismo periodo del año anterior. Además, BP considera superada su crisis por el vertido de 2010 en la plataforma Deepwater Horizon, en el golfo de México, que provocó la muerte de 11 trabajadores y un derrame con consecuencias medioambientales. «Siempre tendremos en cuenta lo que hemos aprendido de este accidente trágico. BP es hoy una compañía más fuerte, más centrada y disciplinada», señaló Dudley.

Aunque ha reconocido las dificultades del sector por el bajo nivel en que están los precios del petróleo, Dudley apuntó que la empresa tiene importantes nuevos proyectos que aportarán un equivalente a 500.000 barriles de petróleo diarios. «Estamos ahora por el buen camino de transformar a nuestro negocio para competir, cualquiera que sea lo que depare el futuro», subrayó el consejero delegado. Además, la empresa señala que recientemente firmó con la Compañía de Petróleo Estatal de la República de Azerbaiyán un memorando de entendimiento para la exploración conjunta de un bloque en la cuenca North Absheron, en el mar Caspio.

Asimismo, BP y Rosneft han firmado unos contratos definitivos, sujetos a la aprobación de los organismos reguladores, para crear un nuevo negocio conjunto, Yermak Neftegaz LLC (con el 51% de Rosneft y el 49% de BP), que llevará a cabo labores de exploración en el oeste siberiano. BP agrega que, junto a la compañía egipcia Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS), BP ha dado el visto bueno al desarrollo del proyecto Atoll Phase One, un plan de producción destinado a suministrar gas al mercado interno egipcio y que empezará en la primera mitad de 2018.

El consumo energético de España subió un 1,7% en 2015, primer alza desde 2010 tras años de caídas

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EFE / Europa Press.- El consumo energético de España experimentó un cambio de tendencia y volvió a la senda del crecimiento con 134,4 millones de toneladas de petróleo equivalentes en 2015, lo que supone un repunte del 1,7% con respecto al año anterior, el primer alza desde 2010. Según el informe BP Statistical Review of World Energy 2016, los datos de consumo del pasado ejercicio se encuentran todavía lejos del récord de 158 millones de toneladas equivalentes de petróleo marcado en 2007, antes de la crisis.

Durante la presentación del estudio, el presidente de BP, Luis Aires, destacó que el crecimiento más acentuado lo registró el carbón, con una subida del 23,9% respecto a 2014, como consecuencia de la caída del precio internacional de este combustible, el menor precio del CO2 y la situación climatológica, marcada por la falta de lluvias y la sucesión de anticiclones. El carbón reemplazó la baja aportación de la energía hidráulica, que descendió un 28,8% por ser un año seco, por lo que algunos embalses estuvieron a la mitad de su capacidad durante el pasado ejercicio.

Como consecuencia del uso de este combustible, las emisiones de CO2 se dispararon hasta un 6,8%, muy por encima de la media europea de 1,3%. España fue el segundo país de la Unión Europea que registró mayor crecimiento de sus emisiones, solo por detrás de Portugal (7,6%). A nivel mundial, el primer puesto es para Turkmenistán (18,3%), seguido de Qatar (13%) y Vietnam (11,4%). España se disputa el séptimo puesto de este ránking con Colombia.

Más gas natural que carbón

La modificación en el consumo produjo cambios en la configuración del mix energético de España en el año 2015, que quedó distribuido en petróleo, con un 45% del total, gas natural (18,5%), carbón (10,7%), nuclear (9,6%), hidráulica (4,7%) y renovables (11,5%). Según Aires, el posicionamiento del gas natural por delante del carbón fue debido a «la convergencia en los precios».

En la Unión Europea, el consumo también dio un giro respecto a su tendencia negativa de los últimos años. De esta manera, aumentó un 1,6% en 2015, mientras que en 2014 se redujo un 3,9%, lo que supone su mayor crecimiento desde 2010 y representa el 12,5% del consumo mundial de energía. Este crecimiento se dio por el aumento de las renovables en un 14,9%, del gas natural (4,6%) y del petróleo (1,5%), que compensaron las caídas de la hidroeléctrica en un 9,6%, del carbón en un 1,8% y de la nuclear en un 2,2%. Dentro de las renovables, destaca el crecimiento de la eólica del 23,5%, que representa más de la mitad de las renovables en la generación eléctrica.

Por su parte, la producción de las refinerías europeas creció un 5,8% en 2018, lo que supone el primer incremento desde 2005 y el mayor desde 1986. En cuanto a las importaciones netas de gas natural, aumentaron un 7,4%, gracias al crecimiento del 9,9% de las importaciones rusas por gasoducto. Las emisiones de CO2 derivadas del uso de la energía también crecieron por primera vez desde 2010 y registraron un aumento del 1,3% en 2015.

A nivel mundial, el informe revela un año con una mayor oferta de petróleo derivada de la resiliencia de los recursos no convencionales en Estados Unidos y el incremento de la producción de la OPEP. Asimismo, se produjo una desaceleración del crecimiento del consumo global energético, un cambio en el mix hacia combustibles con menor contenido en carbono y un incremento de las renovables por el abaratamiento de sus costes.

BP pide al Gobierno que permita abanderar gasolineras más de un año y ve el petróleo estable en 50 dólares

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EFE / Servimedia.- El presidente de BP España, Luis Aires, ha apuntado que, de acuerdo a sus previsiones, el petróleo se mantendrá en torno a los 50 dólares a los que cotiza actualmente durante la segunda mitad del año mientras en clave nacional ha pedido al futuro Gobierno que retire la limitación a un año de los contratos de abanderamiento de las estaciones de servicio, por los que las gasolineras adoptan la marca de una petrolera, porque no contribuye a mejorar la competencia.

Durante la presentación del BP Statistical Review of World Energy 2016, Aires ha defendido que las inversiones necesarias para abanderar una estación de servicio «no se amortizan en un año» por lo que «en lugar de favorecer la competencia, la imposibilita, ya que no te presentas». Por ello, ha abogado por volver a contratos de 5 años «que permiten aumentar la competencia», la situación que existía antes de la reforma del Gobierno de Mariano Rajoy.

Aires también ha cargado contra otra medida de este Gobierno, la que permite a minoristas actuar como mayoristas, porque, a su juicio, ha conducido a «numerosos hechos de fraude fiscal» al desarrollar su actividad «sin control administrativo«. Por otra parte, ha señalado que la demanda de combustibles de automoción en España crecerá en torno al 2,5% el resto del año, un porcentaje superior al de otros países europeos debido a que el desplome del consumo durante la crisis también fue mayor. Por último, ha pedido una reforma del sistema de aportación al fondo de eficiencia energética, a cargo de las empresas, por el que puedan contabilizarse las inversiones realizadas en eficiencia en centros y productos.

En cuanto al Brexit, Aires se limitó a recordar que la compañía se posicionó a favor de la permanencia del Reino Unido en la Unión Europea y que, en cualquier caso, el impacto será limitado porque se trata de un grupo global que trabaja principalmente en dólares y euros. A este respecto, defendió que el peso de Reino Unido en el sector es «relativamente pequeño», ya que los pozos petrolíferos del mar del Norte están en declive mientras la acción de BP se revaloriza por la devaluación de la libra. De hecho, Aires aseguró que «de momento» el impacto del Brexit en el sector energético «diría que ha sido nulo».

Petróleo estable en 50 dólares

Según las previsiones de BP, el petróleo se mantendrá en torno a los 50 dólares en lo que queda de año. Aires señaló que el precio del crudo ha experimentado fuertes bajadas en los últimos dos años debido al aumento de la producción, especialmente en los pozos no convencionales de los Estados Unidos. A esto se ha unido que la OPEP «ha decidido mantener cuota en lugar de mantener precios», como hacía tradicionalmente, lo que ha generado un exceso de producto por la conjunción del aumento de la oferta y la contención de la demanda.

De acuerdo a su análisis, 2015 fue «un año de abundancia» en la producción, que creció un 3,2%, mientras que la demanda, afectada por la desaceleración económica, se incrementó solo un 1,9%, engrosando así los inventarios. Estos inventarios serán, según Aires, los que equilibren el precio del crudo a lo largo del año, un periodo en el que espera nuevos cierres de yacimientos no convencionales que no pueden mantener su rentabilidad con los precios actuales. Mientras tanto, presionados por los bajos precios del crudo, los márgenes de refino han alcanzado niveles «históricamente altos», lo que permite equilibrar las cuentas a las petroleras con negocios diversificados.

El pasado año, el consumo mundial de energía aumentó un 1%, con avances en todas las tecnologías excepto el carbón, que bajó un 1,8% afectado por la ralentización china. El consumo de petróleo subió un 1,9%; el de gas, un 1,7%; el de energía nuclear un 1,3%, y el hidroeléctrico, un 1%. El peso de las renovables en el mapa energético mundial se situó en el 2,8%, tras repuntar un 15,2% su demanda en 2015. Asimismo, el 32,9% de la energía consumida en el mundo era petróleo; el 29,2%, carbón, y el 23,8%, gas natural.

La petrolera británica BP segregará sus yacimientos en Noruega y los anexionará a Aker BP

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EFE.- La petrolera británica BP comunicó que segregará sus yacimientos de petróleo y gas en Noruega y los anexionará en una nueva compañía que cotizará en bolsa con la firma noruega Det Norske Oljeselskap. La nueva empresa, que pasará a llamarse Aker BP ASA y que cotizará en la Bolsa de Oslo, contará con una producción mayor que cualquier otra compañía de exploración y producción europea.

Según el acuerdo, Det Norske proporcionará a BP acciones valoradas en 1.300 millones de dólares por sus activos noruegos y la petrolera británica pasará a controlar un 30% de la nueva empresa. El principal accionista de Det Norske, el holding Aker ASA, que está controlada por el multimillonario noruego Kjell Inge Rokke, será dueño de un 40%, mientras que otros inversores controlarán el 30% restante.

La operación proporcionará a BP una pequeña participación en un yacimiento que gestiona Statoil ASA y se espera que esté en funcionamiento en el año 2019. Además, incrementará la futura producción de BP en Noruega, un país donde produce menos que rivales como Total, Exxon Mobil y ENI. A pesar del reciente repunte del precio del crudo hasta niveles superiores a los 50 dólares por barril, casi el doble que en enero, el precio sigue siendo menos de la mitad de los máximos de 2014.

«La necesidad de elegir cómo gastar el dinero y el capital con precaución es una de las prioridades para todos en el sector del petróleo y gas», afirmó Bob Dudley, consejero delegado de la compañía. «Noruega tiene potencial de crecimiento en producción sin tener que hallar nuevos activos para explotar en otras partes», añadió el directivo. Se espera que la transacción se cierre en el tercer trimestre de este año.

La OCU critica que la normativa que limita el número de gasolineras por provincias no funciona ni favorece la competencia

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Europa Press / Servimedia.- Al tiempo que critica subidas del 4,4% y del 2,1% en los precios medios del diésel y de la gasolina en España durante el pasado mes de mayo, la Organización de Consumidores y Usuarios (OCU) señala que la normativa que limita el número de gasolineras en cada provincia no funciona, al no incentivar la competencia.

«Por desgracia la normativa que se aprobó para aumentar la competencia en el sector no está consiguiendo modificar este escenario y además los cambios que se han producido no son muy relevantes», señala la organización tras indicar que las tres principales compañías del sector controlan más del 50% de las estaciones de servicio en España. Como ejemplo, la organización asegura que la segunda compañía con más gasolineras es una de las que más ha visto incrementado su número de gasolineras. «Esto se debe a que las restricciones para abrir nuevas gasolineras afectan sólo a aquellas compañías que tienen más del 30% del mercado en una provincia o isla determinada», señala.

Según la OCU, tanto Cepsa como BP podrían incrementar con esta normativa su cuota de mercado en casi todo el territorio nacional, lo que reduciría aún más la competencia actual, «ya que ninguno de los pequeños operadores va a incrementar su cuota de mercado». «Repsol, por su parte, aunque supera la cuota de mercado en la mayoría de las provincias, no tiene impedimentos en mantener una posición de mercado dominante, motivo por el cual apenas varía el número de gasolineras que posee, un tercio del total de toda España», afirma. La organización de consumidores reclama «acciones efectivas para aumentar la competencia en un mercado ya de por sí muy concentrado, que penaliza a los consumidores».

Subidas de precios en mayo

Por otro lado, la asociación indicó que en el caso del gasoil el precio medio del litro ha pasado de los 1,00422 euros a los 1,04821 euros por litro, una subida de más de cuatro céntimos, que representa un incremento de un 4,4% en apenas cuatro semanas. Por lo que respecta a la gasolina, los aumentos han sido algo menores. En mayo los precios medios del litro de gasolina 95 han pasado de 1,16418 a 1,19 euros por litro, lo que representa un alza de unos 2,5 céntimos por litro y un 2,15% de incremento.

Para la asociación, estas subidas «no son aisladas», ya que desde que los precios alcanzaron su mínimo a finales de enero, el diésel ha aumentado ya un 15,3%. Igualmente, la gasolina habría visto incrementarse su precio un 11,7%, una subida algo menor pero más rápida, ya que el mínimo para la gasolina se alcanzó a finales de febrero. La OCU denuncia que estas subidas tienen «un impacto muy negativo» para las economías familiares ya que suponen pagar casi 7 euros más a la hora de llenar un depósito diesel y de 6,2 euros más en el caso de la gasolina.

Comienzan en Grecia las obras del gasoducto Transadriático (TAP) en el que participa Enagás

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Europa Press / EFE.- La ceremonia de inauguración de las obras de construcción del gasoducto Trans Adriatic Pipeline (TAP), en el que participa Enagás, tuvo lugar este martes con la participación del primer ministro griego, Alexis Tsipras. TAP es una joint venture cuyos accionistas son la británica BP (20%), la azerbaiyana Socar (20%), la italiana Snam (20%), la belga Fluxys (19%), la española Enagás (16%) y la suiza Axpo (5%).

En el acto, celebrado en Tesalónica (Grecia), Tsipras destacó que este inicio de las obras tiene lugar «en un momento crucial para la economía griega» y subrayó que el proyecto constituye «la primera piedra tanto de la estrategia energética del país como de la planificación europea en general», señaló la sociedad. Por su parte, el director general de TAP, Ian Bradshaw, indicó que el evento marca «un hito importante» para la sociedad, sus accionistas y para el panorama energético de Europa. En concreto, el proyecto TAP supone la construcción de un gasoducto que transportará gas natural desde el mar Caspio en Azerbaiyán hasta la Unión Europea a partir de 2020.

El viceprimerministro de Azerbaiyán, Yaqub Eyyubo, aseguró que este proyecto «no compite con los proveedores actuales», sino que suministra nuevas rutas y fuentes de suministro. El Corredor Gasista del Sur de Europa se compone de una red de gasoductos que recorren 3.500 kilómetros: el Gasoducto del Sur del Cáucaso, que atraviesa Azerbaiyán y Georgia, el Gasoducto Transanatolia, que pasa por Turquía, y el Gasoducto Transadriático, que recorre Grecia, Albania, el Adriático e Italia El TAP mide 871 kilómetros, de los cuales 547 transcurren por Grecia, 211 por Albania y 105 por el Adriático hasta llegar a Italia, donde transcurren los últimos 8 kilómetros. Todo el Corredor Gasista del Sur de Europa supone una inversión total de 40.000 millones de euros.

Corredor Gasista del Sur: TAP

El gasoducto Trans Adriatic es la parte europea del Corredor Gasista del Sur, que conectará el mercado comunitario con nuevas fuentes de gas y contará con una capacidad inicial de 10.000 millones de metros cúbicos de gas al año. En concreto, transportará gas desde Shah Deniz II en Azerbaiyán hasta el mercado de la Unión Europea desde 2020. El gasoducto Trans Adriatic comenzará en la frontera helena y continuará a través de Albania hasta Italia bajo el mar Adriático. El proyecto está incluido en la lista de proyectos de interés común (PIC) de la Comisión Europea, que persigue la creación de un mercado energético integrado en la Unión Europea y es esencial para poder alcanzar los objetivos en política energética.

Así se pretende asegurar la seguridad energética de la Unión Europea y reducir la dependencia de Rusia. Al estallar el conflicto entre Ucrania y Rusia, el peligro de que este último cortara el suministro de gas natural a la Unión Europea se hizo palpable. Durante años la Comisión Europea intentó sacar adelante el proyecto Nabucco, un gasoducto que conectaría el este de Turquía y Austria, pasando por Bulgaria, Rumanía y Hungría. El consorcio azerbaiyano Shah Deniz II, que significa rey del mar, eligió finalmente el proyecto TAP por suponer una menor amenaza frente a Rusia por su situación al sur de Europa, sin atravesar países del este, potenciales clientes de Gazprom, el gigante energético ruso responsable del gasoducto South Stream.

Capacidad inicial de 10 bcm

La capacidad inicial del gasoducto será de 10 bcm (miles de millones de metros cúbicos), lo que según sus impulsores equivale al consumo energético de 7 millones de hogares en Europa. En años posteriores se podría doblar su capacidad, llegando a los 20 bcm, añadiendo dos estaciones de compresión. «El TAP puede ser una vía para reducir nuestras emisiones de CO2, porque hará el gas natural más competitivo en la batalla contra el carbón», aseguró el director de la Oficina de Energía suiza, Walter Steinmann.

Además, el TAP asegura que la construcción de este gasoducto permitirá que el precio del gas natural en Europa sea más competitivo, ya que diversifica el origen y la ruta del gas, que históricamente, ante la falta de reservas dentro de la Unión Europea, tenía que ser importado desde Rusia. Según el conglomerado, los países europeos pagan un precio significativamente mayor por el gas, cuatro veces más que en Estados Unidos o Rusia, comparando datos de 2012. La ventaja para Grecia de este proyecto es que, además de recaudar impuestos, garantiza la creación de puestos de trabajo sin necesidad de que haya una inversión estatal.

Cepsa ganó 106 millones de euros en el primer trimestre, un 52% menos, por la caída del precio del crudo

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EFE / Europa Press.- Cepsa, que recurrió al Tribunal Supremo las aportaciones que tendría que hacer este año al Fondo de Eficiencia Energética, ganó 106 millones de euros en el primer trimestre del año, un 52% menos que en el mismo periodo de 2015, afectada por los bajos márgenes de refino y la caída de la cotización del crudo.

Según comunicó la petrolera, el beneficio neto ajustado (CCS), que excluye la variación de los inventarios y los elementos no recurrentes, bajó un 35% en los 3 primeros meses del ejercicio, hasta los 106 millones de euros. La división de exploración y producción registró unas pérdidas ajustadas de 23 millones de euros, frente al beneficio de 2015, afectada por los bajos precios del crudo y la caída de la producción como consecuencia de los trabajos de mantenimiento en algunos bloques.

El beneficio ajustado del área de refino y comercialización fue de 104 millones, un 29% menos, ante la caída de los márgenes de refino, que fueron excepcionalmente altos en 2015. En el primer trimestre, el margen de refino de Cepsa se situó en 5,8 dólares por barril, frente a los 7,3 dólares de un año antes. La destilación se incrementó en un 3% a pesar de que en el periodo se realizaron paradas programadas en las refinerías de Gibraltar San Roque y La Rábida. Las ventas de productos refinados aumentaron un 6% impulsadas por el buen comportamiento de los mercados de automoción y queroseno, que compensaron el descenso en combustible para calefacción como consecuencia de las temperaturas templadas del invierno.

El beneficio ajustado de la división de petroquímica se duplicó, hasta cerrar en 26 millones de euros, mientras que el correspondiente al área de gas y electricidad bajó un 5%, hasta los 10 millones. Entre enero y marzo, Cepsa invirtió 114 millones de euros, principalmente en seguridad de las instalaciones y optimización de procesos. Ante la situación, la compañía ha lanzado un nuevo programa de ahorro y eficiencia, que incluirá una reducción de las inversiones para este año de un 15% y de costes fijos de un 7%. Además, Cepsa ha formalizado una segunda novación del crédito sindicado firmado en 2014, por un importe de 1.500 millones, lo que le ha permitido ampliar los vencimientos.

Recurre Fondo de Eficiencia Energética

Por otro lado, la sala tercera del Tribunal Supremo ha admitido a trámite un recurso contencioso-administrativo de Cepsa en contra del esquema de reparto de aportaciones económicas durante 2016 por parte de las distintas empresas del sector energético al Fondo de Eficiencia Energética.Esta admisión a trámite se suma al recurso presentado también por BP en relación con el reparto de obligaciones en 2016 desde que en marzo se publicase la orden ministerial con los importes correspondientes a cada empresa.

Estos dos recursos se dirigen contra la orden ministerial 359/2016 y se suman a los presentados por un amplio número de empresas contra las obligaciones fijadas por el Ministerio de Industria para el año 2015. La orden fija una aportación económica obligatoria al fondo en proporción al volumen de ventas de energía de cada empresa. En el caso del sector eléctrico, se computa la energía vendida al consumidor final, mientras que en el de los operadores petrolíferos al por mayor se contabiliza la energía vendida.

Al igual que en 2015, las empresas del grupo Repsol, incluida la filial de Butano, son nuevamente las que tienen que aportar una mayor cantidad al Fondo Nacional de Eficiencia Energética con 42,8 millones de euros. Le sigue la compañía eléctrica Endesa (30,1 millones), el grupo Gas Natural Fenosa (27,97 millones), la petrolera Cepsa (22,74 millones), la petrolera británica BP (19,64 millones), la compañía eléctrica Iberdrola (15,03 millones) y la petrolera portuguesa Galp (11,76 millones). Aparte de los 218 millones de aportación para 2016, la resolución de Industria fija para el 2016 un objetivo de ahorro agregado de 262.000 toneladas o equivalente de petróleo, o de 3.046,51 gigavatios hora (GWh).

Aparte de BP, la asignación de obligaciones de 2015 fue denunciada por Gas Natural Fenosa, GDF Suez, Kuwait Petroleum España, Galp, Villar Mir Energía, Madrileña Suministro de Gas, Energya VM Gestión de Energía o Factorenergía. Otras empresas del sector que presentaron denuncias son las grandes petroleras, ya sea de forma individual o a través de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), que representa a compañías como Repsol, Galp, Saras, Shell o las nuevamente recurrentes BP y Cepsa.

Las grandes petroleras cotizadas del mundo bajaron un 73% su beneficio en el primer trimestre del año

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EFE.- Las grandes petroleras cotizadas, ExxonMobil, Total, Statoil, Repsol, Royal Dutch Shell, BP y Chevron, ganaron 3.699 millones de dólares (3.237 millones de euros) en el primer trimestre, un 73% menos que en 2015, lastradas por los precios del crudo. Desde mediados de 2014, la cotización del petróleo se desplomó ante el aumento de la oferta procedente de yacimientos no convencionales de crudo, pasando de más de 100 dólares el barril a los 44 dólares actuales, con picos por debajo de los 30 dólares.

Las mayores pérdidas, 725 millones de dólares, correspondieron a Chevron, que se ha visto lastrada por un saldo negativo de 1.459 millones en el área de explotación y producción frente a las ganancias de 1.560 millones anotadas en 2015. «Aún así, esperamos incrementar los márgenes con los proyectos recientemente puestos en marcha en Australia y China y el que se iniciará en mayo en Angola», afirmó en la presentación de resultados el consejero delegado de Chevron, John Watson. En el caso de BP, las pérdidas, de 583 millones, se asientan en la caída de los ingresos de la petrolera al facturar 39.166 millones de dólares en el primer trimestre de 2016 frente a los 56.243 millones de dólares de 2015.

Yaen el capítulo de beneficios, ExxonMobil, con 1.810 millones de dólares, registró las ganancias más bajas desde el comienzo de siglo. Aunque la petrolera estadounidense registró pérdidas en las operaciones de refino y comercialización, el mayor descenso se ha dado en la extracción de hidrocarburos, que, solo en Estados Unidos, se anotó una pérdida neta de 832 millones de dólares. La francesa Total se anotó unos beneficios de 1.606 millones, un 37% menos, ya que pese a que la producción del grupo aumentó un 4% en el periodo por la entrada en servicio de nuevos proyectos, el volumen de negocios cayó un 22%, hasta los 32.841 millones de dólares.

Statoil volvió a beneficios de 611 millones de euros tras las marcadas pérdidas de hace un año, un cambio que la compañía atribuye a que los bajos precios de los hidrocarburos fueron compensados parcialmente por un buen rendimiento operativo y con la reducción de costes. En el caso de Repsol, con una caída del beneficio del 43%, «las cifras han estado claramente por encima de lo esperado» señalaron desde Renta4, gracias al incremento de la producción tras la absorción de Talisman y a las medidas de eficiencia. Shell anunció al igual que Chevron, ante la caída de un 89% de su beneficio, que continuará reduciendo los niveles de gasto«, indicó el consejero delegado de Royal Dutch Shell, Ben van Beurden.