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Enel descarta vender Endesa y prevé invertir 20.900 millones de euros hasta 2019, elevando su beneficio un 14% anual

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EFE / Europa Press.- El consejero delegado de Enel, Francesco Starace, asevera que «no hay interés» en vender y rebajar su peso en Endesa, donde controlan el 70% del capital. El grupo energético italiano prevé invertir 20.900 millones de euros entre 2017 y 2019, con el foco en la digitalización, años en los que espera un alza anual del beneficio del 14%, hasta alcanzar finalmente los 4.700 millones en 2019.

Según la actualización de su plan estratégico, Enel elevará el porcentaje de beneficio dedicado a dividendo (pay-out) del 60% actual al 65% en 2017 y al 70% en 2018 y 2019. De cualquier manera, establece un dividendo mínimo de 0,21 euros para 2017. Asimismo, contempla desinversiones en activos por 3.000 millones de euros en los próximos tres años y la posibilidad de hacer un plan de recompra de acciones por hasta 2.000 millones de euros

De vuelta a la nueva hoja de ruta inversora supone un ligero descenso del 1,4% frente a los 21.200 millones del anterior plan y pone el foco en la digitalización que se lleva 4.700 millones, los clientes y las renovables; junto a la contención de costes. De la cifra del nuevo plan, el 40% irá a mantenimiento (8.500 millones) y el 60% (12.400 millones) a proyectos de crecimiento. Por negocios, en las inversiones de crecimiento, 5.800 millones irán a redes y 5.200 millones a renovables, principales partidas en este capítulo.

Unas cifras «solidas y sostenibles» con las que Enel va a poder hacer frente a los retos y oportunidades, según indicó Starace. Por regiones, dentro de esos 12.400 millones de crecimiento, 2.300 millones van a Iberia frente a los 1.500 millones del plan anterior, el mayor incremento de todas las regiones. En cuanto a Latinoamérica, sigue centrando la mayor partida de inversiones y se destinan 7.000 millones: 4.800 millones en proyectos de crecimiento, a los que se suman otros 2.200 millones en mantenimiento, con especial foco en Brasil y Chile, mientras se avanza en la simplificación de la estructura societaria.

El grupo también indicó sus objetivos de beneficio para el periodo: desde los 3.200 millones de 2016, a los 3.600 millones de euros de 2017 y hasta los 4.700 millones en 2019, con una tasa anual de crecimiento del 14% a lo largo del periodo. En total, el alza sería del 46% desde 2016 a 2019. Asimismo, prevé un alza anual del resultado bruto de explotación ordinario o ebitda del 5% a lo largo del período, desde los 15.000 millones de euros en 2016, hasta los 17.200 millones en 2019.

Starace descarta desinvertir en Endesa

Con motivo de la actualización del plan estratégico de Enel hasta 2019, Starace valoró la eficiente gestión de Endesa y bromeó con que cada otoño se reúne con fondos y tiene que responder sobre el mismo tema. «No estamos interesados en vender Endesa», subrayó sobre la posibilidad de vender parte del capital de la española. Asimismo, Starace ha reconocido que el Brexit suma incertidumbre, aunque ha añadido que en todos los países existen incertidumbres. En cuanto a la victoria de Donald Trump, ha señalado que habrá que esperar a ver qué políticas emprende, alabando la transición energética emprendida por Estados Unidos en los últimos años.

China, India y Brasil dicen a Trump que el compromiso climático es irreversible

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EFE.- Los mayores países en desarrollo del mundo, unidos en el llamado grupo «Basic», que engloba a China, India, Brasil y Sudáfrica, emitieron hoy una contundente declaración conjunta en la que subrayaron lo «irreversible» de los compromisos climáticos.

El Acuerdo de París, que entró en vigor el pasado 4 de noviembre «es irreversible», y «no puede haber intentos de renegociar» sus términos, reza su declaración conjunta leída ante la prensa que cubre la cumbre climática de Marrakech (COP22) y que fue unánimemente interpretado como un mensaje al presidente electo de Estados Unidos, Donald Trump.

El comunicado de los cuatro «pesos pesados» de las economías en desarrollo añade que «no puede haber un paso atrás por parte de países desarrollados», en otra alusión apenas velada a Trump, conocido negacionista del cambio climático.

De hecho, casi todas las preguntas de los periodistas estuvieron orientadas a la reacción de cada país ante las amenazas de Trump, expresadas durante la campaña electoral, de retirar a su país del Acuerdo de París y retirar igualmente los fondos destinados a la lucha contra el cambio climático.

Pero al mismo tiempo, los representantes de los cuatro países optaron por un tono amistoso para con Estados Unidos y reiteraron sus llamamientos a la «colaboración» con su futuro nuevo gobierno.

Así, el brasileño recordó que su país tiene «una relación histórica» con Estados Unidos, y que su presidente se apresuró a llamar a Trump en el momento en que se conoció su victoria electoral para prometerle que «trabajarán juntos» en adelante.

El enviado especial para el cambio climático de China, Xie Zhenhua, también subrayó que su país seguirá «colaborando con Estados Unidos» y con toda la comunidad internacional, pero recalcó que la transición a una economía baja en carbono «es una tendencia global, una de esas cosas que ya no se pueden cambiar».

El ministro indio de Medio Ambiente, Anil Madhav, fue aun más cauto al recordar que «no se ha dicho (por parte de Trump) nada oficial», y que «las cosas se ven distintas cuando se está en el poder», por lo que «no deberíamos reaccionar basándonos en presunciones».

El ministro indio añadió en esa entrevista que el pacto global de lucha contra el calentamiento global adoptado en París el pasado año «es un marco para la transformación del desarrollo global a largo plazo», y por tanto, su permanencia «está por encima» de los cuatro años que dura el mandato de un presidente de Estados Unidos.

En cualquier caso, India, que representa alrededor del 6% de las emisiones mundiales, no se ha planteado «modificar su compromiso nacional de reducción de emisiones» comprometido en el marco de un Acuerdo de París, que ratificó el pasado 2 de octubre. La contribución ratificada de India promete que el 40 % de su producción de energía vendrá de fuentes no fósiles en 2030: solar, eólica, hidroeléctrica y nuclear.

Sobre el peligro que se cierne sobre la financiación a las políticas de adaptación en caso de retirada de fondos estadounidenses, Madhav Dave lo minimizó diciendo que «en el escenario global hay muchos países que financian, facilitan la trasferencia tecnológica y la capacitación de los países en desarrollo -los temas que más interesa a India-, además de Estados Unidos».

«Estados Unidos sólo supone una décima parte de las contribuciones económicas de los países al Fondo Verde: no deja de ser una pequeña parte», apuntó.

La revaluación de activos en medio de la crisis que atraviesa deja en rojo el resultado de la brasileña Petrobras

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EFE.- La decisión de la petrolera Petrobras de revaluar sus activos en medio de la crisis que enfrenta obligó a la mayor empresa de Brasil a arrojar en su balance pérdidas por 17.334 millones de reales (5.253 millones de dólares o 4.825 millones de euros) entre enero y octubre de 2016.

Tales pérdidas contrastan con el beneficio por 2.102 millones de reales (unos 636,9 millones de dólares) que la compañía obtuvo en los nueve primeros meses de 2015 o con las ganancias de 600 millones de reales (181,8 millones de dólares) que acumularía hasta octubre si, según sus directores, no hubiera arrojado en su balance las pérdidas contables generadas por la devaluación de sus activos. La compañía, controlada por el Estado, decidió revisar el valor de sus activos en septiembre para adecuarlos al tamaño en que quedó la empresa por los planes de venta de activos y de reducción de inversiones que puso en marcha para hacer frente a la crisis.

Las pérdidas del año, por ello, se concentraron en el tercer trimestre de 2016, en el que la empresa sufrió un perjuicio de 16.458 millones de reales (4.987,3 millones de dólares), frente al beneficio neto por 370 millones de reales (unos 112,1 millones de dólares) del trimestre inmediatamente anterior. «Ese resultado se produjo, principalmente, por la revaluación de los activos y de las inversiones de la empresa y de sus coligadas por un valor de 15.709 millones de reales (unos 4.760,3 millones de dólares)», explicó.

Las bajas contables en el balance fueron provocadas por factores como la caída del precio del petróleo y la devaluación del real frente al dólar, pero también por el proceso de desinversión promovido por la empresa y por su decisión de reducir un 25% sus inversiones en el próximo lustro para hacer frente a su crisis. Los precios del crudo cayeron desde un promedio de 52 dólares por barril el año pasado hasta 42 dólares por barril este año y el real brasileño se apreció en el último año un 12%, un hecho que eleva los gastos de la empresa.

El plan de Petrobras es vender activos por hasta 15.100 millones de dólares entre 2015 y 2016 y otros 19.500 millones de dólares entre 2017 y 2018. En cuanta a las inversiones, su plan es reducirlas desde 98.400 millones de dólares del quinquenio 2015-2019 hasta 74.100 millones de dólares para el período 2017-2021. El ajuste que la empresa puso en marcha para enfrentar la crisis provocada por la caída de los precios del petróleo, que en su caso se agravó por los desvíos que sufrió como consecuencia del gigantesco escándalo de corrupción del que es protagonista, también la obligó a reducir en un 10% su plantilla con un plan de renuncias voluntarias para 12.000 empleados.

Buenos datos operativos; malos financieramente

Pero la empresa asegura que el ajuste de activos sólo se reflejará en su balance en el tercer trimestre y que en los próximos períodos podrá beneficiarse de los buenos resultados operacionales que viene coleccionando. «Petrobras no espera que en los próximos trimestres ocurran eventos extraordinarios como los registrados en el tercer trimestre y que afectaron significativamente el resultado», afirmó el director financiero de la petrolera, Iván Monteiro. De hecho, el ejecutivo señaló que, operativa y productivamente, la empresa tuvo entre julio y septiembre su mejor trimestre en mucho tiempo.

«Todos los resultados operacionales de la empresa, incluyendo la producción de petróleo y de derivados, mejoraron en el año», agregó el ejecutivo. Según el balance divulgado por la empresa, el beneficio operacional (Ebitda) en los nueve primeros meses del año fue de 63.100 millones de reales (unos 19.121,2 millones de dólares), con un crecimiento del 11% frente al del mismo período del año pasado. La producción total de petróleo y gas en el tercer trimestre se ubicó en un promedio de 2,87 millones de barriles equivalentes por día, con un aumento del 2% en la comparación con el segundo trimestre.

Petrobras alcanzó en un día de septiembre una producción total de petróleo de 2,75 millones de barriles, que constituye un récord. La producción de derivados en el trimestre se ubicó en 1,86 millones de barriles por día, con una caída del 3% frente al segundo trimestre. Las ventas de combustibles en el mercado doméstico, en tanto, fueron de 2,088 millones de barriles diarios, con una bajada del 1%, y las exportaciones en 562.000 barriles diarios, con una subida del 9%.

La empresa aclaró que el ajuste no le impedirá cumplir la meta operativa que se impuso de elevar su producción de petróleo y gas natural desde un promedio de 2,62 millones de barriles diarios en 2017 hasta 3,41 millones en 2021. La empresa informó igualmente de que, gracias a los recientes ajustes adoptados, la deuda bruta de la compañía ha caído en un 19% en lo que va del año, hasta 398.165 millones de reales (unos 120.656 millones de dólares) en septiembre pasado. La deuda líquida fue reducida en un 17% en el mismo período.

CYMI (ACS) se adjudica contratos de líneas eléctricas en Brasil por 659 millones de euros

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Servimedia.- ACS, a través de su filial CYMI Holding y junto a fondos controlados por Brookfield, se ha adjudicado 3 lotes de líneas de transmisión en Brasil por un importe total de 659 millones de euros. Según ACS, la concesión ha sido adjudicada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel). En total fueron licitados 24 lotes, de los cuales los lotes 10, 13 y 20 han sido adjudicados a CYMI.

Los proyectos de construcción se componen de más de 1.370 kilómetros de líneas de 500 kilovatios (kV) y de la ejecución de 2 subestaciones nuevas, además de la ampliación de otras 7 subestaciones. Estas nuevas concesiones, conseguidas en conjunto con el fondo de inversión canadiense Brookfield, se incorporan al conjunto de anteriores proyectos que el tándem CYMI-Brookfield posee en Brasil, compuesto por más de 2.900 kilómetros de líneas de alta tensión y 13 subestaciones eléctricas de nueva construcción, y un valor de cartera de más de 6.000 millones de reales, unos 1.700 millones de euros.

Con estos proyectos y los que tiene la otra filial de ACS, Cobra (que también añadió en esta misma subasta el contrato de construcción de la subestación que integraba el lote 18, adjudicada al fondo Patria), el grupo ACS se consolida como el mayor contratista de líneas de transmisión en Brasil. La cartera conjunta en el mercado de transmisión eléctrica en Brasil de ACS supera los 2.850 millones de euros.

Gas Natural Fenosa espera recibir más de 60 millones de euros por la compensación del bono social

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Redacción / Agencias.- Gas Natural Fenosa, que a través de su filial Global Power Generation (GPG) acordó adquirir a Grupo Gransolar una participación mayoritaria del 85% en dos plantas solares en Brasil, estima que la compensación que recibirá como consecuencia de la sentencia del Tribunal Supremo que declara inaplicable el bono social eléctrico ascenderá a algo más de 60 millones de euros. Así lo reveló el consejero delegado de la compañía, Rafael Villaseca, que también ha pedido “seguridad jurídica” a Colombia para que Electricaribe “sea viable”.

Volviendo a la sentencia del Alto Tribunal, que exige indemnizar a las compañías por lo abonado desde 2014 para financiar este descuento del 25% aplicado al recibo de la luz de diversos colectivos, en el caso de Gas Natural su cálculo es que percibirá algo más de 20 millones de euros por cada año. Esta compensación es uno de los aspectos que permitirán a la compañía mejorar su resultado en lo que queda de ejercicio.

Además, la compañía espera otra compensación de 45 millones de euros por la inaplicación de la subida de las tarifas de gas en Argentina. Dicha subida fue aplicada el 1 de abril pero quedó suspendida por la Corte Suprema de Argentina por un defecto de forma, por lo que no ha podido ser efectiva hasta el 1 de octubre. Como consecuencia, la gasista dejó de ingresar estos 45 millones por los que espera ser compensada.

Importantes problemas financieros en Colombia

En cuanto al conflicto que mantiene en Colombia por los impagos a su filial Electricaribe, Villaseca confía en alcanzar un acuerdo con el Gobierno de Juan Manuel Santos, basado en la aplicación de un marco regulatorio fiable que ofrezca seguridad jurídica y evite fraudes e impagos ya que, de no ser así, la actividad en el país “no es viable”.

De hecho, debido a la actual situación, el beneficio después de impuestos de la filial del grupo en el Caribe registró pérdidas de alrededor de 24 millones de euros hasta septiembre, frente a los 14 millones de pérdidas registrados en el mismo periodo del 2015. Electricaribe está participada en un 85% por Gas Natural y en el otro 15% por el Gobierno colombiano. Villaseca precisó que a 30 de septiembre de 2016 el importe total de facturas impagadas ascendía a 1.259 millones de euros, importe provisionado en aproximadamente un 83%.

En este sentido, el director general económico-financiero de la multinacional, Carlos J. Álvarez, ha precisado que Gas Natural considera la parte restante de la deuda «recuperable», y ha añadido: «El tiempo dirá cuánto de eso vamos a recuperar y cuánto no porque no ha sido posible en el camino». En cualquier caso, el responsable financiero ha asegurado que Gas Natural dota cada factura no cobrada a los seis meses. En esta línea Villaseca ha precisado que, en lo que va de año, se han provisionado 150 millones del total de 1.259 con que está dotado.

Villaseca ha subrayado que los elevados índices de deuda y de fraude en la compañía están provocando una «delicada» situación de tesorería. Por ello, Gas Natural está «dialogando con el Gobierno colombiano» para intentar que «exista un marco regulador razonable que permita que la morosidad y el fraude se repriman también a niveles razonables», de forma que ello permita invertir en la zona, ha dicho Villaseca. Si se dan estos requisitos, «es perfectamente posible pensar en la viabilidad futura de Electricaribe; sin esto, sinceramente, nos tememos que el proyecto no cuadra sea cual sea la medida local que se tomara», ha avisado el consejero delegado.

En cualquier caso, los directivos de Gas Natural han aclarado que la sociedad matriz del grupo «no tiene prestados avales a ninguna de las deudas del grupo colombiano». Esta distribuidora cubre la zona del Caribe colombiano, que proporciona luz a 2,5 millones de clientes de bajos recursos económicos y a la industria de la zona. En concreto, Electricaribe distribuye y comercializa electricidad en los departamentos de La Guajira, Atlántico, Bolívar, Sucre, Córdoba, Cesar y Magdalena, aunque desde hace meses se multiplican las protestas en Colombia por fallos en el servicio.

En octubre trascendió que Gas Natural Fenosa reclamaba unos 1.000 millones de deuda acumulada a Colombia. Gas Natural alega que su filial Electricaribe no puede dejar de suministrar electricidad pese a su problema de morosidad y fraude, y para resolver esta situación la multinacional ha solicitado abrir un diálogo de 6 meses al amparo del acuerdo para la promoción y protección recíproca de inversiones firmado entre Colombia y España. En el caso de no alcanzar un acuerdo, una opción que está sobre la mesa es recurrir al arbitraje internacional llevando el conflicto al Ciadi, organismo que depende del Banco Mundial.

Compra plantas solares en Brasil

Respecto a las plantas solares adquiridas en Brasil a Grupo Gransolar, la compañía tiene previsto invertir aproximadamente 85 millones de euros para desarrollar el que será su primer proyecto de generación eléctrica en el país. La producción estimada del proyecto será de 154 gigavatios hora (GWh) anuales. Los parques solares, denominados Sobral I y Sertao I, de unos 60 megavatios (MW), están situados en la región de Piauí, al norte del país, y está previsto que empiecen a operar en el segundo semestre de 2017.

Los parques a desarrollar por GPG llevan asociado un acuerdo de venta de la energía generada durante 20 años, con el sistema público brasileño, a un precio aproximado de 95 euros por megavatio hora (MWh). GPG tiene previsto incrementar su capacidad instalada a nivel global en 100 MW hasta 2018, a la par que espera incorporar 2.700 MW más en 2020, fundamentalmente en energías renovables.

Gas Natural Fenosa gana 930 millones de euros hasta septiembre, un 15% menos, pero confirma sus previsiones para 2016

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Redacción / Agencias.– Gas Natural Fenosa obtuvo un beneficio neto de 930 millones de euros en los nueve primeros meses del año, lo que representa un descenso del 15% con respecto al mismo periodo del 2015, según comunicó la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

El grupo energético indicó que, considerando la venta de su participación del 20% en GNL Quintero (Chile) a Enagás, cuyo cierre está previsto en la primera quincena de este mes de noviembre y que supondrá una plusvalía neta de 50 millones de euros, la caída del beneficio neto sería del 10,4%. Eso sí, la compañía destacó que la evolución del ejercicio, “a pesar del entorno desfavorable”, hace prever que se cierre el año en torno a los 5.000 millones de euros de Ebitda y que su beneficio alcance entre 1.300 y 1.400 millones de euros, lo que confirma la implementación de su plan estratégico 2016-2020.

Precisamente el consejero delegado de Gas Natural, Rafael Villaseca, ratificó el nivel de ganancias previsto y también la política de dividendos de la multinacional, que destinará un 70% de sus beneficios a remunerar a sus accionistas. Villaseca asevera que Gas Natural está «perfectamente en línea» de cumplir con su objetivo de beneficios gracias, entre otros factores, a algunos ingresos extraordinarios previstos para el último trimestre del año. Asimismo, Villaseca indicó que también cabe esperar una mejor evolución tanto de los tipos de cambio de las monedas latinoamericanas, «que han tocado suelo y mejorarán claramente», y la «estabilización» de los precios de las materias primas energéticas.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó a cierre de septiembre en los 3.640 millones de euros, lo que supone un 6,8% menos, debido a un entorno macroeconómico en el que los precios de las materias primas energéticas han caído de forma significativa. Además, el efecto de la depreciación de las divisas, especialmente de Brasil y Colombia, tuvo un impacto negativo de 117 millones de euros. Sin este efecto, el Ebitda hubiese descendido un 3,8%. La actividad de distribución de gas aportó el 34,9% del Ebitda, la distribución de electricidad el 27,8%, la generación y comercialización de electricidad el 20,4% y el aprovisionamiento y comercialización de gas el 17%.

Por su parte, el Ebitda de las actividades en España representó el 55,1% del total y el 44,9% restante correspondió a las actividades internacionales. El Ebitda de la actividad de distribución de gas en España alcanzó los 653 millones de euros, un 1,8% menos, mientras que el de electricidad fue de 553 millones, cifra similar a la del 2015. Gas Natural Fenosa repartió un dividendo a cuenta 0,33 euros por acción en septiembre. Este pago forma parte de la política de dividendos para 2016-2018, que prevé un pay out anual del 70% con un mínimo de un euro por acción.

Por otro lado, el ebitda de la distribución de gas natural en Latinoamérica sumó 519 millones, un 1,6% más aunque, sin considerar el efecto provocado por el tipo de cambio, el ebitda habría crecido un 9%. En cuanto al ebitda de la actividad de infraestructuras, que incluye la operación del gasoducto Magreb-Europa, la gestión del transporte marítimo y la exploración, desarrollo, producción y almacenamiento de hidrocarburos, se elevó hasta septiembre a 221 millones, un 2,3% más. En cambio, la actividad mundial de aprovisionamiento y comercialización de gas aportó 398 millones al ebitda, un 33,1% menos.

La cifra de negocios del grupo presidido por Isidro Fainé alcanzó los 16.746 millones de euros entre el periodo de enero a septiembre, un 14,6% menos. Mientras, las inversiones materiales e intangibles ascendieron a 1.294 millones de euros, con un aumento del 23,9% debido, entre otros factores, a la incorporación, en el tercer trimestre, de un buque metanero por 206 millones de euros. Sin considerar este buque, la inversión crece el 4,2%. El principal foco inversor se situó en la actividad de distribución de gas natural, que representó el 36,6% del total de inversiones materiales e intangibles, frente al 32,1% de la distribución de electricidad.

En este trimestre, la energética adquirió el 37,88% de Gas Natural Chile por 306 millones de euros, elevando su participación hasta el 95%, y cerró la compra de la comercializadora irlandesa de gas y electricidad Vayu. Asimismo, el grupo indicó que en Chile está preparado para lanzar un importante plan de gasificación de acuerdo con la planificación de Gobierno, tras el inicio del proceso de reordenación y reestructuración societaria de sus actividades en el país. En lo que respecta a la filial de generación eléctrica internacional, Global Power Generation (GPG), el Ebitda alcanzó los 190 millones de euros, el 4,5% menos, debido fundamentalmente al menor Ebitda en México, que cayó un 6,1% afectado por el efecto de tipo de cambio.

A 30 de septiembre, el nivel de endeudamiento del grupo se situó en el 46,9%, porcentaje similar al de la misma fecha del 2015. La deuda financiera neta, de 16.144 millones de euros, sube un 0,7% con respecto a septiembre de 2015. El 91,1% de la deuda de Gas Natural Fenosa tiene vencimiento igual o posterior a 2018 y su vida media se sitúa en 5 años. A cierre de septiembre el grupo contaba con una disponibilidad de liquidez de 10.842 millones de euros, equivalente a todas las obligaciones financieras de más de 24 meses.

La brasileña Odebrecht comienza a construir una red de gasoductos en el norte de Argentina

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EFE.- La construcción de la red de gasoductos troncales de la provincia argentina de Córdoba, de 631 kilómetros, arrancó con la llegada de maquinaria pesada de la empresa brasileña Norberto Odebrecht. La red es considerada como la infraestructura gasística más importante de la última década en esa zona de Argentina. Con la entrada en servicio de su sofisticada maquinaria, la principal constructora de Latinoamérica se convierte en la primera en acometer esta obra de las tres empresas que participarán en ella.

Mediante una licitación internacional, Odebrecht obtuvo la adjudicación de 6 de los 10 sistemas que conforman el Proyecto Integral Gasoductos Troncales de Córdoba, por un importe de 147 millones de dólares. La construcción de estos 6 sistemas generará alrededor de 1.400 empleos directos y más de 5.000 indirectos durante los 19 meses que durarán los trabajos. Los otros cuatro fueron adjudicados a dos empresas que aún no han iniciado las fases que tienen adjudicadas y se ocupan ahora de trámites previos, según fuentes sectoriales. El volumen económico total de esta infraestructura, de la que se beneficiarán más de 700.000 personas, asciende a 8.600 millones de pesos (567 millones de dólares).

La obra adjudicada a la Constructora Norberto Odebrecht (los sistemas denominados Anillo de Córdoba-Gran Córdoba, Centro, Ruta 2, Sureste, Punilla II y Oeste) consiste en la puesta a punto de 631 kilómetros de gasoductos de distribución, ampliación de gasoductos existentes y 44 instalaciones de superficie para el abastecimiento de gas natural a las localidades de la zona. Con el cronograma de obra consensuado con la provincia argentina, la obra se iniciará por los Sistemas del Anillo de Córdoba, Gran Córdoba, Ruta 2 y Oeste. El comienzo en los dos primeros se concentrará en la construcción de la planta reguladora de presión ubicada en La Calera.

Además de la movilización de maquinaria pesada y la instalación de los obradores donde se almacenarán los materiales y equipamientos, el avance de la ingeniería ya ha permitido la compra de la mayoría de los materiales necesarios. En la construcción y montaje de gasoductos, uno de los equipos más importantes y especializados es el tiendetubos, presente en todas las fases del gasoducto. Estos equipos pesados tienen una capacidad de carga de 23 toneladas, lo que permite trabajar con la cañería en terrenos diversos. Cada uno de ellos pesa 30 toneladas.

La OPEP acuerda cooperar más y de forma regular con 6 países productores ajenos al cártel petrolero, entre ellos Rusia

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EFE / Europa Press.- Los socios de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y otros 6 productores de crudo acordaron en Viena buscar una cooperación mayor y de forma regular para acordar medidas que estabilicen el mercado mundial del oro negro. Las consultas continuarán en noviembre. Ése es el principal resultado de la reunión de representantes de los 14 miembros de la OPEP y de Rusia, Brasil, México, Azerbaiyán, Kazajistán y Omán.

En este sentido, la OPEP aseguró que los participantes “decidieron fortalecer su cooperación mediante consultas regulares, estructuradas y sostenibles” entre productores de la OPEP y otros ajenos al grupo. La OPEP y los citados países buscan un consenso para fijar una limitación de la oferta mundial de crudo con el fin de apuntalar los precios del barril, que se desplomaron hace más de dos años debido a un fuerte exceso de suministros. Rusia y Azerbaiyán expresaron su disponibilidad a contribuir de alguna manera, pero hasta ahora no han hablado de límites concretos de su producción.

La OPEP tampoco se logró hasta ahora el necesario compromiso para fijar las cuotas individuales de producción de cada socio, un paso necesario para que sea adoptada, en la próxima conferencia ministerial de la organización, una congelación de la oferta ya anunciada. Se trata de limitar la producción conjunta del grupo a un nivel de entre 32,5 y 33 millones de barriles diarios (mbd) de petróleo en 2017, por debajo de los 33,4 mbd de este verano. Por ello, debería retirar entre 400.000 y 900.000 bd para cumplir con el esfuerzo para apuntalar los precios, en niveles muy bajos debido a la sobreoferta, según el preacuerdo alcanzado por los ministros de los países en Argel.

El llamado Comité de Alto Nivel del Acuerdo de Argel, compuesto por los miembros de la organización, cerró su primera sesión sin lograr un pacto sobre los niveles nacionales de producción. No obstante, según expresó la OPEP, “los participantes compartieron su disponibilidad a fomentar el proceso de reequilibrio entre la oferta y la demanda de crudo, también mediante la puesta en práctica de acciones conjuntas coordinadas”. El objetivo es “acelerar la reducción en curso del exceso de reservas y mejorar el reequilibrio del mercado”, indicaron.

A pesar del crecimiento de la demanda mundial de petróleo, según la OPEP este año y en 2017 se mantiene “muy alto” el nivel de los inventarios, las reservas almacenadas de crudo, lo que se ve con “preocupación” por los participantes. “Además, se espera que el impacto negativo de los bajos precios del petróleo por tiempo prolongado, que ha llevado a profundos cortes en las inversiones en el sector, se extienda por un tercer año”, señalaron. “La reunión supone avanzar hacia un acuerdo en la conferencia ministerial de la OPEP que se celebrará el 30 de noviembre”, concluyó la organización.

La OPEP alaba a Rusia

“Rusia ha tenido un papel muy activo en la promoción de un acuerdo para limitar la cantidad de petróleo extraído que vincule también a países que no son miembros de la OPEP”, subrayó el secretario general de dicho organismo, Mohammad Sanusi Barkindo. “Nuestras conversaciones con países no-OPEP, en las que la Federación Rusa ha jugado un rol extremadamente activo, han sido muy constructivas”, puntualizó Barkindo. El alto cargo nigeriano recordó también “el carácter optimista” de varios países, tanto del cártel como ajenos, durante el Congreso Mundial de Energía en Estambul y “las consultas muy positivas” durante el Diálogo de Energía de la OPEP con Rusia.

“Quiero reconocer el importante papel de liderazgo que algunos de los países no-OPEP ya están jugando. Los discursos de algunos dirigentes nacionales, de países como Omán y Rusia, por ejemplo, han mostrado su apoyo a esta reunión y reflejan un amplio consenso de la importancia de compartir la colaboración con países no-OPEP”, abundó Barkindo. La adhesión de grandes productores que no son miembros del cártel al preacuerdo de congelar la producción estabilizaría o elevaría el valor del crudo, que en opinión de algunos países, como Venezuela, debería situarse en los 70 dólares por barril, en lugar de los 47 actuales, para hacer rentable la industria.

Azerbaiyán se acerca al cártel

Por su parte, el ministro de Energía de Azerbaiyán, Natig Aliyev, expresó el interés de su país en un acercamiento a la OPEP y en una posible contribución con medidas para estabilizar el mercado de crudo. Aliyev recordó que su país depende de los ingresos del petróleo y del gas, y aseguró que “Azerbaiyán está muy interesando en un contacto más estrecho con la OPEP».

Los precios del petróleo muestran una sostenida tendencia al alza después de conocerse el preacuerdo de Argel y la posibilidad de que Rusia se adhiera a él, avanzando hasta un nivel que no se veía en un año, en torno a los 50 dólares/barril. No obstante, han vuelto a bajar ante las evidencias de que los socios afrontan dificultades para ultimar los detalles del acuerdo.

Según diversas fuentes, Irak, Irán, Nigeria y Libia no estarían dispuestos a bajar su bombeo, por diversas razones. Bagdad reclama una excepción con el argumento de que necesita todos los «petrodólares» posibles para su lucha contra el grupo terrorista Estado Islámico en la ciudad de Mosul. Irán considera que antes de limitar su oferta, y tras verse perjudicado durante años por sanciones internacionales, debe recuperar el nivel de producción que tenía. También Libia y Nigeria sufren cortes de producción y exportación debido a sus conflictos internos, por lo que esperan poder recuperarse de esa situación.

El Brent en 48 dólares

Efectivamente, el barril de Brent ha vuelto al nivel de los 48 dólares en las últimas sesiones, lo que representa una depreciación superior al 3%, su menor nivel desde el pasado 28 de septiembre, cuando los países miembros de la OPEP acordaron recortar su producción de petróleo. En concreto, el precio del barril de petróleo de referencia para Europa se sitúa en 48,14 dólares. En lo que va de año, el barril de petróleo Brent se encareció un 28,7%, mientras que desde el mínimo de 27,10 dólares del pasado mes de enero ya sube más de un 77%. Por su parte, el precio del Texas, de referencia para Estados Unidos, se sitúa en 46,94 dólares.

La petrolera portuguesa Galp gana 99 millones de euros hasta septiembre, un 15% menos

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Europa Press / EFE.– La petrolera portuguesa Galp obtuvo un beneficio neto de 99 millones de euros, de acuerdo a los criterios internacionales de contabilidad, en los nueve primeros meses del año, un 15% menos que la cifra obtenida en el mismo periodo del año anterior, según comunicó la compañía. En términos ajustados, el beneficio neto contabilizado por Galp en estos primeros meses de 2016 fue de 361 millones de euros, un 26% por debajo de dicho periodo del 2015.

La cifra de negocio de la firma, una de las principales empresas de Portugal, alcanzó los 9.595 millones de euros entre los meses de enero y septiembre, un 21% menos, como consecuencia de una reducción en los márgenes de refino internacionales (diferencia entre el valor del crudo y los ingresos generados por su venta en forma de productos como la gasolina o el gasóleo) que, en el caso del Galp, pasaron desde los 6,6 dólares en los primeros nueve meses de 2015, hasta los 4 dólares actuales. La compañía atribuyó también este descenso «principalmente a la caída de las cotizaciones del petróleo, del gas natural y de los productos petrolíferos».

Aumenta su producción en Brasil

Asimismo, la producción total del petróleo y del gas natural aumentó un 62%, hasta alcanzar los 74.000 barriles de petróleo por día. A esta subida contribuyó especialmente la producción de petróleo de Brasil, que representó un 87% del total de la producción. Por el contrario, disminuyeron las ventas de gas natural, hasta los 5.203 millones de metros cúbicos, un 13% menos respecto al mismo período de 2015, «reflejo de las menores oportunidades en el mercado internacional», según indicó la compañía.

Con todo, el Ebitda (resultado bruto de explotación) se contrajo un 17%, hasta los 1.015 millones de euros, frente a los 1.229 millones de euros obtenidos en el mismo período de 2015. Además, Galp realizó inversiones por valor de 874 millones de euros en los tres primeros trimestres, un 3% más, de los que el 88% se asignaron a proyectos de exploración y producción, principalmente en Brasil. La deuda líquida se situó en los 1.631 millones de euros. En el tercer trimestre del año, Galp contabilizó un beneficio neto de 91 millones de euros, un 97% más que en 2015, mientras que los ingresos de este periodo cayeron un 10%, hasta 3.499 millones de euros.

Iberdrola destaca la política energética de Brasil y México mientras que en diciembre se verá las caras con Bankia

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EFE.- El juzgado de Primera Instancia número 89 de Madrid ha citado para diciembre a Bankia e Iberdrola en el marco de la demanda interpuesta por la compañía eléctrica por las supuestas irregularidades en la salida a bolsa de la entidad, según indicaron fuentes jurídicas. Mientras tanto, en el marco del XI Encuentro Empresarial Iberoamericano, la compañía eléctrica destacó que México y Brasil son los dos países latinoamericanos que mejor han aprendido de «los errores» de Europa.

Así lo destacó el director del Negocio de Redes del Grupo Iberdrola y presidente de Elektro Electricidade e Servicios, Armando Martínez, que señaló que estos países han desarrollado un sector energético con mejores precios, sostenible y conmodelos a 15 o 20 años de plazo. En este sentido, Martínez insistió en la necesidad de un marco legal regulatorio «estable» en cuanto a materia energética, pues es un sector que requiere de grandes inversiones y una planificación «muy detallada y muy a largo plazo» para que sea constante, algo que sí están haciendo países como México o Brasil. «Están probando que esos modelos a largo plazo, y no cambiar los marcos regulativos, es muy importante», insistió.

Como ejemplo de una visión estratégica, en el que deben convivir todas las energías, está la subasta de energía solar «única» realizada por México, sin subvenciones, que es resultado de una política que lleva desarrollando desde hace años el país. Con una mirada hacia el futuro y poniendo el foco en las energías renovables, Martínez destacó que la entidad española lleva más de 15 años trabajando en este ámbito, pero aseguró que esta energía «no es suficiente»: «Hay que mirar el sector como un todo». Concretamente en América Latina, una región con grandes recursos, hay una oportunidad renovable “muy importante”.

Litigio entre Iberdrola y Bankia

La citación para diciembre en el juzgado de primera instancia se produce tras la admisión a trámite de la demanda presentada por Iberdrola ante la justicia madrileña el pasado mayo, en la que la energética reclamaba 12,4 millones de euros como resarcimiento por las pérdidas sufridas durante la operación de 2011 en la que la compañía decidió acudir a la oferta pública de suscripción de Bankia mediante la suscripción de títulos por valor de casi 70 millones de euros, de los que se desprendió posteriormente.

En aquel momento, la eléctrica señaló que, al igual que el resto de inversores, decidió acudir al debut bursátil tras analizar la única documentación dispuesta por Bankia a tal efecto: el folleto informativo registrado en la CNMV. Sin embargo, la posterior reformulación de las cuentas de Bankia en mayo de 2012 reflejó una situación de la entidad bien distinta a la que contenía dicho folleto y que sacó a la luz un agujero patrimonial de casi 3.000 millones de euros. Por todo ello, la multinacional española alegó que la información de la OPS ofrecía una «representación errónea de la situación económica y financiera» de Bankia.

Con su demanda, interpuesta después de que el Tribunal Supremo ratificase la existencia de inexactitudes en el folleto, Iberdrola abrió la senda a los grandes inversores, como Melià y el Grupo Villar Mir, que ya ha reclamado el abono de las pérdidas por los casi 20 millones invertidos a través de las compañías OHL, Ferroatlántica y Fertiberia. El grupo asturiano Duro Felguera, que invirtió cerca de un millón de euros, ha sido la última de las empresas cotizadas en llevar ante los tribunales a Bankia, entidad a la que exige compensación por daños y perjuicios.