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El fondo canadiense Borealis compra un 15% de CLH y se hace con el 24,15% del grupo

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EFE.- El fondo Borealis Infrastructure ha llegado a un acuerdo para adquirir a GIP su participación del 15% en la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH), con lo que se hará con un 24,15% del accionariado del grupo. Según comunicó Borealis, la adquisición de la participación de GIP se cerrará previsiblemente a lo largo del primer trimestre de este año. Previamente, hace dos semanas, Cepsa anunció la venta de la participación del 9,15% que tenía en CLH a Borealis, por un importe que no detalló.

Según CLH, su principal accionista es el fondo Ardian, que controla un 25% del grupo a través de tres vehículos, Marthilores (10%), Marthilores 3 (10%) y Marthilor 2 (5%). Además, un grupo de inversores estadounidenses agrupados en el fondo GIP controla el 15% del grupo, que sería la participación que ha acordado vender a Borealis; AMP Capital Investors, un 10%, y el fondo de pensiones Omers Administration Corporation, un 9,15%.

En el accionariado también figuran el fondo bcIMC CLH (5%) y las sociedades Global Ramayana y Global Winche, con otro 5% cada una. Entre los accionistas de CLH se mantienen la petrolera Omán Oil Company, con un 10%, y las entidades financieras Abanca, Kutxabank y Crédit Agricole, con un 5% cada una. En los últimos meses, Repsol, Cepsa y BP se han desprendido de su participaciones en la empresa logística, que era del 10%, el 9,25% y el 5%, respectivamente.

Los fondos se hacen con el control de CLH tras la salida de las petroleras

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EFE.- Diversos fondos han adquirido participaciones en la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH), hasta hacerse con el control de su accionariado, tras la salida de Repsol, Cepsa y BP en los últimos meses. Según comunicó la propia compañía, actualmente su principal accionista es el fondo Ardian, que controla un 25% del grupo a través de tres vehículos, Marthilores (10%), Marthilores 3 (10%) y Marthilor 2 (5%).

Además, un grupo de inversores estadounidenses agrupados en el fondo GIP II Palma Luxco II controla el 15% del grupo; AMP Capital Investors, un 10%, y el fondo de pensiones Omers Administration Corporation, un 9,15%. En el accionariado también figuran el fondo bcIMC CLH (5%) y las sociedades Global Ramayana y Global Winche, con otro 5% cada una. Entre los accionistas de CLH se mantienen la petrolera Omán Oil Company, con un 10%, y las entidades financieras Abanca, Kutxabank y Crédit Agricole, con un 5% cada una. En los últimos meses, los principales operadores petrolíferos en España, Repsol, Cepsa y BP se desprendieron de su participaciones en la empresa logística, que eran del 10%, el 9,25% y el 5%, respectivamente.

Cepsa vende su participación del 9,15% en CLH al fondo canadiense Borealis Infrastructure

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EFE / Servimedia.- Cepsa ha vendido la participación del 9,15% que mantenía en la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH) al fondo Borealis Infrastructure, según comunicó la petrolera, que no detalló el importe de la operación. La venta, en la que BBVA ejerció de asesor financiero, forma parte del programa de optimización de activos de Cepsa, propiedad de IPIC, compañía estatal de inversiones de Abu Dhabi.

Borealis Infrastructure y Omers Private Equity es el brazo inversor del fondo canadiense de pensiones de empleados municipales de Ontario (OMERS) y se centra en activos de infraestructuras de gran tamaño, estabilidad y sólidos flujos de caja en sectores como la energía, el transporte y los servicios públicos. El año pasado, Repsol vendió a Ardian por 325 millones de euros su participación del 10% en CLH, compañía que dejó de cotizar recientemente en la Bolsa.

Irán invertirá en la construcción de una refinería de petróleo en España

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EFE.- Irán invertirá en la construcción de una refinería de petróleo en España con capacidad para 200.000 barriles de crudo al día, con el fin de garantizar la venta de hidrocarburos iraníes al exterior, según anunciaron responsables de la Compañía Nacional Iraní de Refinado y Distribución (NIORDC en inglés).

El viceministro de Petróleo y director gerente de NIORDC, Abás Kazemi, anunció que este proyecto forma parte de la iniciativa de su país de contar con refinerías en el exterior y que se desarrollará de forma conjunta con empresas españolas. «Las negociaciones están en marcha y todavía no han finalizado, pero hay varias empresas españolas que han ofrecido sus propuestas para construir esta refinería», afirmó Kazemi. El viceministro, que no citó a ninguna empresa, apuntó a que la inversión en esta planta será mixta: un 50% de origen iraní y el resto de inversores españoles.

«El objetivo de Irán al establecer una refinería en España y otras en otros países es garantizar una perdurable seguridad en las ventas y exportaciones de crudo», añadió. Según explicó, esa política de establecer refinerías en el exterior es «la forma más segura de incrementar las exportaciones», al tiempo que descartó que ese proceso sea demasiado costoso para el país ya que podrá compensar la inversión tanto por la venta de crudo como por «los altos beneficios de las refinerías«.

Irán inició en los últimos meses conversaciones con Indonesia, la India y Brasil para la construcción de refinerías en su territorio, a la espera de que culminen las sanciones que todavía pesan sobre su economía al calor del acuerdo nuclear firmado con las potencias del Grupo 5+1, que se calcula que entrará en vigor en breve. Desde que en julio se anunciara dicho acuerdo, han sido constantes los contactos entre Irán y España para que el país regrese al sector de los hidrocarburos iraní, tanto en petróleo como en gas.

Precisamente, el presidente de la Compañía Nacional Petroquímica de Irán, Abás Sharí, anunció el pasado diciembre que España «tiene un lugar asegurado» en su industria una vez que terminen las sanciones. A finales de noviembre Irán presentó ante un auditorio repleto de empresas petroleras internacionales de primer orden la nueva legislación que regirá sus contratos con inversores extranjeros en este campo. Repsol, Cepsa y Técnicas Reunidas fueron empresas españolas que enviaron representantes a la reunión.

El margen de la gasolina baja un 1,5% en octubre pero el del gasóleo sube otro 1,5%

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Redacción / Agencias.- El margen bruto promedio de la gasolina descendió un 1,5% en octubre respecto a septiembre y se situó en 17,5 céntimos de euro por litro, mientras que el del gasóleo experimentó un incremento del 1,5%, hasta 17,2 céntimos. Estos datos aparecen en el último informe mensual del mercado de distribución de carburantes elaborado por la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia (CNMC).

El precio de venta al público de la gasolina 95 en Península y Baleares disminuyó en octubre por cuarto mes consecutivo, y lo hizo en un porcentaje del 1,7%, o en 2,1 céntimos de euro por litro, hasta situarse en 1,172 euros por litro. En cuanto al gasóleo, su precio de venta al público promedio en Península y Baleares disminuyó, por quinto mes consecutivo, un 1,3%, o en 1,4 céntimos por litro, y se situó en 1,072 euros el litro.

En octubre, el promedio mensual de la cotización internacional de referencia de la gasolina disminuyó un 4%, o en 1,37 céntimos, mientras que el promedio mensual de la cotización del gasóleo se redujo en un 3,7% o en 1,33 céntimos de euro por litro. El descenso de la referencia internacional para la gasolina en dólares por tonelada fue del 3,8%, mientras que la referencia internacional del gasóleo descendió un 3,6%.

Los precios antes de impuestos promedio mensual (PAI) disminuyeron un 3%, o en 1,65 céntimos de euro por litro, en el caso de la gasolina 95 y un 2%, o en 1,08 céntimos de euro por litro, en el del gasóleo A. La demanda de carburantes de automoción se situó en octubre por encima de la demanda de octubre de 2014 en un 0,2%. Respecto a septiembre, disminuyó un 4,5%. La demanda global de productos petrolíferos disminuyó en septiembre de 2015 un 2,2% respecto al mes previo. Experimentaron descensos los fuelóleos en un 5,8%, las gasolinas en un 10,7%, y los querosenos en un 3,6%, a diferencia del GLP y los gasóleos, que aumentaron un 8,8% y un 0,3%, respectivamente.

La diferente evolución respecto al resto de países explica que España haya ascendido una posición en el ranking de precios antes de impuestos para la gasolina 95 dentro de la Unión Europea. El país se sitúa solo por detrás de Malta, Dinamarca y Bulgaria. La diferencia frente a la zona euro se eleva a 4 céntimos. Por el contrario, España tuvo en gasóleo una tendencia más propicia que la media de la Unión Europea, por lo que descendió una posición en el ranking y se situó en la novena plaza.

Las estaciones de servicio integradas en la red de distribución de BP marcaron los precios promedio más altos en gasolina y las de Repsol y Cepsa los más altos en gasóleo. Los precios promedio de los tres operadores con capacidad de refino en España fueron superiores a los de otros operadores con redes destacadas como Galp Energía y Disa Península.

La OPA de CLH es aceptada por el 71% de las acciones a las que se dirigía

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EFE / Servimedia.- La OPA de exclusión lanzada por la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH) fue aceptada por los titulares del 71,52% de las acciones a las que se dirigía de forma efectiva la oferta, según comunicó la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Las acciones quedarán excluidas de la negociación cuando la operación se haya liquidado, añade la CNMV.

En julio, la CNMV acordó admitir a trámite la OPA de exclusión presentada por CLH para las acciones que todavía cotizaban, una operación con la que buscaba sacarla de Bolsa y que ya fue aprobada por la junta de accionistas del grupo. La junta aprobó la presentación de esta OPA de exclusión para las acciones clase A y D de la compañía, las únicas que todavía cotizan y que suponen el 2,54% de su capital.

Repsol y Cepsa por libre

Algunos de los accionistas titulares de estas acciones ya habían anunciado que no acudirían a la oferta y que bloquearían sus participaciones de manera que la propuesta de compra se dirigiese, de manera efectiva, al 0,8547% del capital. De los 598.790 títulos que componen esta parte del capital, han aceptado la oferta 428.237 títulos. La compañía pagará 46,39 euros por acción, situando el desembolso total en 19,8 millones de euros. Tras anunciarse la OPA, Repsol vendió su participación del 10% al fondo Ardian por 325 millones y Cepsa reconoció que estudia desprenderse de su 9,15%.

El sector petrolero advierte del «riesgo potencial» de subidas «abruptas» si se mantiene el entorno de precios bajos del crudo

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Europa Press / EFE.- El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, destacó que las empresas del sector están haciendo «un esfuerzo» por ser competitivas en este entorno de precios bajos del crudo, que supone «una buena noticia» para países consumidores como España», pero advirtió de que existe este «riesgo potencial a futuro de cambios abruptos» que no sería bueno ni para los países consumidores ni para las empresas, por lo que pidió una «estabilidad» de precios para evitar que puedan subir «en exceso».

Imaz insistió en los riesgos que puede acarrear esta situación en «algún momento» en el que se crucen el incremento de la demanda con la incapacidad de la oferta para servirla y determinadas tensiones geopolíticas. Por ello, lo deseable, ha concluido, es que la adaptación entre oferta y demanda se haga en una «senda de precios razonables sin saltos abruptos».

Por su parte, el vicepresidente y consejero delegado de Cepsa, Pedro Miró, señaló que, si se mantiene el actual contexto de precios, las petroleras «deberán cambiar de estrategia» y aseguró que las empresas que tienen un negocio integrado «están pudiendo aguantar mejor» esta situación. «Hay que cambiar el recorte por el ahorro, pensar en tener mejores estrategias de la mano de los proveedores. No podemos pensar en grandes proyectos de refino actualmente, pero si en proyectos químicos«, dijo. A este respecto, Miró pidió «mirar hacia el pasado» y recordó que no hace mucho tiempo se hacían proyectos «a 40 dólares el barril. «Hay áreas donde podemos hacer cosas conjuntamente», subrayó.

Por otra parte, Imaz advirtió que si se quieren tener precios energéticos más competitivos es necesario pensar «en el mix energético que se quiere tener». «Tenemos que fijarnos en la garantía de suministro, en una energía competitiva y hacer todo de manera sostenible», dijo. A este respecto, el consejero delegado de Repsol subrayó que las renovables deben contar con su parte en el mix, pero teniendo «mucho cuidado» con no repetir «errores pasados«.  Imaz, que defendió la importancia de la industria y la figura del empresario, pidió además compromisos «serios y vinculantes» por todas las partes participantes en la próxima cumbre del clima de París y aseguró que Europa debe «tener cuidado» y exigir que las medidas «no sean unilaterales».

Mientras, el socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG, Alberto Martín, destacó que el coste de la energía es «clave» para la competitividad de la industria y aseguró que el nivel de interconexiones «es muy bajo y es un problema que se tiene que abordar». Además, Martín advirtió del riesgo que la ciberseguridad representa para las empresas energéticas.

Cepsa gana 453 millones de euros hasta septiembre, un 64% más gracias al refino

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EFE.- El beneficio neto ajustado de Cepsa, el denominado CCS que elimina los elementos no recurrentes y calcula los inventarios a coste de reposición, se situó en 453 millones de euros hasta septiembre, lo que supone un repunte del 64% con respecto al mismo periodo de 2014. Esta subida se justifica por los «excepcionales márgenes de refino» registrados este año, según comunicó la petrolera, que no publicó su beneficio neto sin ajustar.

Otros factores explicativos, según Cepsa, son la fortaleza del dólar, el crecimiento de la demanda de carburantes y la ventaja de tener un modelo integrado que les ha permitido compensar los bajos precios del crudo registrados. A esto añade el plan de contención de costes puesto en marcha y la reducción en un 20% de las inversiones, que se aplican ahora «con un enfoque más selectivo y buscando la mayor eficiencia en las inversiones acometidas».

En este entorno, el beneficio neto ajustado de la división de downstream (refino y comercialización) se multiplicó por 5, hasta situarse en 475 millones de euros. El margen de refino se situó en 7,9 dólares el barril hasta septiembre, frente a los 4,3 dólares del mismo periodo del 2014, gracias a la eficiencia operativa y la flexibilidad en la programación.

En cambio, la actividad de upstream (exploración y producción) ha tenido unas pérdidas ajustadas de 51 millones, frente al beneficio de 104 millones del mismo periodo del año anterior, después de que el precio del crudo haya caído a la mitad en el último año. Mientras tanto, la división de gas y electricidad ha registrado un beneficio neto ajustado de 25 millones, en línea con 2014, gracias al gasoducto Medgaz entre Argelia y España, y a la comercialización de gas.

La industria española del refino saca partido de las millonarias inversiones realizadas en plena crisis

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EFE.- La industria española del refino afronta la actual coyuntura, marcada por unos precios bajos del crudo y una recuperación de la demanda, con la ventaja competitiva que le da haber destinado más de 6.500 millones de euros de inversión desde 2008 a modernizar sus instalaciones.

En lo que se puede definir como una apuesta a «contracorriente», fruto también de decisiones aprobadas en años de bonanza, las principales petroleras del país, Repsol y Cepsa, destinaron millonarias inversiones a mejorar sus plantas en unos años difíciles, cuando la nota dominante en Europa era el cierre y caía el consumo. «Un exceso de capacidad de refino provocó desde 2009 márgenes de refino muy estrechos y cierres de más de 15 refinerías, las menos competitivas, en Europa. Mientras en España habían acometido grandes inversiones para adaptarse al mercado», explican desde BP España, que también renovó sus instalaciones de Castellón.

«Ahora, con 9 plantas con una capacidad conjunta de destilación de 1,56 millones de barriles diarios, podemos presumir de tener el refino más competitivo de Europa», destaca el presidente de la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), Álvaro Mazarrasa, quien recuerda las «alegrías» que da en la coyuntura actual este negocio especialmente intensivo en energía: el 60% de los costes de una refinería se van a esta partida.

La lógica de negocio es clara: con el petróleo barato mejoran los márgenes de las refinerías, las plantas donde se procesa el crudo para fabricar combustibles como gasóleos, gasolinas, querosenos, fuel oil, naftas y butano, entre otros; márgenes que se engloban dentro del negocio de downstream. Frente a esto, se complica la rentabilidad del negocio de la búsqueda y exploración de petróleo, el upstream. Eso se refleja en las cuentas de las petroleras, con Repsol como principal exponente en España.

La petrolera, que invirtió 4.000 millones en renovar sus refinerías de Cartagena, en el mayor proyecto industrial de España con 3.100 millones, y Bilbao, recoge en sus cuentas los frutos: en el primer semestre su negocio de downstream duplicó su resultado, un 115% más, hasta alcanzar los 973 millones de euros. «La posición del refino de Repsol, una vez finalizado su ciclo inversor, hace posible que la compañía, independientemente del escenario, pueda maximizar el resultado de este negocio», destacó Manuel Pérez Jurado, directivo de Repsol. El plan estratégico de la petrolera hasta 2020 tiene por objetivo generar, en el downstream, 1.700 millones de euros anuales de flujo de caja libre.

«El refino se ha convertido en el sostén de las cuentas de las petroleras integradas», coincide Mazarrasa. El impacto también se nota en el plano macroeconómico: las refinerías de España son desde 2012 exportadoras netas de productos con un saldo favorable en 2014 de 2,7 millones de toneladas, «una ayuda a la balanza de pagos», subrayan desde la AOP, que espera que la tendencia de precios moderados del crudo se mantenga en los próximos meses.

La clave estará cuando esta tendencia cambie. «Los márgenes de refino volverán a ser bajos al seguir sobrando capacidad de refino en Europa y competir con grandes refinerías en otras partes del mundo con costes laborales y medioambientales mucho más bajos. El reto es seguir mejorando para sobrevivir en escenarios de bajos márgenes», apuntan desde BP. Las últimas previsiones recogidas por Cepsa, que destinó unos 1.200 millones en la última década a renovar la refinería de Huelva y prevé invertir otros 1.200 millones en el refino hasta 2020, sitúan los márgenes de refino en Europa en torno a los 4 dólares a partir de 2017.

 

Cepsa explotará su cuarto campo petrolífero y doblará su producción en Emiratos Árabes Unidos

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EFE.- Cepsa empezará a explotar en Emiratos Árabes Unidos su cuarto campo petrolífero en 2016 y duplicará de esta forma su producción bruta en el país, que actualmente es de 24.000 barriles diarios, según indicó Juan Vera, director general de operaciones de la empresa. El principal objetivo de Cepsa es gestionar más campos de crudo, ya sea directamente o junto a otras compañías, aseguró Vera en la inauguración de la Conferencia y Exhibición Internacional del Petróleo, que se celebra en Abu Dhabi.

El nuevo yacimiento, Hail, se sumará a los de Mubarraz, Umm al Anbar y Newat al Ghalan, todos situados en aguas poco profundas, a 40 kilómetros de la costa de Abu Dhabi. Cepsa forma parte de la concesión de los cuatro campos de crudo, tras adquirir, a través de la empresa CEPAD (20% de Cepsa y 80% de la japonesa Cosmo Oil), una participación del 64% en el accionariado de ADOC, consorcio integrado por empresas niponas que obtuvo esas explotaciones.

Respecto a la estructura de Cepsa en Emiratos, Vera dijo que irá aumentando a medida que la compañía emprenda nuevos proyectos y que está previsto que más de la mitad de los profesionales que se vayan incorporando sean emiratíes. Haciendo referencia a la compra de Cepsa por parte de Abu Dhabi International Petroleum Investment Company (IPIC), Vera señaló que le aportó «visión a largo plazo, estabilidad para llevar a cabo proyectos industriales y una manera totalmente distinta de sortear la crisis a como lo tuvieron que hacer otras compañías españolas».

Vera explicó que el actual precio del petróleo afecta «curiosamente de forma positiva» a la situación de Cepsa en Emiratos Árabes y subrayó que «de las zonas mundiales de petróleo, probablemente los países del Golfo Pérsico sean ahora de las más interesantes». La inversión que hasta ahora ha realizado la empresa española para consolidar su presencia en Abu Dhabi es de 200 millones de dólares.

Cepsa participa en Emiratos en la recuperación de yacimientos a través de técnicas terciarias que permiten extraer porcentajes más elevados del total de crudo que existe en cada campo. Asimismo, la petrolera opera en el comercio de combustible para grandes embarcaciones, a través de Cepsa Marine Fuels, compañía radicada en Dubai desde agosto de 2014 y cuyos suministros se llevan a cabo principalmente en el puerto del emirato de Fuyirah.