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Naturgy gana 341 millones de euros hasta marzo, un 6,7% más, y prosigue en la implementación de su plan estratégico

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Europa Press.– Naturgy obtuvo un beneficio neto de 341 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa un incremento del 6,7% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior. El resultado bruto de explotación (Ebitda) de la energética a finales del primer trimestre se situó en 1.119 millones de euros, un 6,3% más.

Excluyendo los elementos no recurrentes, el beneficio neto ordinario del grupo ascendió a 377 millones de euros, un 16% más, mientras que su Ebitda ordinario alcanzó los 1.167 millones de euros a cierre de marzo, un 6% más. La cifra de ventas netas de Naturgy en el periodo alcanzó los 6.349 millones de euros. La deuda neta de la compañía a cierre del primer trimestre se situó en 15.123 millones de euros, un 1% menos.

La deuda del sistema eléctrico cae hasta los 18.851 millones de euros, pero no se terminará de pagar hasta 2028

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Europa Press.- La deuda del sistema eléctrico ascendía a cierre de 2018 a 18.851 millones de euros, tras haberse reducido en 2.143 millones de euros a lo largo del pasado año, lo que supone un descenso del 10% con respecto a los 20.994 millones de euros en que se situaba en 2017.

Según el informe sobre el estado actual de la deuda del sistema eléctrico español y sus previsiones futuras de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), se estima que ésta no se terminará de pagar hasta 2028, aunque habrá reducciones significativas en las anualidades de 2021 y de 2026 a 2028. En total, existen cuatro categorías de derecho de cobro asociados a la deuda del sistema eléctrico: el déficit 2005, los derechos de cobro de los adjudicatarios de la segunda subasta del déficit ex ante, los derechos de cobro del déficit 2013 y los derechos de cobro del Fondo de Titulización del Déficit del Sistema Eléctrico (FADE).

El derecho de cobro asociado al FADE representa la mayor parte, con casi el 82% del importe total pendiente de cobro, seguido del derecho de cobro del déficit 2013, que supone un 13%. Según indicó la CNMC, el coste medio ponderado de la deuda del sistema eléctrico en 2019, con los datos disponibles al finalizar 2018, es del 2,562%, lo que implica un descenso de 66,6 puntos básicos con respecto al ejercicio de 2018. El coste de la anualidad correspondiente a 2018 de la deuda del sistema eléctrico asciende a 2.738 millones de euros, un 2,81% inferior a la anualidad total satisfecha en 2017, que ascendió 2.818 millones de euros.

Desde 2014, el sistema eléctrico español ha registrado superávit un año tras otro, después de sumar 14 ejercicios consecutivos de déficits anuales. Concretamente, el superávit fue de 550 millones de euros en 2014, en 2015 ascendió a 469 millones de euros, en 2016 se situó en 422 millones, y en 2017 fue de 150 millones. Así, el superávit acumulado en estos ejercicios asciende a 1.591 millones de euros. No obstante, de esta cantidad, 638,5 millones de euros se han destinado a la financiación del bono social y proyectos de inversión en energías renovables de territorios no peninsulares. En consecuencia, existe un saldo de 952,5 millones de euros en la cuenta específica donde está depositado el superávit más los intereses generados.

De acuerdo con la Ley 3/2017, diversas órdenes ministeriales han determinado que parte del superávit acumulado en estos años se destinara a financiar las cantidades abonadas por varias sociedades en concepto de bono social, tras diversas sentencias anulatorias del Tribunal Supremo. Concretamente, los importes de 2014, 2015 y 2016 por un total de 518,5 millones de euros. Igualmente, de acuerdo con lo establecido en la Ley 3/2017 y la Ley 6/2018, se han dedicado 120 millones de euros para ayudas a la inversión en instalaciones renovables en territorios no peninsulares.

Cesce deberá asumir indemnizaciones por cerca de 100 millones de euros por seguros con Abengoa

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Europa Press.- La Compañía Española de Seguros de Crédito a la Exportación (Cesce) deberá asumir alrededor de 97,4 millones de euros por 24 pólizas relacionadas con el Grupo Abengoa. Así figura en su Informe de fiscalización del Fondo de Reserva de los riesgos de la internacionalización, ejercicio 2017 realizado por el Tribunal de Cuentas y que recoge que, en enero de 2016, esta entidad tenía riesgo vivo con Abengoa por importe total de 116 millones de euros y 99,5 millones de dólares.

De estas pólizas, el importe que Cesce deberá indemnizar asciende, al menos, a 75,5 millones de euros y 25 millones de dólares, entre riesgo procedente de crédito comprador, de seguro a fiadores por riesgo de ejecución de avales y de seguro a fiadores por riesgo de garantías bancarias. Respecto el crédito comprador, Cesce había asegurado a 3 entidades financieras con 8 pólizas concedidas a distintas empresas del Grupo Abengoa (deudores y garante, respectivamente frente a Cesce), de las que deberá indemnizar 25 millones de dólares y 54,6 millones de euros, el importe vivo en 2016.

De todas estas cantidades, Cesce aún no abonó las indemnizaciones por 4 pólizas con una de las tres entidades financieras, que deberá pagar paulatinamente hasta 2020, a medida que venzan las cuotas del crédito, hasta un total de 35,8 millones de euros. Para estas 4 pólizas, señala el Tribunal de Cuentas, Cesce instruyó al asegurado para que bloquease las disposiciones de los créditos, por lo que no tuvo que indemnizar 9,2 millones de euros ni se dispuso de la totalidad del crédito denominado en dólares.

Respecto a las pólizas de seguro a fiadores por riesgo de ejecución de avales, 15 en total suscritas entre junio de 2012 y abril de 2015, el riesgo vivo fue disminuyendo hasta situarse en enero de 2016 en 56,5 millones de euros y en 74,5 millones de dólares. Sin embargo, Cesce había llegado a asumir inicialmente un riesgo máximo de 77 millones de euros y 157 millones de dólares, con una cobertura de entre el 95% y el 34,7%, cuando el porcentaje más habitual, según el Tribunal, es del 50%.

Según la fiscalización realizada, estos seguros tuvieron que prorrogarse en numerosas ocasiones, autorizándose por la Comisión de Riesgos por Cuenta del Estado (CRE) la suscripción de los correspondientes suplementos a las pólizas con el consiguiente pago de la prima. Este riesgo fue disminuyendo a medida que avanzaban los proyectos, y hasta mayo se habían ejecutado avales de 2 pólizas, en 2016 y 2018, por un importe total de 16,2 millones de euros. Sin embargo, 9 pólizas aún tenían riesgo vivo por 25,1 millones de euros y 33 millones de dólares.

Otras cuatro pólizas, suscritas en el 2015, tenían un riesgo vivo en enero de 2016 de 3,8 millones de euros y 23,4 millones de dólares, cancelándose estas fianzas ese año antes de su vencimiento pues, según ha manifestado Cesce al Tribunal de Cuentas, el proyecto, la construcción de una planta termosolar en Israel, se vendió, tal y como preveía el plan de viabilidad de Abengoa.

Por último, la única póliza procedente de un seguro a fiadores por riesgo de garantías bancarias se cerró con una indemnización total de 4,7 millones de euros entre 2016 y 2017. Cesce es una sociedad mercantil participada mayoritariamente por el Estado, con una representación del 50,25% en su capital social. El resto de accionistas son Grupo Banco Santander, con una participación del 23,88%, BBVA, con el 16,30%, otros bancos, con el 5,67%, y otras compañías de seguros, con el 3,90%.

Abengoa suscribe un contrato de bloqueo con sus principales acreedores del New Money 2 y abre un proceso de adhesión

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Europa Press.– Abengoa ha suscrito un contrato de bloqueo o lock-up con un conjunto de entidades financieras e inversores que ostentan la mayoría del llamado New Money 2, el tramo 2 de la deuda «nueva» de la empresa andaluza tras el acuerdo de reestructuración alcanzado en 2017, en el marco del proceso de reestructuración financiera, para lo que ha abierto un proceso de adhesión para el resto de sus acreedores financieros, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Hasta finales de este mes

Los acreedores de este contrato acuerdan dejar en suspenso el ejercicio de determinados derechos y acciones bajo dichas financiaciones frente a las sociedades correspondientes del grupo Abengoa hasta el próximo 31 de enero o cualquier fecha long-stop posterior acordada por las partes, adoptar las acciones necesarias para apoyar o implementar la propuesta de reestructuración financiera y entablar negociaciones para firmar un contrato de reestructuración antes de la fecha long-stop y no vender o transmitir su deuda hasta esa fecha. A estos efectos, la sociedad ha informado al resto de sus acreedores financieros del proceso de adhesión al contrato de bloqueo.

Por su parte, requirió su adhesión al contrato a los titulares de la emisión de bonos senior de Abengoa Abenewco 1 de 26,09 millones de euros a un tipo de interés del 5/9% y vencimiento en 2021, la emisión de bonos garantizados de Abengoa Abenewco 2 de 492,65 millones de euros y vencimiento en 2022 o por importe de 424,04 millones de dólares y vencimiento en 2022 y la emisión de bonos garantizados de Abengoa Abenewco 2 por 495,26 millones de euros y vencimiento en 2023 o 249,43 millones de dólares y vencimiento en 2023.

Moody’s eleva el rating de Repsol con perspectiva estable

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Europa Press.- La agencia de calificación crediticia Moody’s ha elevado hasta Baa1, desde Baa2 el rating de Repsol como emisor a largo plazo debido al desempeño de la compañía en un momento de «precios del petróleo volátiles». Moody’s ha destacado la «mejora material» de los indicadores crediticios de la firma durante los dos últimos años y ha valorado de forma positiva la decisión de la compañía de «adaptar» su modelo de negocio a un modelo de transición energética.

Así, la agencia de calificación explicó que Repsol ha mejorado su beneficio bruto de explotación (Ebitda) y su flujo de caja con respecto a 2016, cuando decidió mantener el rating. Moody’s espera que las operaciones de downstream de Repsol seguirán siendo resilientes y mantendrán su sólida contribución a los ingresos. Eso sí,Moody’s ha advertido de que si la deuda no se reduce al ritmo «esperado», su nota como emisor podría volver a descender. En este sentido, aunque la posibilidad de otra subida a medio plazo es «limitada», una ejecución «exitosa» de su estrategia de transición energética y una mejora del negocio de upstream (exploración y producción) podría llevar a un alza adicional del rating.

Endesa gana 1.193 millones hasta septiembre, un 10% más, impulsada por el mercado liberalizado y pese al incremento del pool

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Europa Press.- Endesa obtuvo un beneficio neto de 1.193 millones de euros en los 9 primeros meses del año, lo que representa un incremento del 10% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, impulsada por el buen comportamiento del mercado liberalizado, la estable evolución del mercado regulado y la recuperación del margen del negocio de gas.

Los ingresos de la energética en el periodo de enero a septiembre ascendieron a 15.353 millones de euros, un 4% más que en los 9 primeros meses de 2017. El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo se situó en 2.791 millones de euros a cierre de septiembre, con un crecimiento de casi el 10%, mientras que el beneficio operativo (Ebit) fue de 1.644 millones de euros, un 11% más.

La compañía registró estos resultados en un contexto de elevados precios de las materias primas energéticas y de alza significativa de los precios del CO2 lo que ha dado lugar, a su vez, a elevados precios en el mercado mayorista, a pesar de que la generación hidráulica alcanzó niveles elevados de los 10 últimos años y de que la producción eólica se incrementó un 3,3%.

El consejero delegado de Endesa, José Bogas, destacó que, en este contexto de precios altos, la compañía «ha dado muestras otra vez de su capacidad para realizar una gestión efectiva de sus negocios en un entorno complejo y cambiante». Asimismo, valoró que Endesa ha realizado en el periodo «un esfuerzo inversor muy relevante en nueva capacidad renovable (+37%), lo que se enmarca en los compromisos asumidos por la compañía para impulsar un periodo de transición energética que permita avanzar hacia un sistema energético totalmente descarbonizado en 2050». El grupo anticipó que cumplirá los objetivos comprometidos para 2018, en el que prevé un beneficio neto de unos 1.400 millones de euros y un Ebitda en torno a 3.400 millones de euros.

La evolución del Ebitda se vio impulsada por la estrategia de la compañía en el mercado liberalizado, que ha permitido incrementar el margen de este negocio en un 13%, lo que ha llevado a que el Ebitda del mismo haya crecido un 23%. El margen bruto del negocio liberalizado aumentó en 212 millones de euros, que se convierten en 295 millones de euros una vez eliminados los efectos no recurrentes del año pasado, principalmente el reembolso del bono social eléctrico de los años 2015-2016 contabilizados en el tercer trimestre de 2017, el ajuste a precios de mercado y otros ajustes en el sector del gas y las liquidaciones de años anteriores en territorios no peninsulares.

Elevados precios del mercado mayorista

La compañía presidida por Borja Prado indicó que esta mejora se debe fundamentalmente a la buena gestión del mercado de electricidad, «a pesar de los elevados precios del mercado mayorista, que han aumentado un 10%, hasta situarse en 55,4 euros por MWh». Además, el negocio del gas elevó su contribución al margen bruto de Endesa a 107 millones de euros en el periodo. Excluidos los no recurrentes de 2017, este negocio mejora en un 200%.

Mientras, el negocio regulado incrementó su margen en un 2%, un 5% en términos ajustados, principalmente por la mejora en la retribución de la distribución, lo que ha llevado a un incremento del 3% en el Ebitda regulado, situándose en 1.806 millones de euros, un 6,5% más en términos comparables. Las inversiones brutas del grupo se situaron en 866 millones de euros hasta septiembre, un 37% más, debido, principalmente, a las destinadas a la construcción de la potencia eólica y fotovoltaica, adjudicada a la empresa en las subastas celebradas en 2017, así como a las inversiones efectuadas en la central de As Pontes para su adaptación a la Directiva de Emisiones Industriales (DEI) europea, que entrará en vigor en 2020.

Por su parte, la deuda financiera neta de Endesa, que se situaba en septiembre en 6.640 millones de euros, aumentó en 1.655 millones de euros con respecto al cierre de 2017 como consecuencia, entre otros factores, del pago de dividendos por importe de 1.470 millones de euros, de las inversiones realizadas en el periodo, de la adquisición de 5 parques eólicos de Gestinver, por 42 millones de euros, y de la compra de la distribuidora y comercializadora Eléctrica de Ceuta, por 83 millones de euros.

En el periodo de enero a septiembre, la producción de Endesa cayó un 4,6% como consecuencia del menor hueco térmico. Las tecnologías libres de emisiones de CO2 representaron el 50,5% de su mix de generación peninsular hasta septiembre, superando el 45,8% alcanzado en el mismo periodo de 2017. Endesa alcanzó unas cuotas de mercado del 24,2% en generación peninsular, del 43,7% en distribución y del 33,6% en ventas de electricidad a clientes del mercado liberalizado. El número de clientes en el mercado liberalizado de la empresa era a cierre de septiembre de 5,67 millones, con un aumento del 1,4% con respecto a 2017. En gas, Endesa alcanzó una cuota de mercado del 16,2% en ventas a clientes del mercado liberalizado.

Naturgy pierde 3.040 millones de euros hasta septiembre por registrar un deterioro de activos por valor de 4.900 millones

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Europa Press.– Naturgy registró unas pérdidas de 3.040 millones de euros en los nueve primeros meses del año como resultado del deterioro de activos de más de 4.900 millones de euros realizado en la primera mitad del año, según indicó la compañía a la CNMV. Excluyendo este impacto y elementos no recurrentes, el resultado neto recurrente creció un 38%, hasta 877 millones de euros, por la mayor actividad, menor amortización, y menores gastos financieros resultado de la optimización de la deuda del grupo.

A finales del pasado mes de junio, con motivo de la presentación de su nuevo plan estratégico, Naturgy ya anunció esta revisión del valor de sus activos llevada a cabo como consecuencia de la actualización de las principales hipótesis y proyecciones de los negocios, lo que motivó un deterioro contable de 4.851 millones de euros, que impacta significativamente y de forma extraordinaria en la cuenta de pérdidas y ganancias consolidada del año. Así, el grupo indica que el resultado contable, «no comparable, queda distorsionado por la inclusión de este deterioro de activos contabilizado a cierre del primer semestre» de 2018.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó hasta septiembre en los 2.976 millones de euros, incluyendo los elementos no recurrentes. Sin considerar estos últimos, el Ebitda recurrente creció un 10.1%, hasta los 3.248 millones de euros, principalmente apoyado por la mejora en el negocio de Gas y Electricidad, así como en la estabilidad de los negocios de infraestructuras; lo que ha permitido a la compañía más que compensar el efecto negativo de los tipos de cambio por importe de 182 millones de euros. El crecimiento comparable y recurrente estuvo impulsado por la actividad en todas las unidades de negocio cuya contribución al Ebitda aumentó cerca de 500 millones de euros, excluyendo el impacto negativo por la devaluación de divisas.

Naturgy destacó que la implementación de su plan estratégico 2018-2022 empieza a dar resultados, ya que en sólo 3 meses se han simplificado tanto la estructura organizativa como la de gobierno corporativo y se ha llevado a cabo un proceso de revisión de activos; se han creado dos comités globales (opex y capex) con el objetivo de profundizar en los planes de eficiencia. Además, en este periodo el grupo ha renovado su principal contrato de suministro con la argelina Sonatrach, ha avanzado en la optimización de la estructura de capital con emisiones de deuda en moneda local en las filiales extranjeras y ha conseguido nuevas adjudicaciones de plantas de generación renovable en Australia y España.

En el periodo, el grupo invirtió 1.593 millones de euros, un 41,9% más, de los cuales más del 70% se destinó a proyectos de crecimiento orgánico que cumplen los estrictos criterios de creación de valor del grupo. La deuda neta ascendía en septiembre a 13.575 millones de euros, un 10,4% menos que en 2017. El grupo indicó que la caída en deuda neta/Ebitda a 3,5 veces, frente a las 3,9 veces de diciembre del 2017, junto con la mejora del Ebitda/coste de la deuda financiera neta hasta 7,4 veces, desde 6,4 veces del 2017, «pone de manifiesto el fortalecimiento de su solidez financiera durante los primeros nueve meses del año».

Por unidades de negocio, Gas&Power registró un Ebitda recurrente de 1.003 millones de euros, debido principalmente al negocio internacional de GNL y la comercialización de gas, como consecuencia de la renovación del acuerdo con Sonatrach y una mejora en los precios de comercialización. Mientras, el negocio de Infraestructuras EMEA se mantuvo estable durante los primeros meses del año con un incremento del Ebitda recurrente hasta los 1.357 millones de euros. Por su parte, el resultado del negocio de Infraestructuras América del Sur se vio afectado por la evolución negativa del tipo de cambio que impactó en 132 millones el EBITDA.

Por otra parte, el consejo de administración de la energética ha aprobado el pago de un segundo dividendo a cuenta de los resultados de 2018 de 0,45 euros por acción, que se abonará el próximo 27 de noviembre. La compañía avanza así en sus compromisos en cuanto a la política de dividendos, que marca el objetivo de un dividendo total de 1,3 euros por acción con cargo a este presente ejercicio, un 30% más que en 2017. Desde este 2018, la energética presidida por Francisco Reynés se ha comprometido a aumentar un mínimo del 5% anual hasta alcanzar los 1,59 euros por acción en 2022.

Fitch mejora a positiva la perspectiva de Repsol y abre la puerta a elevar su rating en año y medio

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Europa Press.- La agencia de calificación crediticia Fitch Ratings mejoró la perspectiva del rating de Repsol de estable a positiva, gracias al «fuerte progreso» que ha realizado la firma reduciendo su apalancamiento, al tiempo que ha mantenido el rating BBB como emisor a largo plazo y considerará mejorar su rating si el rendimiento de Repsol se mantiene en línea con sus previsiones.

Según Fitch Ratings, la mejora de la perspectiva también refleja su estimación de que para el periodo 2018-2021 Repsol mantendrá la ratio entre los ingresos de sus operaciones y la deuda neta por debajo de las 2,5 veces. «Creemos que la división de upstream geográficamente diversificada de Repsol y su sólida división de downstream forman un sólido perfil de negocio que ya es acorde con la calificación BBB+», explicó Fitch.

Mubadala retrasa la salida a Bolsa de la petrolera Cepsa por la incertidumbre en los mercados internacionales

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Europa Press.- Mubadala, el fondo soberano de Abu Dhabi y accionista único de Cepsa desde 2011, ha decidido retrasar la oferta de venta de acciones en marcha, dirigida a inversores institucionales y a empleados, al considerar que la inestabilidad que sufren los mercados afecta a la valoración de la compañía.

«Los acontecimientos económicos internacionales más recientes han sembrado una gran incertidumbre en los mercados internacionales de capitales. En este escenario, el apetito de los inversores internacionales se ha retraído de manera significativa y, por ende, su predisposición a participar en procesos de salida a Bolsa como el que estaba llevando a cabo Cepsa», subrayó la petrolera a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Pese a ello, Mubadala ha manifestado su vocación de continuidad como inversor a largo plazo. «El proceso de presentaciones a analistas y potenciales inversores, en unas condiciones desfavorables del mercado, ha reforzado la convicción de Mubadala del valor de Cepsa, de la solidez de su Plan Estratégico 2030, de su destacada posición de liderazgo en el mercado y potencial de crecimiento», ha subrayado la compañía.

Cepsa tenía previsto regresar a Bolsa valorada en un mínimo de 7.010 millones de euros y un máximo de 8.081 millones de euros, según el folleto de oferta pública de venta (OPV). El grupo había fijado una horquilla de precio para su regreso a la Bolsa de entre 13,1 y 15,1 euros por acción, con lo que Mubadala estimaba captar hasta unos 2.019 millones de euros por el 25% del capital. Esta valoración estaría en torno a los 10.000 millones de euros en que se cifraba la operación si se incluyen los 3.000 millones de euros de deuda que el grupo tiene en su balance.

La Plataforma Boliviana frente al Cambio Climático denuncia que los 12 grandes proyectos hidroeléctricos del país podrían triplicar su deuda

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EFE.- Los planes de Bolivia de construir en los próximos años 12 grandes presas hidroeléctricas pueden duplicar y hasta triplicar la deuda del país y causar daños graves en el ecosistema, según denunció la Plataforma Boliviana frente al Cambio Climático.

Así lo afirma Martin Vilela, coordinador de Justicia Climática de la ONG, durante la Conferencia sobre el Cambio Climático que tuvo lugar en Bangkok.

Vilela afirmó que los casos más preocupantes son las presas de Bala-Chepete y Rositas en la cuenca amazónica que no han contado, según él, con una consulta informada previa de las comunidades e invadirán terrenos de parques naturales.

El activista boliviano añadió que las hidroeléctricas, proyectadas para exportar energía, producirán electricidad a precios no competitivos en un mundo que avanza hacia otras tecnologías renovables.

También se mostró preocupado por la apuesta del Gobierno de Evo Morales por el biocombustible, lo que significará que la deforestación aumente desde las 200.000 o 340.000 hectáreas anuales en la actualidad a 420.000 hectáreas por año en el futuro.

En su opinión, el fracking de hidrocarburos y la energía nuclear, también incluidas en los planes del Gobierno boliviano, asimismo son contraproducentes.

«En Bolivia vivimos un gran desafío porque el Gobierno solo entiende el desarrollo como crecimiento económico», indicó Vilela.

El activista denunció que en este sentido las autoridades bolivianas han perseguido en los últimos diez años «un modelo de industrias extractivas en energía».

Las ONG bajo la plataforma demandan que los países desarrollados abandonen las fuentes de energía contaminantes en 2030 y las naciones en desarrollo lo hagan en 2050, como muy tarde.

También exigen una moratoria a la energía nuclear a partir de 2019 y la prohibición de la hidrofracturación o fracking de gas y petróleo.

Los delegados en Bangkok negocian un manual de normas y directrices que incluya metas, calendarios y políticas para que los países reduzcan sus emisiones de gases contaminantes, responsables del calentamiento global, de acuerdo con el Acuerdo de París (2015).

Uno de los escollos en las negociaciones es cómo van a hacer efectivo los países desarrollados los 100.000 millones de dólares anuales que se han comprometido a aportar a las naciones en desarrollo a partir de 2020 para luchar contra el cambio climático y paliar sus efectos.

La cita de Bangkok, en la que participan más de 1.400 delegados de 182 países, es la última reunión preparatoria antes de la Cumbre del Clima (COP 24) que tendrá lugar en Katowice (Polonia) en diciembre.