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La francesa EDF revisa a la baja su previsión de beneficio para este año por los controles a sus nucleares

EFE.- La estatal Electricité de France (EDF) ha revisado a la baja la horquilla de su beneficio para 2016 debido a la menor producción de sus centrales nucleares en 2016 y 2017, a causa de los controles suplementarios que tiene que realizar por razones de seguridad.

EDF señaló que ahora espera un beneficio bruto operativo (ebitda) de entre 16.300 y 16.600 millones de euros, frente a los 16.800 millones previstos con anterioridad. La principal razón de esa modificación es la revisión a la baja de la producción de sus nucleares y la nueva regulación sobre las tarifas de electricidad en Francia, después del dictamen del Consejo de Estado del pasado junio.

Prolongación de parada de nucleares

La eléctrica estatal explicó que su producción nuclear se situará este año entre 380 y 390 teravatios hora y no entre 395 a 400 teravatios hora por la prolongación de la situación de parada en algunos reactores, en particular dos de la central de Tricastin, en el sur. La empresa lo atribuyó a la necesidad de completar los controles que miden la concentración en carbono en diferentes puntos de los fondos de generadores de vapor fabricados por la compañía japonesa JCFC para Areva. Para 2017, la producción de sus reactores atómicos se quedará en una horquilla de entre 390 y 400 teravatios hora debido a los controles y verificaciones por los problemas detectados por Areva.

La brasileña Petrobras recorta un 25% sus inversiones hasta 2019 y pasará por un duro ajuste para reducir su deuda

EFE.- La petrolera Petrobras, la mayor empresa de Brasil, pasará por un duro ajuste en los dos próximos años, con una reducción del 25% de sus inversiones, la venta de 19.500 millones de dólares en activos, y recorte de costes y de plantilla, para poder reducir el enorme peso de la deuda en sus operaciones. El anuncio lo realizó el presidente de la petrolera estatal, Pedro Parente, al presentar el nuevo plan de negocios de la compañía para el quinquenio 2017-2021.

«Es un plan que tiene dos años de preparación, de ajuste, de más aprieto, de más austeridad, para que podamos, al final de esos dos años, volver a crecer en condiciones saludables pero siempre disciplinadas», dijo Parente. El objetivo del plan, explicó el ejecutivo, es reducir el actual alto coste de la deuda en las operaciones de la compañía, que provocó un fuerte salto en los pagos de intereses y un aumento de los costes de captación. La deuda neta de Petrobras pasó de unos 30.303 millones de dólares en 2011 hasta unos 118.200 millones de dólares a finales de 2015 básicamente, explicó Parente, por la inversión en proyectos sin retorno en los últimos años.

El director financiero, Iván Monteiro, explicó que el empeoramiento de la nota de calificación elevó las primas que el mercado le cobra para financiarse, por lo que la empresa prefiere hacer «un gran esfuerzo» para reducir costes antes que pagar más intereses. Mientras que Petrobras pagaba intereses del 3,1% anual por la deuda que lanzaba al mercado en 2013, ahora tiene que ofrecer el 8,6%. El valor pagado en intereses subió desde 1.700 millones de dólares en 2009 hasta 6.300 millones de dólares en 2015.

Petrobras se propone reducir la relación entre su deuda neta y sus beneficios operativos desde 5,3 en 2015 hasta 2,5 en 2018, meta que estaba prevista para 2020. Así, la intención es realizar las inversiones «sin necesidad» de buscar financiación adicional hasta 2021. Adelantar el cumplimiento de esa meta «no es algo simple de hacer, pero es muy importante» para alcanzar «la salud financiera», en palabras de Parente. El coste de la deuda se convirtió en un desafío adicional y mayor para Petrobras, que ya había adoptado medidas de ajuste para reducir su tamaño y hacer frente a la crisis derivada de la caída de los precios del crudo, la recesión en Brasil, la depreciación del real y la corrupción.

Reducir sus inversiones un 25%

Para hacer frente a ese problema, Petrobras anunció una reducción del 25% sus inversiones, desde los 98.400 millones de dólares del quinquenio 2015-2019 hasta los 74.100 millones de dólares para el período 2017-2021. De esas cifras, el 82% se dedicará al área de exploración y extracción de crudo, el 17% al refino y el 1% al resto de operaciones. La empresa, controlada por el Estado, también recortará aún más su plantilla, de la que ya fueron eliminados 9.670 puestos de trabajo desde 2014 con planes de despidos voluntarios, así como 114.000 empleos de empresas subcontratadas. La compañía también se fijó como meta reducir en un 18% sus gastos operacionales hasta 2021, hasta 126.000 millones de dólares en el próximo lustro.

También propone aumentar su plan de venta de activos, desde 15.100 millones de dólares en 2015 y 2016, hasta 19.500 millones de dólares en 2017 y 2018, lo que supondrá deshacerse de sus negocios de biocombustibles, de distribución de gas licuado (GLP), de fertilizantes y de sus participaciones en petroquímica, aunque pretende mantener sus «competencias tecnológicas en áreas con potencial desarrollo». También pretende «reestructurar» su área de energía termoeléctrica y alterar el «posicionamiento» de su negocio de lubricantes, para concentrarse en la producción de hidrocarburos.

La empresa aclaró que el fuerte ajuste no le impedirá cumplir la meta operativa que ya se había impuesto, de elevar su producción de petróleo y gas natural desde 2,62 millones de barriles diarios en 2017 hasta 3,41 millones en 2021. «Petrobras se deshará de algunos activos pero no será una empresa menor en petróleo y gas. Experimentaremos un crecimiento de entre el 30% y el 40%, especialmente de petróleo. Superaremos la producción de 3,4 millones de barriles por día en 2021″, dijo Parente. La empresa ha contemplado que el precio del petróleo Brent será de 48 dólares en 2017, subirá a 56 dólares un año después, a 68 dólares en 2019 y se estabilizará en 71 dólares para 2021.

La petrolera estatal de Venezuela PDVSA anuncia una oferta de canje de bonos por 7.000 millones de dólares

EFE.- El presidente de la estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA) y ministro de Petróleo, Eulogio Del Pino, anunció una oferta pública de canje de 7.000 millones de dólares por bonos que tienen vencimiento en 2017, 2018, 2019 y 2020. «Las calificadoras de riesgo que han evaluado el canje califican como positiva la oferta realizada a los tenedores de bonos«, escribió posteriormente en Twitter.

En mayo pasado, PDVSA informó a los tenedores de papeles venezolanos de que se inició el pago de intereses de los bonos de la petrolera emitidos en 2011, 2012, 2013 y 2014, con vencimiento al 2021, 2035, 2026 y 2024. De acuerdo con las condiciones preestablecidas en los papeles emitidos en noviembre de 2011, mayo de 2012, noviembre de 2013 y mayo de 2014 respectivamente, ya se efectuaron los pagos de intereses, correspondientes al semestre terminado en mayo de 2016. «De esta forma, PDVSA honra el compromiso adquirido con el pueblo y todos los inversionistas de los bonos emitidos por la empresa, lo que ratifica la solidez financiera de la principal industria de los venezolanos», apuntó entonces la petrolera estatal.

El beneficio de la petrolera argentina YPF cae un 97,7% el primer semestre

EFE.- La petrolera YPF, controlada por el Estado argentino, anunció que en el primer semestre del año registró una ganancia neta de 6,7 millones de dólares, un 97,7% menos que en el mismo período de 2015. Estos resultados fueron aprobados por el consejo de la compañía argentina «en un escenario marcado por la crisis por la que atraviesa el sector producto de la caída de los precios, tanto a nivel internacional como local».

La compañía informó de que en el segundo trimestre registró una pérdida de 50 millones de dólares, frente al beneficio de 152,6 millones de dólares en el mismo período de 2015, por el «impacto negativo que tienen las amortizaciones y el impuesto a las ganancias en un escenario de devaluación de la moneda local». En la primera mitad del año, la compañía estatal registró un beneficio operativo de 460,8 millones de dólares, con una caída interanual del 31%. Además, obtuvo ingresos ordinarios por valor de 6.624,1 millones de dólares, con un alza interanual del 32,7%. Asimismo, precisó que sus inversiones en este período alcanzaron los 1.942,7 millones de dólares, un 7,9% más que en 2015.

La prensa oficial china advierte a Londres contra la posible suspensión del proyecto nuclear de Hinkley Point

EFE.– El Reino Unido «está poniendo en riesgo la duramente forjada confianza mutua con China», advirtió la agencia oficial Xinhua en un artículo crítico con la decisión de Londres de replantearse la aprobación de una central nuclear con capital chino-francés en Hinkley Point (oeste de Inglaterra). La revisión del proyecto, anunciada recientemente por el nuevo Gabinete de la primera ministra británica, Theresa May, «preocupa y siembra interrogantes en la comunidad internacional acerca de su apertura hacia la inversión extranjera».

Ello, además, en un momento en el que el Reino Unido «está luchando por salir adelante tras el Brexit, para lo que la apertura es la clave», indica el artículo de Xinhua, en alusión a la decisión británica mediante referéndum de salir de la Unión Europea. «Dar luz verde a un proyecto de 24.000 millones de dólares (18.000 millones de libras, 21.000 millones de euros) nunca va a ser una decisión fácil, y China entiende y respeta la petición de más tiempo para reflexionar, pero no puede comprender las sospechas surgidas de la nada«, añade.

Temor al “muro de proteccionismo”

El proyecto, capaz de generar el 7% de la energía necesaria en todo el Reino Unido, «ahuyenta los miedos sin fundamento y con aroma de ciencia ficción» que en algunos sectores atribuían a China el poder de controlar la infraestructura, subraya la agencia estatal china. Según Xinhua, los recelos del nuevo Gobierno británico perjudican a éste, «por el temor de que esté edificando un muro de proteccionismo que dañe su credibilidad como economía abierta», lo que «podría ahuyentar a inversores chinos y de otras partes del mundo en el futuro«.

La central de Hinkley Point es un proyecto chino-francés en el que la firma del país asiático CGN se hace cargo del 33% de la inversión, mientras que el resto corre a cuenta de la francesa EDF, donde también hay dudas por el alto coste del plan y el largo plazo que requiere, ya que no iniciaría operaciones hasta 2030. La participación china en el proyecto se firmó el año pasado durante el viaje oficial al Reino Unido del presidente, Xi Jinping. «China puede esperar que un Gobierno británico razonable tome decisiones responsables, pero no puede tolerar acusaciones contra su sincera y benigna intención en favor de una cooperación de beneficio mutuo», afirma ahora Xinhua.

Moody’s asegura que la calidad crediticia de compañías mexicanas como la petrolera estatal Pemex seguirá estable

EFE.- La agencia de medición de riesgos Moody’s aseguró que la calidad crediticia de las compañías mexicanas permanecerá estable hasta mediados o finales del próximo año gracias al «crecimiento económico modesto de México». Moody’s apuntó a que otro factor favorable al respecto es que las corporaciones del país mantienen perfiles de liquidez estables. «Actualmente la mayoría de las compañías mexicanas tienen un riesgo de liquidez medio o bajo, y deberían ser capaces de cubrir sus pagos de deuda, gastos operativos e inversiones de capital», apuntó.

Moody’s pronosticó que la producción de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex), que desde marzo cuenta con calificación Baa3 (escalón previo al grado especulativo), continuará bajando alrededor de un 5% anual. Sin embargo, «la compañía continuará siendo el contribuyente individual más importante para el presupuesto del Gobierno, por lo que su carga fiscal continuará muy fuerte en el futuro previsible». Los precios del petróleo no se recuperarán lo suficiente durante el próximo debido a que el sector del petróleo y el gas continuará «estresado«. Esto provocará que Pemex, aseguró Moody’s, «dependa de financiación externa, cuanto menos, para inversiones de capital».

Areva perdió 120 millones de euros en el primer semestre, un 41,75% menos

EFE.- Areva perdió 120 millones de euros en el primer semestre, un 41,75% menos que en el mismo periodo de 2015 según anunció el grupo nuclear francés, que está en pleno proceso de reestructuración y parcial desmantelamiento. El resultado operativo aumentó a 86 millones de euros, frente a los 4 millones entre enero y junio del 2015, precisó.

El volumen de negocios se incrementó un 5,2% en cifras absolutas y un 4,4% en comparables hasta 1.930 millones de euros. Por actividades, las minas representaron 705 millones de euros de ingresos (un 4,4% menos) y 21 millones de resultado operativo (frente a 139 millones); la fabricación de combustible nuclear 384 millones de facturación (un 10,7% más) y 44 millones negativos de resultado operativo (frente a 23 millones); el tratamiento de los residuos 832 millones (un 12,6%) y 93 millones de resultado operativo (frente a 16 millones negativos en 2015).

Por otro lado, el flujo de caja neto de las actividades de la empresa fue negativo de 497 millones de euros, comparados con los 121 millones igualmente negativos entre enero y junio del pasado ejercicio. Para el conjunto de 2016, Areva calcula ahora que ese flujo de caja neto de sus actividades rondará los 1.500 millones de euros negativos, frente a una previsión inicial de entre 1.500 y 2.000 millones.

La compañía estatal francesa recordó que, dentro de su programa de reestructuración, firmó un nuevo acuerdo con Gamesa en su filial común Adwen, dedicada a la energía eólica en plataformas marinas. Ese acuerdo abría un periodo de tres meses, hasta el 16 de septiembre, en que Areva puede optar por ceder a Gamesa su parte en Adwen o vender el 100% a otro inversor que presentara otra oferta más atractiva.

Repsol reconoce que su relación con Sinopec es «más difícil» tras el arbitraje presentado por la china contra Talisman

EFE.– El director financiero de Repsol, Miguel Martínez, reconoció que las relaciones con la china Sinopec, que ha presentado un arbitraje contra Talisman, compañía integrada en el grupo español desde mayo del pasado año, se han visto deterioradas desde ese momento. El arbitraje ha hecho que las relaciones corporativas entre Sinopec y Repsol, compañías socias en Brasil, sean «cada vez más complejas y difíciles», ha señalado Martínez.

No obstante, el directivo ha señalado que los equipos de trabajo continúan trabajando, que Repsol cumplirá con todos sus compromisos y que espera que Sinopec haga lo mismo. Según los informes de Repsol, la vista oral por la demanda de arbitraje presentada por las petroleras Addax Petroleum y Sinopec, ambas estatales chinas, contra Talisman por 5.500 millones de dólares tendrá lugar entre el 29 de enero y el 16 de febrero de 2018. El proceso se lleva en el Centro Internacional de Arbitraje de Singapur. «Repsol mantiene la opinión de que las pretensiones aducidas en la demanda de arbitraje carecen de fundamento», subraya la petrolera.

Repsol expone que en julio de 2015 las petroleras Addax y Sinopec presentaron una notificación de arbitraje contra Talisman, integrada en Repsol desde mayo de 2015, por comprar el 49% de las acciones de TSEUK en 2012 por 1.500 millones de dólares. Esta sociedad, participada en un 51% por Repsol y el resto por el grupo chino, cuenta con derechos mineros sobre 105 bloques exploratorios en el Reino Unido. En mayo, Addax y Sinopec formalizaron la demanda arbitral en la que reclaman tanto la inversión inicial, como todas las aportaciones realizadas con posterioridad y las posibles «pérdidas de oportunidad». Las compañías estiman toda su reclamación en 5.500 millones de dólares.

Pemex pierde un 21% menos en el semestre, aferrada a la reducción de costes para enfrentar la caída del crudo

EFE.- La empresa pública Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó una pérdida neta de 7.693 millones de dólares en el primer semestre de 2016, un 21,4% menos que la registrada en el mismo periodo de 2015. En su informe financiero, la estatal atribuyó el resultado a una caída del 36% en el precio de la mezcla mexicana de crudo, la depreciación en 21,5% del peso frente al dólar y el cambio de las tasas de interés de los bonos gubernamentales, entre otros factores.

El resultado también se vio afectado por un descenso del 2,6% en la producción de petróleo crudo, al pasar de 2,26 millones de barriles diarios (Mbd) en el primer semestre de 2015 a 2,20 mbd de enero a junio pasado. Asimismo, por la caída de 7% de la producción de gas natural, que pasó de los 6,44 de millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) entre enero y junio de 2015 a 5,99 MMcd en 2016.

Las ventas de la compañía ascendieron a 25.419 millones de dólares, lo que representó un descenso del 18,3% respecto al primer semestre del año pasado. La utilidad bruta se ubicó en 11.830 millones de dólares, un 27,6% superior al reportado un año antes, mientras que el rendimiento de operación se situó en 8.206 millones de dólares, un 51,6% más que en el primer semestre de 2015. El ebitda (ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización) se desplomó hasta perder unos 656 millones de dólares.

En el segundo trimestre de 2016, Pemex registró una pérdida neta de 4.414 millones de dólares, un 1,4% menos que en el mismo período de 2015. Los ingresos se desplomaron un 17,2% en el periodo abril-junio respecto al primer trimestre de 2016, al situarse en 13.522 millones de dólares, indicó la petrolera. La estatal enfrenta este año un recorte presupuestario de 100.000 millones de pesos (5.288 millones de dólares), que afectará especialmente a sus proyectos de exploración y producción. De hecho, los resultados del segundo trimestre siguen afectados por el descenso de la producción y el contexto internacional desfavorable, aunque este quedó en parte aminorado por los cambios en los costes y en los impuestos.

Las ventas experimentaron una caída del 17,2% entre abril y junio, quedándose en 13.522 millones de dólares. La reducción, tanto a nivel externo como interno, se justifica por los menores precios y, en el caso de las ventas nacionales y en menor medida, por la disminución de volumen de las ventas del gas LP. El exceso de oferta sigue condicionando el mercado internacional de hidrocarburos, así como «una aparente recuperación de precios por la declinación temporal en producción», debido a incendios en Canadá y problemas en Nigeria, entre otros factores, enumeró el director de Finanzas de Pemex, Juan Pablo Newman.

Durante el segundo trimestre, «se observaron cambios positivos en los costes, impuestos y derechos que ayudaron a compensar» los efectos negativos del entorno en cuanto al precio de los hidrocarburos y el tipo de cambio, apuntó el director de Finanzas. Esto permitió «mejorar ligeramente» los resultados en comparación con el periodo anterior. La producción de crudo experimentó una caída del 2,2% en comparación al pasado año, principalmente por la reducción en un 6% en la producción de crudo pesado, cuyo promedio fue de 2,18 millones barriles diarios. Según indicó Newman, la producción resultó afectada por la «declinación natural de los campos maduros y el incremento del flujo fraccionario del agua».

El director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Exploración y Producción, Gustavo Hernández, subrayó el componente estratégico del campo Trión del Golfo de México. El trabajo en este campo de aguas ultraprofundas, que será explotado por primera vez bajo el modelo de asociación entre Pemex y el sector privado, es visto por la petrolera como un «primer paso» para adoptar tecnologías y mejores prácticas que repercutan en la eficiencia y competitividad de la firma, apuntó Hernández. Ello a través de una fórmula que permitirá a Pemex «utilizar menos de sus recursos presupuestales y dividir los riesgos», en un área que tiene reservas probadas, probables y posibles por cerca de 485 millones de barriles de petróleo.

México lanza la primera licitación bajo el modelo de asociación entre la estatal Pemex y un operador privado

EFE.- El Gobierno mexicano anunció la licitación para la exploración y explotación de hidrocarburos en el campo Trión del Golfo de México, bajo un modelo que por primera vez es de asociación entre Pemex y el sector privado, y en el que la empresa estatal tendrá una participación del 45%. La exploración corresponde a aguas ultraprofundas, concretamente en el área del Cinturón Plegado Perdido y a una profundidad de más de 2.500 metros.

Es «tan atrevida en términos financieros, técnicos y geológicos» que es necesaria la participación de un socio, aseveró el director de Petróleos Mexicanos (Pemex), José Antonio González. Pemex contará con una participación de un 45% en el proyecto, y no se permite a los licitantes participar en el concurso individualmente, sino que es necesario que lo hagan en un consorcio. El operador designado tendrá entre el 30 y el 45% de la participación, mientras que el otro operador contará con un porcentaje comprendido entre el 10 y el 25%. En el caso de que hubiera otra empresa como no operadora, tendría un máximo del 10%.

El bloque Trión, asignado a Pemex en la Ronda Cero, tiene reservas probadas, probables y posibles por cerca de 485 millones de barriles de petróleo, lo que es «equivalente a las reservas de recursos prospectivos de todas las rondas anteriores», detalló Anaya. El secretario mexicano de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, afirmó que las inversiones que se esperan a lo largo de la vida del contrato, de 35 años, con dos prórrogas adicionales de 10 y 5 años, podrían llegar a superar los 11.000 millones de dólares. La etapa de presentación de propuestas comienza el 5 de diciembre de este año.

Para ser operadores, las petroleras deberán acreditar la capacidad para trabajar en aguas profundas, con un promedio de producción anual de más de 50.000 barriles diarios, y ser expertas en términos de seguridad industrial y protección del medio ambiente, así como acreditar un capital contable mínimo de 5 millones de dólares o de activos por 25.000 millones. Desde la subsecretaría de Hacienda, Miguel Messmacher, aseveró que, a diferencia de las licitaciones anteriores de la Ronda Uno, se establece un «acarreo de costes obligatorios», para emparejar la inversión que Pemex ya realizó dentro del proyecto, de casi 400 millones de dólares.

La adjudicación será mediante subasta al primer precio en sobre cerrado y el licitante ganador será el que presente la propuesta con el mayor porcentaje de regalía adicional. En el caso de dos ofertas iguales, el criterio de desempate será una oferta de recursos adicionales por parte del consorcio, «donde una parte irá al Fondo Mexicano del Petróleo y otra parte irá como inversión para el proyecto y nos permitirá desarrollarlo más rápido», informó Messmacher.

También habrá un «mecanismo de ajustes», que se desarrollará a medida que vaya aumentando la rentabilidad del consorcio entre Pemex y las empresas privadas. De esta forma «se estará incrementando la cuantía de la regalía adicional para capturar parte de las sorpresas positivas que tengamos, desde el punto de vista de precios o un descubrimiento significativamente mayor a lo esperado», remarcó el subsecretario. El Gobierno de Peña Nieto abrió el sector petrolero a la iniciativa privada tras casi ocho décadas.