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Iberdrola completa en Brasil la fusión de su filial Elektro con Neoenergia para formar la mayor eléctrica de América Latina

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Redacción / Agencias.- El Grupo Iberdrola ha completado una de las operaciones corporativas más importantes de su historia con la incorporación en Brasil de todos los negocios de la empresa Elektro Holding en Neoenergia, ambas participadas por la española, que ya ha recibido el visto bueno a la operación de las juntas generales de accionistas de ambas compañías. La fusión tendrá un impacto contable positivo no recurrente de 480 millones de euros en las cuentas de la española.

Previamente ya se habían obtenido, en un plazo muy inferior al habitual en este tipo de transacciones, las tres aprobaciones necesarias de las autoridades brasileñas: el Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE), la Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) y el Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (Bndes). La integración de estas dos compañías, anunciada el 8 de junio, se realizará bajo la fórmula conocida como incorporação. La eléctrica brasileña Neoenergia, participada en un 39% por Iberdrola, ejecutará una ampliación de capital que será suscrita en su totalidad por Iberdrola, que aumentará su participación a cambio de la actividad y los negocios de Elektro, filial brasileña de la española.

«Tras la obtención de las aprobaciones regulatorias necesarias y la satisfacción de las demás condiciones precedentes aplicables, fue consumada la incorporación de Elektro por Neoenergía», señalaron ambas empresas. La sociedad resultante, que aglutina los activos de distribución, transporte, generación y comercialización de electricidad de Neoenergia y Elektro, cuenta con el siguiente reparto accionarial: un 52,45% está controlado por Iberdrola; un 38,2% corresponde a la Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco de Brasil y un 9,35% a BB (Banco de Brasil). El acuerdo alcanzado incluye el compromiso de Iberdrola de sacar a bolsa la compañía.

Tras la culminación de esta operación, el presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán, reiteró «el compromiso de Iberdrola con Brasil, la primera economía de Latinoamérica», donde la empresa lleva operando desde hace ya 20 años. Además, ha destacado que «la compañía confía plenamente en el futuro de Brasil» y que «buena prueba de ello» son sus planes de crecimiento a medio y largo plazo allí.

«En todos estos años Iberdrola ha invertido más de 52.500 millones de reales (13.600 millones de euros)», subrayó Galán. «En estos momentos estamos ejecutando obras e inversiones en los sectores de redes, generación regulada y energías renovables, y continuaremos invirtiendo en Brasil. En 2016 Iberdrola adjudicó contratos de suministro de bienes y servicios por valor de 5.000 millones de reales (1.270 millones de euros) a más de 8.000 proveedores brasileños».

Los tres propietarios de Neoenergia han suscrito, además, un nuevo pacto de accionistas que sustituye al anterior, de 2005, y fija, entre otros, los siguientes aspectos: la aprobación de determinadas materias reservadas por mayorías reforzadas; la existencia de limitaciones para transmisión de acciones de la sociedad; el derecho de Iberdrola de nombrar a la mayoría de los miembros del consejo de administración de Neoenergia y la obligación, por parte de la energética española, de canalizar todas sus inversiones en Brasil a través de la compañía.

Esta fusión da lugar a la mayor compañía eléctrica de Brasil y a un líder en Latinoamérica por número de clientes, con 13,4 millones, a los que en 2016 se distribuyó 54.000 GWh. Prestará servicio en un territorio con una población superior a los 34 millones de personas, frente a los 18 millones de población del área de influencia de Iberdrola en España. Su área de concesión, 13 estados, comprende 836.000 kilómetros cuadrados, frente a los 190.000 kilómetros cuadrados de Iberdrola en España, mientras que su red de distribución se extiende a lo largo de 585.000 kilómetros, siendo 268.000 kilómetros en el caso de España.

La empresa resultante, fundamentalmente regulada, también está presente en el negocio de generación eólica, con su filial Força Eólica do Brasil dedicada al desarrollo y operación de parques eólicos en el país, e hidráulica, con una capacidad atribuible de 2.080 megavatios (MW) operativos y 1.460 MW en desarrollo, así como en el negocio de generación termoeléctrica, con 530 MW operativos.

La nueva Neoenergia cuenta con una base de activos regulados de, aproximadamente, 3.657 millones de euros. Si se agregan las cifras correspondientes al ejercicio 2016 de Elektro y Neoenergia, la compañía habría generado unos ingresos de alrededor de 30.000 millones de reales (7.935 millones de euros). El beneficio bruto de explotación (Ebitda) habría sido de, aproximadamente, unos 3.600 millones de reales (934 millones de euros).

El Gobierno de Bolivia interviene en el sector del gas y el petróleo para no ver mermados sus ingresos

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EFE.- El Gobierno boliviano ha anunciado un decreto para fijar límites a los costes de operación de las petroleras que trabajan en el país, lo que generó preocupación de la cámara que agrupa a ese sector, que ha advertido de que se verán afectadas las inversiones futuras.

El vicepresidente Álvaro García Linera propuso “establecer una banda de precios estándar a nivel continental y mundial de cuánto cuesta hacer una perforación; en función de esos precios mínimos y máximos a escala continental y mundial, movernos en nuestros costes de operación y en nuestros costes recuperables». La variable de los costes recuperables declarados por las empresas petroleras debe ser reconocida por el Estado y, si son altos, eso reduce los ingresos para las arcas estatales. García denunció que ven cómo en algunos campos gasíferos en Bolivia los costos de operación «se disparan», cuando la tendencia mundial es de disminución.

Previamente, lapresidenta de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE), Claudia Cronenbold, expresó su preocupación por la emisión de normas relativas a la gestión de los contratos de servicios de operación lo que, según consideró, genera «una gran inquietud sobre la seguridad jurídica que tiene relación directa» con las inversiones del sector. «Desde nuestra perspectiva, este hecho afectará la ejecución de inversiones futuras en el sector, las cuales como se conoce son imprescindibles para cumplir con los compromisos que tiene el país», sostuvo Cronenbold, que solicitó abrir un espacio de diálogo con las autoridades «para superar esta dificultad».

Cronenbold señaló que las petroleras están de acuerdo en que «la actual coyuntura de la industria exige de las empresas un riguroso control de los costes y de las inversiones, además de la aplicación de criterios de eficiencia». Cronenbold aseguró que desde que se planteó el «nuevo escenario mundial de precios» las empresas empezaron a ejecutar «programas de optimización y ahorro de costes«. El vicepresidente anunció que el ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, se reunirá con las petroleras privadas para elaborar la reglamentación del decreto.

Mauritania se convertirá en productor de gas en 2021 si se ejecutan los planes de la petrolera estadounidense Kosmos Energy

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EFE.- La compañía estadounidense Kosmos Energy anunció que en 2021 ya puede comenzar «la producción efectiva» de gas del yacimiento conocido como Tortue-1, en aguas mauritanas, lo que sería la primera producción de gas natural en este país magrebí. La compañía subraya que las prospecciones sobre el yacimiento «han concluido con éxito», lo que le permitió confirmar sus expectativas sobre la calidad del pozo, la composición material del mismo y las condiciones de conectividad del pozo.

Las prospecciones, señala Kosmos, demostraron que Tortue-1 es «un recurso de clase mundial». Según la petrolera estadounidense, los tests han permitido extraer 60 millones de pies cúbicos diarios durante la fase principal, y el gas recogido se presenta «ideal para la licuefacción, pues está en estado casi puro, con muy pocos líquidos». Sin embargo, aún deben quedar incógnitas por resolver, pues Kosmos dice que no tomará una decisión final de inversión hasta fines de este año. Mauritania explota actualmente un único yacimiento de petróleo también en sus aguas, que ha bautizado como Chinguetti y que tiene una pequeña producción anual de 1,8 millones de barriles.

Standard and Poor’s mantiene la nota de la deuda de la petrolera francesa Total después de comprar Maersk Oil

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EFE.- Standard and Poor’s (S&P) anunció que mantiene la nota de emisiones de deuda de la petrolera francesa Total (A+, notable alto) después de haber anunciado la compra de la danesa Maersk Oil por 6.345,4 millones de euros (7.450 millones de dólares).

La agencia de calificación comentó que esta adquisición tampoco altera la perspectiva de la empresa, que sigue negativa. S&P acogió con preocupación el impacto que esta compra tendrá en la ya elevada deuda de Total. «Pretende financiar la compra esencialmente con nuevos capitales de 4.950 millones de dólares, por lo que su deuda aumentará unos 2.500 millones de dólares. Además, Total asumirá los 2.900 millones de pasivos de Maersk Oil, lo que aumentará sus obligaciones que, no obstante, son a largo plazo», apuntó la agencia.

Standard and Poor’s también dudó de que el aporte de las ganancias de Maersk Oil en Total pueda contrarrestar el aumento de la deuda, pues el importante mercado de Qatar, donde operaba Maersk Oil, no estará operativo a partir de este trimestre. Así, la transacción debería estar finalizada en el primer trimestre de 2018, aunque la compra tendrá efecto con fecha del pasado 1 de julio. El gigante francés puso entonces el acento en que esta adquisición supone incorporar una cartera de activos «excepcionalmente complementaria» con la que ya tiene, lo que se traducirá en una mejora de la competitividad y del valor de sus operaciones en numerosas regiones clave.

Y revisión negativa para Møller-Mærsk

Por otro lado, la agencia de calificación de riesgos ha puesto en revisión negativa la calificación BBB (aprobado) a largo plazo de A.P. Møller-Mærsk, el principal grupo industrial de Dinamarca, por su decisión de vender su negocio petrolero. «No está claro si el endeudamiento potencial de A.P. Møller-Mærsk podrá contrarrestar la pérdida de beneficios por diversificación que anteriormente se consideraba favorable para su calificación crediticia», señaló la agencia. S&P resaltó que mantener la nota actual dependerá de la magnitud de la mejora de las métricas crediticias y de usar los activos de la venta en amortizar la deuda en vez de remunerar a los accionistas.

La operación entre ambas compañías establece que Total se quede con el 100% del capital de Maersk Oil, por la que pagará con sus acciones el equivalente de 4.216 millones de euros (4.950 millones de dólares) y hará suyos además los 2.129,2 millones de euros (2.500 millones de dólares) de deuda de la petrolera danesa. A.P. Møller-Mærsk había anunciado su decisión de deshacerse de su negocio petrolero y de gas por los bajos precios del crudo, para concentrarse en sus divisiones de transporte y logística.

El consejero delegado de Chevron planea dejar el cargo, según The Wall Street Journal

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EFE.- El consejero delegado de Chevron, John Watson, planea dejar el cargo para dar paso a un nuevo líder en la petrolera, según aseguró The Wall Street Journal, que cita a fuentes anónimas conocedoras de la situación, señalando que la transición se anunciará en septiembre y que el favorito para suceder a Watson es Michael Wirth, actual vicepresidente de la compañía. Sin embargo, subraya que el reemplazo no está totalmente cerrado y aún debe ser decidido por la dirección de la segunda mayor petrolera de Estados Unidos.

Watson lleva desde 2010 al frente de Chevron y su salida se produciría en términos amistosos y por voluntad propia. Se espera, de hecho, que no deje el cargo inmediatamente, sino que continúa por un tiempo para garantizar una transición adecuada, señala la información. Durante su mandato, Watson apostó por grandes inversiones en nuevos proyectos cuando el precio del crudo subía con fuerza, algo que no gustó a algunos inversores. Wirth es el mejor colocado para sucederle por su experiencia en recortar costes en grandes explotaciones, algo que la firma californiana considera importante ante los actuales bajos precios del petróleo.

Las centrales térmicas tendrán que tomar medidas antes de 2021 para no incumplir ante Bruselas la nueva normativa de emisiones

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EFE.- Ninguna de las centrales térmicas españolas de carbón cumple con los nuevos límites de emisiones contaminantes que establece la revisada normativa de la Unión Europea, lo que les obligaría a cerrar en cuatro años si no invierten en una tecnología más limpia, según ecologistas consultados.

El Diario Oficial de la Unión Europea publicó la norma que recoge los nuevos límites de emisiones de gases contaminantes «mucho más estrictos que los anteriores» y que «ahora sí son vinculantes» para las instalaciones de combustión europea. Así lo explicó la directora del Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente y vicepresidenta de la red ambiental de oenegés Oficina Europea de Medio Ambiente (EEB, por sus siglas), Ana Barreira, quien afirma que la medida servirá como base de las condiciones para la concesión de permisos de las grandes plantas.

A partir de ahora, estas instalaciones disponen de 4 años para rebajar sus emisiones de óxidos de nitrógeno, dióxido de azufre, pequeñas partículas y, por primera vez, también de mercurio, a los niveles aceptados por la actualizada directiva. La decisión surge a partir de las negociaciones entre los Estados miembros de la Unión Europea, y los representantes del sector y las organizaciones que conforman el EEB, quienes consideraron las mejores técnicas disponibles aplicables a estas plantas para ajustar los niveles máximos de emisión con el fin de reducir la contaminación y paliar las consecuencias en la salud y el medio ambiente que derivan de ellas.

Una inversión de cuestionado retorno

Se calcula que el coste de adaptación para las centrales térmicas de carbón españolas, que tendrán que incluir esta mejor tecnología disponible si quieren seguir operando, rondará los 1.119 millones de euros, según un informe de la European Climate Foundation. Muchas de ellas, a juicio de los expertos consultados, no verán justificada la inversión, por lo que optarán por el cierre. «Es poco probable que las inversiones necesarias para que muchas plantas cumplan con los límites revisados representen una buena relación calidad-precio», consideran desde Ecologistas en Acción, y recuerdan que algunas centrales térmicas de carbón ya han anunciado su cese.

Por otro lado, Barreira señala que algunas plantas españolas, como varias de Enel (Endesa) sí se adaptarán, pues ya habían realizado una previa inversión para cumplir con los valores límites de emisión fijados para el 2020 y, por tanto, continuarán con su incorporación de tecnología de desnitrificación y desulfuración. Sin embargo, desde Ecologistas en Acción Francisco Ramos recuerda que cada vez que se apruebe un documento de esta naturaleza, que tenga en cuenta las mejoras en las técnicas disponibles aplicables al sector, se actualizarán de nuevo los valores límites de emisión y por tanto, las plantas que sí apuesten por adecuarse a los requisitos de 2021 tendrán que continuar invirtiendo para adaptarse a modificaciones futuras.

Jorge Morales, director general de GeoAtlanter, argumenta que, con independencia de que los nuevos límites hagan más difícil que las centrales térmicas de carbón sean competitivas, éstas «ya no lo eran antes» y asegura que «la enfermedad ya estaba diagnosticada». «No tiene sentido hablar de una tecnología del siglo XX en pleno siglo XXI», juzga este experto y reclama que «el carbón es innecesario para el suministro» y que «es prioritaria su sustitución«. En este sentido, Morales opina que esta fuente de energía, «la más contaminante» de todas, se va a sustituir por otra «más barata y que además es renovable», cuyo desarrollo, aduce, se puede conseguir «perfectamente» en poco tiempo; «no en dos días, pero sí en dos años».

La petrolera Cepsa invirtió 12,5 millones de euros en 2016 en sus centros de San Roque (Cádiz)

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EFE.- Cepsa invirtió 12,5 millones de euros en mejoras medioambientales durante 2016 en sus centros de San Roque (Cádiz), según reflejan las declaraciones medioambientales anuales. La compañía ha explicado que en la Refinería Gibraltar-San Roque las concentraciones medias anuales burbuja fueron notablemente inferiores a los límites que fija la Autorización Ambiental Integrada (AAI), con valores de concentración similares a los del año anterior y por debajo de los valores permitidos (un 21% inferior en el caso de partículas y un 13% inferior en SO2).

En 2016, las emisiones de SO2 alcanzaron un mínimo histórico, permaneciendo en 3.675 toneladas por año, lo que supone una reducción del 13% respecto a 2015, un 61% menos respeto a 2006. Las causas de estas reducciones paulatinas en las emisiones de SO2 se encuentran en una mejora en la calidad de los combustibles, conseguido gracias al aumento del consumo de gas natural y a las mejoras implantadas en las unidades de recuperación de azufre y de tratamiento con aminas, que hacen que el fuel gas de consumo esté prácticamente exento de azufre. En las plantas químicas, al utilizarse únicamente combustibles gaseosos, las emisiones de partículas y SO2 son mínimas.

En lo que se refiere a las emisiones de mOx, se mantiene en valores similares a los del año anterior y por debajo de los límites establecidos. En lo relativo a los efluentes líquidos, el volumen en el punto principal de vertido fue un 10% inferior al autorizado. La calidad del vertido se mantiene en el promedio con un cumplimiento del 100% en el agua tratada. En cuanto a la eficiencia energética, el índice de intensidad que engloba todos los consumos energéticos en las instalaciones, como el gas natural, la energía eléctrica y el fuel, ha sido de 79,6 puntos.

En cuanto a las emisiones de CO2, el balance total de emisiones en 2016 es de un déficit de 59.789 toneladas de derechos de CO2 y para la planta química de Puente Mayorga de 49.195 toneladas de derechos de CO2. La gestión medioambiental de Cepsa no se limita al control del impacto de su actividad, sino que se extiende a cuestiones tan sensibles como la formación ambiental de los empleados propios y de las empresas que prestan servicio en las instalaciones de la compañía o la comunicación con la sociedad.

La petrolera francesa Total compra la danesa Maersk Oil por 6.345 millones de euros y apunta al Mar del Norte

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EFE.– Total anunció la compra de la sociedad danesa Maersk Oil por 6.345,4 millones de euros (7.450 millones de dólares) en una operación que comprende acciones propias y asunción de deuda, y que reforzará particularmente al grupo petrolero francés en el Mar del Norte, donde se convertirá en el número dos.

Total se quedará con el 100% del capital y para ello pagará con sus acciones el equivalente de 4.216 millones de euros (4.950 millones de dólares) al actual propietario, A.P. Møller-Mærsk, para lo cual emitirá 97,5 millones de títulos propios, un número calculado sobre la base de la media de las cotizaciones de las últimas 21 sesiones bursátiles. Además de esa ampliación del capital reservada a A.P. Møller-Mærsk, que representará el 3,75% (se le ofrecerá la posibilidad de entrar en el consejo de administración), Total hará suyos los 2.129,2 millones de euros de deuda de Maersk Oil. La transacción debería estar finalizada en el primer trimestre de 2018, aunque la compra tendrá efecto con fecha del pasado 1 de julio.

El gigante francés puso el acento en que esta adquisición supone incorporar una cartera de activos «excepcionalmente complementaria» con la que ya tiene, lo que se traducirá en una mejora de la competitividad y del valor de sus operaciones en numerosas regiones clave. En primer lugar, añadirá a sus reservas alrededor de 1.000 millones de barriles, más del 80% en el Mar del Norte, lo que contribuye a «la estrategia de equilibrio del riesgo país».

Aportará una producción del equivalente de 160.000 barriles de petróleo diarios, principalmente en líquidos, por el que Total pagará un precio medio de 39.181 euros (46.000 dólares) por barril al día. Eso supone un punto muerto, en términos de flujo de caja, de menos de 25,54 euros (30 dólares) por barril. Además, esa producción aumentará a 200.000 barriles diarios de cara a la próxima década.

Total espera «sinergias operativas, comerciales y financieras superiores a 400 millones de dólares anuales (340,6 millones de euros)», sobre todo por la integración de los negocios en el Mar del Norte, así como «un efecto positivo inmediato» en su resultado neto por acción y en su flujo de caja por acción. Su presidente, Patrick Pouyanné, incidió en que esta compra «acelera significativamente» su estrategia de sacar partido de las condiciones actuales del mercado y de su balance reforzado para añadir nuevas reservas a condiciones «atractivas». En la práctica, Total pasará a producir el equivalente de 3 millones de barriles diarios a partir del año 2019, señaló Pouyanné. De esa cifra total, 500.000 barriles diarios estarán en el Mar del Norte.

El beneficio atribuido de la petrolera angloholandesa Shell sube un 206% por el alza del precio del crudo

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EFE.- La petrolera Shell aumentó en un 206% su beneficio atribuido en la primera mitad de 2017 frente al mismo periodo de 2016, gracias a una mejora en los precios del crudo, que cotizan en 50 dólares el barril, según indicó la empresa.

En los seis primeros meses del año, Shell obtuvo un beneficio atribuido de 5.083 millones de dólares (4.325 millones de euros), unas cifras que contrastan con las de hace un año, cuando obtuvo 1.659 millones de dólares (1.411 millones de euros) debido a que el barril del oro negro cotizaba por debajo de los 45 dólares. Los ingresos totales de Shell se situaron en los primeros seis meses de 2017 en 146.013 millones de dólares (124.257 millones de euros), un alza del 32,7% respecto al mismo semestre de 2016. Con estos buenos números, Shell pagará un dividendo para el segundo trimestre de 2017 de 0,47 centavos de dólar por acción ordinaria, que podrá ser recibido en efectivo o en títulos.

El consejero delegado de Shell, Ben van Beurden, subrayó que se trata de unos «resultados fuertes» y destacó que la petrolera mantiene una «disciplina» en materia de control de costes, nuevos proyectos y desinversiones. Las compras en la mitad del año alcanzaron los 104.503 millones de dólares (88.932 millones de euros), un 29,5% más que en el mismo semestre del año pasado, según indicó Shell, que publica sus resultados en dólares porque es la divisa en que cotiza el petróleo. Las desinversiones de 2016 se centraron principalmente en los activos de arenas petrolíferas en Canadá.

Mejora el precio del crudo

El consejero delegado resaltó la buena marcha de la empresa tras la integración en Shell del grupo del sector del petróleo BG, con sede en Reading. La generación de activo, según Van Beurden, fue «resistente durante cuatro trimestres consecutivos», al situarse el crudo en un precio estable apenas por debajo de los 50 dólares el barril. Asimismo, estas cifras contrastan con los retrocesos en el segundo trimestre del 2016 debido a una fuerte caída de los precios del petróleo por el exceso de las reservas.

Shell ha puesto en marcha un ambicioso plan de recorte de costes, mientras que su programa de desinversiones alcanzan los 30.000 millones de dólares (25.530 millones de euros), para afrontar así los costes relacionados con la adquisición de BG. Además, Shell ha anunciado este año la venta de un paquete de activos en el Mar del Norte estimados en 3.800 millones de dólares (3.233 millones de euros) al rival Chrysaor, y recientemente acordó la venta de su participación en el proyecto irlandés de gas Corrib en un acuerdo valorado en miles de millones de dólares.

A principios de año, Shell también puso en marcha la venta del campo de gas Bongkot, de Tailandia, mientras que también decidió la venta de sus intereses en el negocio conjunto SADAF en Arabia Saudí. Finalmente, Shell reconoce que está expuesta a una fluctuación de los precios del petróleo, el gas natural, los productos derivados del crudo y los químicos. También admite que sus operaciones están expuestas a inestabilidad, disturbios civiles o terrorismo puesto que opera en más de 70 países con diferentes niveles de estabilidad política, legal y fiscal.

Red Eléctrica de España eleva su beneficio un 5,1% en el primer semestre del año, hasta 340 millones de euros

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EFE / Servimedia.- Red Eléctrica de España (REE) obtuvo un beneficio neto de 340,1 millones de euros en el primer semestre del año, un 5,1% más que los 323,5 millones que obtuvo en el mismo periodo de 2016 y en línea con los objetivos del Plan Estratégico 2014-2019, según comunicó la empresa a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). Asimismo, el beneficio bruto de explotación (ebitda) creció un 2%, hasta 769,7 millones, por la consolidación de las medidas de eficiencia aplicadas.

El importe neto de la cifra de negocio ascendió a 987,3 millones, lo que supone un incremento del 2%. Este aumento se debe principalmente, según la empresa, a la retribución asociada a las nuevas instalaciones de transporte puestas en servicio en España en 2016. Además, la cifra de negocio incorpora otros ingresos, como los asociados a la prestación de servicios de telecomunicaciones, que alcanzaron 43,4 millones, o los derivados de la operación del sistema (28 millones). Los costes de aprovisionamiento y otros gastos de explotación crecieron un 14% por las inversiones realizadas en los proyectos de Perú y los gastos asociados a siniestros. Si se eliminan ambos factores, esta partida se habría mantenido prácticamente constante.

Los gastos de personal aumentaron un 2%, incremento que se debe, en una parte sustancial, al crecimiento de la plantilla media en un 1,3%. La plantilla final al cierre del primer semestre se situó en 1.815 personas. Las inversiones del grupo durante el primer semestre alcanzaron los 198,2 millones, de los que 144,5 millones se destinaron al desarrollo de la red de transporte nacional. La deuda financiera neta se situó en junio en 4.743,7 millones, frente a los 4.949,5 millones de finales del año pasado.