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Las petroleras argentina YPF y noruega Statoil acuerdan cooperar para mejorar la exploración de yacimientos de petróleo en el mar

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EFE.- La petrolera argentina YPF y la noruega Statoil firmaron un acuerdo de cooperación en Oslo para estudiar la exploración de petróleo en Argentina mediante la modalidad offshore, es decir, el que puede hallarse mar adentro, según indicaron fuentes empresariales. El acuerdo permitirá a la compañía noruega realizar estudios en un área de interés mutuo, que cubre principalmente el talud continental del offshore argentino, explicó YPF.

Este área se extiende sobre unos 360.000 kilómetros cuadrados, próxima a Uruguay, en donde las profundidades del agua varían entre los 500 y 3.500 metros. «Es una zona de frontera, es decir de alto potencial y riesgo, donde ambas compañías consideran que pueden existir varios prospectos hidrocarburíferos a ser investigados», añadieron. Para YPF y Statoil el acceso a nueva información será «fundamental» para mejorar el conocimiento del potencial del área, y el acuerdo prevé el estudio de nueva sísmica 2D a ser adquirida en un área de interés en común.

Este tipo de sísmica es una práctica habitual en la industria de los hidrocarburos que consiste en el envío y recepción de ondas sonoras desde una embarcación equipada con tecnología para tal fin, mientras que en una segunda etapa, se procede al procesamiento, análisis e interpretación de la información obtenida. YPF remarca que ha realizado un estudio integral del offshore del Atlántico Sur, «que cubre todas las cuencas e incluye el potencial en aguas profundas».

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

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

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

Aumenta su producción en Brasil

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

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

Repsol amplía hasta 2046 el contrato para operar su mayor proyecto en Bolivia e invertirá 460 millones de euros

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EFE / Servimedia.- La petrolera Repsol firmó con el Gobierno de Evo Morales la ampliación de su contrato para operar hasta 2046 el bloque Caipipendi, su mayor proyecto en Bolivia, con una inversión inicial de 500 millones de dólares hasta 2021. La firma del documento se concretó en un acto al que asistieron el mandatario boliviano, Evo Morales, y el presidente de Repsol, Antonio Brufau, además de ministros, autoridades locales y representantes de Shell y Pan American Energy (PAE), socias de Repsol en Caipipendi.

Firmaron el acuerdo el presidente de la estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Guillermo Achá, y los representantes de Repsol Bolivia, Diego Díaz; de Shell Bolivia Corporación, Orlando Vaca, y de PAE, Gerónimo Valenti. En su discurso, Brufau destacó el éxito que han tenido Repsol y sus socios en el desarrollo del campo Margarita-Huacaya y además en las exploraciones efectuadas en el norte y sur de Caipipendi, que permitieron detectar dos prospectos en las zonas Boyui y Boicobo Sur que son «enormemente» prometedoras. Estos hallazgos son el «aval» que se requería para solicitar la ampliación del contrato en Caipipendi y justificarán la inversión de 500 millones de dólares que se harán en la exploración de nuevas áreas hasta 2021, indicó.

La inversión se destinará a confirmar la presencia de gas en prospectos exploratorios que se identificaron en la zona y acelerar su producción en caso de éxito, indicó Repsol. «Este es nuestro compromiso y este es el aval que YPFB y el Gobierno boliviano tienen para extender la concesión hasta en el mejor de los casos el 2046», sostuvo Brufau, que reivindicó ante Morales que Repsol sigue haciendo camino para que «Bolivia continúe por la senda del crecimiento». La ampliación de la concesión para Repsol, que aún debe ser aprobada en el Legislativo, es de 15 años a partir de 2031, cuando debía fenecer el contrato original firmado con YPFB.

El presidente Morales destacó la alianza con la firma española y expresó su deseo de que con el avance de las nuevas operaciones en Boyui y Boicobo Sur, las inversiones lleguen a alrededor de 1.000 millones de dólares. Achá precisó que Bolivia espera en efecto inversiones globales por 980 millones de dólares en exploraciones y desarrollo de las nuevas áreas como una condición para la ampliación de las concesiones a Repsol en Caipipendi. En Caipipendi se encuentra el campo Margarita-Huacaya donde se produce el gas natural que Bolivia exporta a Brasil y a Argentina. El bloque Caipipendi está participado por Repsol con un 37,5% de las acciones, la multinacional Shell con un porcentaje similar y la anglo-argentina PAE, con 25%.

En caso de éxito exploratorio, será posible sumar a corto plazo este gas a la oferta del país a través de su procesamiento en instalaciones ya existentes que cuentan con capacidad disponible. El potencial en Boyuy y Boicobo Sur fue identificado tras la interpretación de los datos proporcionados por la sísmica 2D y 3D, realizada entre 2013 y 2015. El trabajo posterior de los técnicos de Repsol permitió establecer que pueden existir importantes recursos en esas áreas, que podrían alcanzar 3 Tcf billones de pies cúbicos, equivalente a casi la cuarta parte de los 11 billones que Bolivia tiene certificadas.

Achá calculó que el potencial de producción de las nuevas áreas es de 8,6 millones de metros cúbicos de gas por día, lo que permitiría una renta para el Estado de 17.800 millones de dólares. Las inversiones realizadas y programadas hasta ahora por el consorcio en esa área rondan los 1.500 millones de dólares. Las autoridades bolivianas destacaron la importancia del anuncio de nuevas inversiones de Repsol porque se hace en un contexto de precios bajos de los hidrocarburos donde las inversiones en exploración en el mundo se redujeron bastante.

Repsol cuenta en Bolivia con derechos mineros sobre un total de 32 bloques, 7 de exploración y 25 de desarrollo y producción. En 2015, la producción neta total alcanzó los 15,3 millones de barriles equivalentes de petróleo y se concentró fundamentalmente en el campo Margarita-Huacaya, cuya producción actual equivale a más de la mitad del consumo de gas de España.

Shell realiza desinversiones en Canadá por 953 millones de euros

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Europa Press / EFE.- La petrolera angloholandesa Royal Dutch Shell ha alcanzado un acuerdo para vender activos no esenciales en Canadá a la canadiense Tourmaline por 953 millones de euros, según comunicó la compañía, que prevé que la operación se cierre en el cuarto trimestre de 2016. La transacción, que aún debe recibir el visto bueno de las autoridades regulatorias, contempla el pago de 697 millones en efectivo y 256 millones en acciones de Tourmaline para la adquisición de unos activos no convencionales de gas que producen 24.850 barriles de petróleo equivalente diarios (bped).

Tourmaline comprará también tres plantas de procesado de gas natural en Canadá y algo más de 720 kilómetros de oleoductos de Shell, según indicó la empresa canadiense. Shell ha puesto en marcha un plan para desinvertir 30.000 millones de dólares en activos en todo el mundo tras la compra de BG Group PLC. Con respecto a la operación, el director de Shell Upstream, Andy Brown explicó que la petrolera está trabajando «activamente» para desarrollar sus activos esenciales y recaudar fondos simplificando sus áreas de negocio.

Por ello destacó que Shell está «fortaleciendo» su negocio de gas de esquisto a través de la venta de activos que no «encajan» en sus planes a corto plazo. En este sentido, la petrolera resaltó que se encuentra madurando su cartera de shale gas en América del Norte y Argentina como una «opción de crecimiento» más allá de 2020, dado su potencial a largo plazo.

La argelina Sonatrach califica de «victoria importante» el arbitraje ganado a Repsol, que tendrá que asumir las costas del proceso

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EFE.- Repsol deberá pagar las costas de un arbitraje internacional por un pleito que la petrolera española había planteado para reclamar a Sonatrach unas cantidades que, en su opinión, había tenido que pagar indebidamente a la compañía estatal argelina por la explotación del yacimiento de Issouanne (Argelia). La compañía nacional argelina de hidrocarburos Sonatrach celebró como una «victoria importante» el resultado del arbitraje internacional en el pleito que mantenía con varias empresas extranjeras, entre ellas, Repsol.

Sonatrach remarcó que la compañía española, así como Samsung C&T Corporation y SK Innovación Co, han perdido las demandas que interpusieron en 2013 en contra de una ley nacional que impone tasas por beneficios extraordinarios (TPE). Aprobada en 2006, la citada prerrogativa permite al Estado argelino beneficiarse de una parte de la cuota de producción tan pronto como el precio del barril de petróleo alcance un umbral determinado o que el volumen extraído supere una cota fijada por la ley. Por su parte, las empresas demandantes opinaban que ese coste debería ser asumido por Sonatrach.

Tras no lograrse un acuerdo amistoso, el tribunal arbitral dictó una sentencia el pasado 9 de octubre «que concede la razón a Sonatrach sobre todos los puntos controvertidos», según la compañía nacional de hidrocarburos. «El Tribunal convalidó los argumentos de Sonatrach sobre el reparto de producción y rechazó en su totalidad la demanda de las empresas de la TPE», precisó. El Tribunal «también ordenó a los solicitantes pagar a Sonatrach el 90% de los gastos del arbitraje», agregó la empresa que estuvo representada en este expediente por un equipo de abogados del bufete Shearman&Sterling (París).

Repsol habla de las costas

Por su parte, Repsol asegura que el tribunal arbitral ha aceptado parcialmente la reclamación del consorcio encabezado por Repsol, que recibirá una compensación de 800.000 dólares (730.000 euros), de los que 560.000 dólares (510.000 euros) corresponden a la petrolera española, que tiene una participación del 70%, explicaron fuentes de la compañía. Sin embargo, el laudo obliga al consorcio a pagar una parte de las costas del arbitraje, que en el caso de Repsol ascienden a un millón de dólares (unos 900.000 euros). Eso sí, las fuentes consultadas aseguraron que el arbitraje referido al campo argelino de Tin Fouye Tabenkort, en Ilizi, ciudad fronteriza con Libia, aún no se ha resuelto.

Un periódico afirmaba que Repsol había perdido este pleito con Sonatrach y que tendría que pagar a la compañía argelina 250 millones de euros en concepto de TPE pendientes desde 2006. Las fuentes de Repsol matizaron que, incluso en el caso de que este arbitraje se resolviera en contra, la empresa nunca tendría que pagar 250 millones porque fue la petrolera española la que planteó una reclamación contra Sonatrach y no al contrario. Según las fuentes citadas, las cantidades en cuestión ya fueron abonadas a la compañía argelina y, por lo tanto, no cabe la posibilidad de pagarlas de nuevo.

Petrobras registra un nuevo récord de producción petrolera en septiembre, abarata los precios y vende una refinería en Japón

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Europa Press / EFE.– La petrolera estatal brasileña Petrobras anunció la venta por 129,2 millones de dólares de la refinería Nansei Seikyu a la nipona Taiyo Oil Company. Asimismo, la compañía incrementó un 1,1% su producción de petróleo y gas natural en Brasil en septiembre en relación con el mes anterior, hasta los 2,75 millones de barriles de petróleo equivalente diarios (bped), lo que supone un nuevo récord en la historia de la compañía. En global produjo unos 2,88 millones de bped, un 1,4% más.

De este modo, la producción de petróleo de Petrobras en el país latinoamericano en septiembre se situó en 2,24 millones de barriles diarios (bpd), lo que también representa un nuevo récord mensual en la producción de la petrolera. Asimismo, la producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras en aguas ultraprofundas, lo que se conoce como presal, fue de 1,46 millones de bped, lo que también supone un nuevo récord y representa un incremento del 7,3% respecto al mes anterior. Por su parte, la producción de gas natural en Brasil, excluyendo el volumen licuado, alcanzó los 81,2 millones de metros cúbicos diarios, un 2,2% más que el mes anterior y también una marca histórica.

Petrobras vende refinería en Japón

Por otro lado, la compañía indicó que aprobó la venta a Taiyo Oil Company del 100% de las acciones de la refinería Nansei Seikyu, que era controlada en su totalidad por Petrobras International Braspetro (PIB). El valor de la venta, establecido por la evaluación de tres consultoras financieras, será pagado totalmente en el cierre de la operación, prevista para diciembre de este año cuando los organismos reguladores otorguen el visto bueno. La refinería tiene una capacidad de procesamiento de 100.000 barriles diarios de petróleo y posee 36 tanques que almacenan 9,5 millones de barriles de petróleo y derivados, además de tres muelles para carga y descarga de navíos, que suponen el 50% del mercado naval de la isla de Okinawa.

Taiyo Oil Company, con sede en Tokio, importa y exporta productos petrolíferos, posee una refinería y ocho terminales para petróleo y derivados, además de manufacturar, procesar y vender productos petroquímicos. La operación forma parte del plan de desinversiones de Petrobras anunciado para los próximos años y que contempla la venta de activos en Brasil y el exterior para la capitalización de la compañía, sumergida también en un escándalo por corrupción que operó dentro de la estatal en los últimos años.

Nueva política para los carburantes

La petrolera también implantó una nueva política de precios de la gasolina y el gasóleo que supondrá, entre otras consecuencias, un abaratamiento inicial de los carburantes en Brasil. Esta reducción será de media del 3,2% en la gasolina y del 2,7% en el diesel, según la web de la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM), organismo regulador del mercado en Brasil.

Entre las medidas de esta nueva política, la petrolera contempla revisar cada mes los precios de los carburantes, aunque el impacto en el consumidor dependerá de que las distribuidoras decidan repercutir o no las alteraciones en el precio de los combustibles. La previsión de Petrobras es que si las distribuidoras optan por repercutir íntegramente esta primera variación en el precio de los combustibles, el consumidor se podría beneficiar de una reducción del 1,4% en la gasolina y un 1,8% en el diesel. Con esta medida Petrobras pretende hacer frente al aumento de las importaciones tanto de gasolina (28%) como de gasóleo (14%) registrado este año, según indicó el presidente de la petrolera estatal, Pedro Parente.

Las compañías iraníes expresan su interés en trabajar con empresas españolas en las próximas licitaciones de petróleo

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EFE.- Las compañías iraníes avaladas por el Ministerio de Petróleo para la exploración y producción de crudo y gas expresaron su profundo interés en colaborar con las compañías españolas en los grandes proyectos que tienen por delante. Yahanshah Kasraí, el asesor Internacional de la compañía iraní de ingeniería y construcción de la industria de petróleo (OIEC), ha mostrado claramente el interés de trabajar con compañías españolas, «Repsol, en particular».

«Lamentablemente España está un poco escondida», aseguró Kasraí, que explicó que «mientras las compañías europeas están presentes en todos los eventos, España, en particular Repsol, que es muy interesante para nosotros, está ausente». En el transcurso del II Congreso Estratégico de Petróleo y Energía que se celebró en Teherán, Kasraí señaló que desde la entrada en vigor del Plan Integral de la acción Conjunta (JCPOA), el Ministerio de Petróleo ha trabajado mucho en el modelo de contratos; actualmente está todo concluido y el mercado de petróleo de Irán está a tan solo «a unos pasos» para comenzar a firmar contratos.

La inversión internacional no llega

Tras el acuerdo nuclear con las potencias internacionales, finalizó el embargo sobre el petróleo iraní y se duplicó su exportación. En los últimos seis meses, Irán ha exportado un promedio de unos 2 millones de barriles diarios de petróleo. Aunque desaparecieron las trabas financieras sobre el país, la inversión de las compañías internacionales ha sido mucho más lenta de lo que Teherán esperaba. Las autoridades del país reiteraron su determinación para el desarrollo de la producción y exportación del crudo, por su interés económico y político. El vicepresidente primero Eshaq Yahanguirí afirmo que Irán debe desarrollar por su seguridad nacional su producción y exportación del crudo sin «perder más tiempo».

Como una medida para acelerar el proceso de desarrollo y de las inversiones extranjeras, la Compañía Nacional de Petróleo Iraní (NIOC), instó a las empresas extranjeras de exploración y producción de petróleo y gas a completar un formulario para presentarse a las licitaciones de los contratos de la industria del crudo. Las compañías interesadas pueden rellenar el formulario de la solicitud hasta el 19 de noviembre y «participar en el proceso de evaluación de calificación». El resultado se dará a conocer el 7 de diciembre, fecha en la que se espera que comiencen a firmarse contratos con los inversores extranjeros.

La petrolera estatal argentina YPF nombra un nuevo vicepresidente de exploración y producción

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EFE.– La compañía petrolífera YPF nombró a Santiago Martínez Tanoira como nuevo vicepresidente ejecutivo de exploración y producción, el área estratégica de mayor peso de esta empresa argentina. Con este nombramiento, YPF impulsa el desarrollo de proyectos en el área de exploración y producción de hidrocarburos, esencial para hacer competitiva a la compañía en tiempos de precios bajos.

Ingeniero industrial de formación, Martínez Tanoira era hasta ahora gerente ejecutivo regional de YPF en Mendoza, a cargo de la operación de la exploración y producción, y sustituye en el cargo a Jesús Grande, según indicó YPF. Ingresó en YPF en 1998, en el área de Desarrollo de Negocios de la División Petroquímica. Fue responsable del área de marketing y desarrollo dentro de la Unidad de Productos Industriales y gerente de Planificación y Desarrollo de Química Argentina. Posteriormente, ocupó la posición de director de Petroquímica Básica y Productos Intermedios en Repsol Química, en España. También fue director de Química en YPF y director de Profértil.

YPF aborda en la actualidad una etapa desafiante por la situación del mercado internacional y la acomodación del mercado argentino. Entre sus principales activos está el yacimiento de Vaca Muerta, ubicado en la Cuenca Neuquina, las provincias de Neuquén, Río Negro, la Pampa y Mendoza, que es la segunda reserva mundial de gas del mundo y la cuarta de petróleo, al que YPF va aplicar un importante plan de inversiones a 6 o 7 años.

Repsol produce un 4,1% menos que en el trimestre anterior pero se mantiene un 2,4% más que hace un año

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EFE / Servimedia.- La compañía Repsol, que ha anunciado que va a invertir más de 7 millones de euros en mejorar la red de distribución eléctrica de su complejo petroquímico de Puertollano (Ciudad Real), alcanzó una producción de 669.000 barriles equivalentes de petróleo al día en el tercer trimestre del año, un 4,1% menos que en el segundo trimestre pero un 2,4% más que en el mismo periodo de 2015, según las estimaciones comunicadas a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La producción en el tercer trimestre se vio afectada por las paradas de mantenimiento programadas en algunos de los activos. No obstante, la estimación media de producción para 2016 sigue estando en línea con las previsiones presentadas anteriormente. En el conjunto de los nueve primeros meses, la producción media se situó en 693.000 barriles equivalentes de petróleo diarios. Por áreas geográficas, respecto al tercer trimestre de 2015, la producción petrolera creció un 9,7% en Europa y un 10,2% en Latinoamérica y Caribe. Por el contrario, descendió un 6,7% en Norteamérica y un 7,8% en Asia.

El margen de refino en España se situó en el tercer trimestre en 5,1 dólares por barril, un 21,5% menos que en el segundo y un 42% menos que en el mismo periodo de 2015. No obstante, según Repsol, el menor margen de refino en el tercer trimestre se ha visto compensado por la mejora en los ratios de utilización de las instalaciones. Además, en el cuarto trimestre del año se está registrando una significativa recuperación del margen de refino, que ha sobrepasado en octubre los 7 dólares por barril.

Repsol Puertollano mejorará distribución eléctrica

Por otro lado, la compañía mejorará la red de distribución eléctrica de su complejo petroquímico de Puertollano (Ciudad Real), unas obras ya aprobadas por la Junta Local de Gobierno y que concluirán en 2018. Se trata de conseguir «un aumento de la seguridad y fiabilidad de las instalaciones, potenciando la calidad del suministro a cada punto de consumo». La inversión de Repsol en esta actuación ascenderá a 7.257.000 euros, que se dedicarán a la construcción y compra de equipos. La actuación global incluye la construcción de una nueva subestación eléctrica alimentada desde un nuevo centro de seccionamiento de Endesa, que suministrará energía eléctrica a toda la zona sur del complejo.

Cepsa espera «un rebote» del precio del petróleo y lo sitúa en 70-80 dólares en un plazo de 5 años

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Redacción / Agencias.- Además de explicar las dificultades administrativas que afronta Cepsa para poder reanudar la actividad en la refinería en Tenerife, que lleva 2 años parada, el vicepresidente y consejero delegado de Cepsa, Pedro Miró, está convencido de que se producirá «un rebote» del precio del petróleo y reveló que la compañía prevé que en el plazo de 5 años el crudo se sitúe entre 70 y 80 dólares, frente a los poco más de 50 actuales.

Precios bajos “malos para todos”

Así se expresó Miró, que defendió que ese rango de precios es el necesario para que las empresas sigan invirtiendo y advirtió también de la cara menos amable del petróleo barato. «Esto es pan para hoy y hambre para mañana. Los precios bajos, muy bajos, son malos para el productor y para el consumidor, para el productor a corto y para el consumidor a largo», prevé Miró. «Llegará un momento en que esto va a pegar un rebote; con precios bajos, hay poca inversión y, si no se invierte, llegará el rebote», auguró Miró, que recordó que en los últimos dos años la inversión del sector petrolero ha caído un 50% sin apenas nuevos proyectos.

En cuanto a la recuperación de los precios, admitió que «es complicada» por factores como la irrupción de Irán o el gran stock de reservas actual, que se sitúa en unos 4.000 millones de barriles, como consecuencia de que la producción sigue siendo superior a la demanda. No obstante, a la hora de apuntar esa recuperación, Miró reconoce que es complicado determinar cuándo arrancará aunque «algunos ya hablan de 2018», según ha apuntado el directivo de Cepsa, para quien el problema está más en la fortaleza de la demanda que en la capacidad de la oferta, por lo que los inventarios jugarán un papel clave.

Por otro lado, defendió la importancia de invertir en el fracking ya que considera que, «a poco que repunten los precios», volverá a ser importante. Por ello, valoró el desarrollo logrado por estas tecnologías en Estados Unidos, país que llegó a ser el mayor productor mundial gracias al fracking. En esta línea, destacó que un estado como Dakota consiguió producir más que algunos países de la OPEP y que otro como Nueva York, donde la técnica está prohibida, llegó a crear 2 millones de empleos.

Miró: “De Tenerife nos echarán”

Sobre su negocio de refino en España, lamentó que una de sus tres refinerías, la de Tenerife, lleve ya 2 años paralizadas como consecuencia de las exigencias medioambientales. «Nosotros no nos iremos de Tenerife, nos echarán», apuntó Miró, que explicó que para hacer funcionar la refinería hace falta una declaración ambiental integrada y que, en el caso de la de Tenerife, las exigencias medioambientales son más duras que en ninguna otra parte de España, incluso superiores a las que tienen sus refinerías de Andalucía, la de La Rábida en Huelva y la de San Roque en Cádiz. Teniendo en cuenta además que en las Islas Canarias no hay gas “va a ser muy complicado” poder hacer funcionar la refinería, añadió.

«A mí y al accionista de Cepsa nos duele tener la refinería parada», aseveró Miró, que explicó que el grupo tiene recurrido el plan de calidad del aire que aprobó el Gobierno canario a comienzos de 2014 pero que, “en las condiciones actuales, la compañía no puede arriesgarse a poner en marcha la refinería” ya que, de hacerlo, Cepsa tendría que afrontar además «una campaña de desprestigio que afectaría a nuestra reputación». No obstante, pese a lamentar esta situación y recordando el compromiso con los empleados, Miró relativizó su importancia ya que reconoció que tanto en Europa como en el mundo sobra capacidad de refino y que el mercado «no se ha resentido en absoluto» por la parada de Tenerife.