Entradas

Repsol ampliará un 3% su capital y abonará 228 millones de euros como pago del dividendo a sus accionistas

/0 Comentarios/en , , /por

EFE / Servimedia.- Repsol desembolsará un total de 228 millones de euros y ampliará su capital casi un 3% para pagar el dividendo a sus accionistas, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). En virtud del dividendo flexible de la compañía, Repsol da a sus accionistas un derecho de asignación gratuito por cada título, derechos que pueden vender, en el mercado o a la compañía, o canjear por nuevos títulos.

Según Repsol, los titulares del 65,08% de los derechos de asignación gratuita han optado por cobrar en acciones y recibirán una acción nueva por cada 22 antiguas. Para articular la emisión de estos 41,4 millones de nuevas acciones, de un euro de valor nominal unitario, la compañía ampliará su capital en 41,4 millones de euros, lo que supone aproximadamente un 2,96 %. Los propietarios del 34,92% restante de los derechos han preferido venderlos a la empresa por 0,466 euros cada uno, lo que supondrá un desembolso de 227,9 millones de euros. Repsol prevé abonar el dividendo el 12 de enero y que las nuevas acciones coticen el 14 de enero.

Las petroleras europeas caen ante el desplome del crudo mientras Arabia Saudí se plantea sacar Aramco a Bolsa

/0 Comentarios/en , , /por

EFE / Europa Press.- Arabia Saudí se plantea sacar a Bolsa la petrolera estatal Aramco mediante una oferta pública de venta de acciones (OPV), ante la fuerte caída del precio del crudo que ha llevado a las autoridades saudíes a situar entre sus objetivos a largo plazo conseguir una menor dependencia de los ingresos provenientes del oro negro. Por su parte, las grandes petroleras europeas cotizadas sufrieron un nuevo castigo en Bolsa, con caídas que durante la sesión han llegado a superar el 5%.

No obstante, a cierre de mercado las principales compañías petroleras del continente lograron recuperar parte del terreno perdido. A cierre de mercado, la mayor caída la protagonizó Repsol, con un descenso del 3,96% de su valor en Bolsa. Royal Dutch Shell se ha dejado un 3,75%; la británica BP ha perdido un 1,67%; la francesa Total, un 2,43%, y la italiana Eni, un 0,76%. El barril de crudo de Brent llegó a cotizar por debajo de los 33 dólares el barril por primera vez desde 2004, un desplome que se profundiza estos días y que comenzó en el verano de 2014, cuando el precio del petróleo superaba los 100 dólares.

Analistas: los dividendos corren peligro

Según los analistas, es posible que los precios se mantengan en estos niveles a lo largo de 2016. El analista de Self Bank Felipe López-Gálvez comenta que, pese a que la caída de los precios del último año se debe a un «exceso de oferta, al fracking y al levantamiento del veto a Irán», este último descenso se debe a una «bajada de la demanda en China». Con respecto a las petroleras, cree que si las cuentas no cuadran, podrían tener que «modificar su política de dividendo o incluso cancelarla».

Jaime Díez, de XTB, afirma que existe una «guerra de precios» entre los países productores, y que ninguno de ellos «quiere ceder cuota de mercado», por lo que se termina hundiendo el precio del activo. Díez cree que, si la situación se mantiene en 2016 y 2017, podríamos ver fusiones, y considera que existe la posibilidad de que Repsol sea «opada», es decir, que otra empresa lance una OPA (oferta pública de adquisición) sobre ella.

Sacar Aramco a los mercados

Por otro lado, Arabia Saudí se plantea sacar a Bolsa la petrolera estatal Aramco mediante una oferta pública de venta de acciones (OPV). El número dos en la línea sucesoria de la corona saudí, el príncipe Mohamed bin Salman, ha asegurado que se adoptará una decisión en los «próximos meses». «Es algo que se está revisando y creemos que se adoptará una decisión en los próximos meses. Personalmente estoy entusiasmado ante este paso. Creo que es en el interés del mercado saudí y de Aramco, y es en el interés de una mayor transparencia y para detener la corrupción, si hay», afirmó el príncipe Mohamed en declaraciones a The Economist.

El número dos de la línea sucesoria del rey Salman ha abordado el objetivo de Arabia Saudí de incrementar sus ingresos no petrolíferos a largo plazo, ante lo que ha señalado el turismo religioso como ejemplo de activos que en la actualidad se encuentran «infrautilizados». La caída del precio del petróleo a mínimos de hace 12 años obliga a las autoridades saudíes a replantearse su principal fuente de ingresos y las subvenciones a la energía, agua y electricidad de las que se beneficia su población.

Valorada en «billones» de dólares

Pese a que Aramco en la actualidad es una de las empresas más herméticas, las autoridades han indicado que la petrolera estatal estaría valorada en «billones de dólares», lo que la convertiría en la compañía con mayor valor del mundo, según el diario británico. En este sentido, Aramco no revela información sobre sus ingresos y ofrece datos muy limitados sobre sus reservas. Hace unos días se conoció que la compañía había rebajado el precio de su petróleo a Europa. Este movimiento ha sido interpretado como un intento de eliminar la competencia en un año en el que Irán pretende aumentar sus ingresos petroleros tras el levantamiento de las sanciones por parte de la comunidad internacional.

El Gobierno de Brasil descarta inyectar capital en Petrobras

/0 Comentarios/en /por

EFE.- El ministro de Hacienda de Brasil, Nelson Barbosa, descartó la inyección de capital por parte del Gobierno en la petrolera estatal Petrobras, que atraviesa por un gigantesco escándalo de corrupción y la pérdida de valor del mercado en los último años. «Yo no creo que sea necesario inyectar dinero en Petrobras. Sería una solución extrema y estamos lejos de eso», señaló Barbosa tras asumir el cargo en sustitución de Joaquim Levy.

A pesar del alcance del escándalo de corrupción, por el que son investigados ex altos cargos de la compañía, una cincuentena de políticos, en su mayoría vinculados al Gobierno de la presidenta, Dilma Rousseff, y las principales constructoras, Barbosa confía en la recuperación de la empresa que, según indicó, volverá a crecer en 2016. Desde 2010, Petrobras perdió 50.150 millones de dólares de valor de mercado, como consecuencia de la caída del precio internacional del crudo y de la red de corruptelas enquistada dentro de la compañía, acusada de sobrevalorar contratos para beneficiar intereses privados. La estatal, además, ejecuta un plan de desinversiones dentro del cual ha vendido activos en Brasil y en el exterior para generar recursos en caja.

La tercera licitación petrolera de México adjudica los 25 campos en juego

/0 Comentarios/en /por

EFE.- La tercera licitación petrolera abierta a empresas privadas de México cerró con gran éxito al lograrse la adjudicación del 100% de los contratos para la extracción de hidrocarburos en 25 campos terrestres. Además, la mayoría de licitadores que se hicieron con alguna de las áreas a explotar tenían bandera mexicana, sobresaliendo el consorcio Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción junto a Geo Estratos.

De los 25 campos, que ya habían estado en producción, se otorgaron 15 a empresas mexicanas que competían individualmente y 5 a consorcios conformados únicamente por firmas del país. 3 de los 5 campos restantes fueron para la canadiense Renaissance, otro para el consorcio encabezado por la holandesa Canamex Dutch junto con las mexicanas Perfolat de México y American Oil Tools, y el último se lo adjudicó el consorcio de Roma Energy (Estados Unidos) junto con GX Geoscience Corporation (Estados Unidos) y Tubular Technology (México).

Se trataba de la primera licitación en tierra y los campos se hallan en los estados de Nuevo León (norte de México), donde se espera extraer gas natural; Tamaulipas (norte); Veracruz (este); Tabasco (sureste) y Chiapas (sureste), donde hay campos de petróleo y gas natural. En primer lugar se llevaron a cabo las licitaciones de 4 campos tipo 2, aquellos con remanentes superiores a 100 millones de barriles de crudo.

La primera área contractual la ganó la mexicana Compañía Petrolera Perseus. En Tajón, (Tabasco), se cuenta con una reserva original de 651,6 millones de barriles y una producción acumulada inferior al 1% del total, 1,4 millones de barriles. El segundo, Cuichapa-Poniente, en Veracruz, fue adjudicada a Servicios de Extracción Petrolera Lifting de México. El tercer campo, en Veracruz, y el cuarto, en Tamaulipas, fueron para el consorcio operado por la holandesa Canamex Dutch y para la mexicana Diavaz Offshore, respectivamente.

En una segunda etapa se concursaron los 21 campos terrestres restantes, aquellos con un volumen remanente de hidrocarburos líquidos menor a 100 millones de barriles. El primer campo de estas características fue para la canadiense Renaissance, compañía que en total ganó en tres concursos. Se trata del área contractual Mundo Nuevo, en Chiapas, con una extensión de 28 kilómetros cuadrados, un volumen original de 86 millones de barriles y 572.000 millones de pies cúbicos de gas, y una producción acumulada de casi 35 millones de barriles al 1 de enero de 2015 y 322.000 millones de pies cúbicos de gas.

Las siguientes adjudicaciones estuvieron muy repartidas, si bien predominó la victoria mexicana. En la mayoría de campos destacó la intensa concurrencia, con un promedio de entre 5 y 10 competidores por concurso. De esta manera, se superaron de largo las expectativas de la Secretaría de Energía, cuyo titular, Pedro Joaquín Coldwell, consideró que lograr la adjudicación de cinco campos sería «excelente», el equivalente al 20% de los 25 en licitación.

En los dos primeros concursos, celebrados este año, se adjudicaron el 26% de los bloques. A diferencia de las dos primeras fases de la Ronda Uno de licitaciones, que abrió el sector petrolero a la iniciativa privada tras casi 8 décadas de monopolio estatal, las cuales establecieron contratos de producción compartida, esta tercera fase contempla un contrato de licencia de 25 años prorrogable a dos periodos de 5 años. El contrato establece que el Estado recibirá una proporción de los ingresos brutos de cada proyecto en la forma de una regalía adicional, que oscila entre 1 y el 10%. Por el volumen de remanentes de petróleo, este concurso se planteó para empresas medianas y pequeñas.

Augura desarrollo de industria local

El Gobierno de México celebró la tercera licitación petrolera para firmas privadas y aseguró que el proceso logrará desarrollar la industria local y conllevará inversiones de hasta 1.100 millones de dólares.Esta licitación «siembra una semilla para la creación de nuevas empresas mexicanas», dijo la subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Lourdes Melgar, y añadió: «Estamos empezando a ver este surgimiento de una nueva industria petrolera mexicana». El presidente Enrique Peña Nieto, afirmó que la licitación «fue un éxito» y que se «superaron las expectativas de los expertos». Ello «a pesar de los bajos precios internacionales del petróleo», lo que «confirmó la confianza en México y en el futuro de su industria energética».

El presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, calificó de «muy satisfactorio» el resultado, señalando que en su pico de producción, en 2018, se lograrán 77.000 barriles diarios de petróleo crudo equivalente en los campos adjudicados. Para lograr esta meta, se requerirán unos 620 millones de dólares de inversión en los primeros 5 años para el conjunto de las 25 áreas contractuales y, para toda la vida de los campos, la cifra ascenderá a 1.100 millones de dólares, dijo también Melgar.

De estos campos, 19 todavía están activos, por lo que se calcula que cuando las empresas ganadoras asuman la producción, las primeras en aproximadamente un año, se obtendrán las primeras gotas de crudo fruto de la reforma energética instrumentada por el Gobierno del presidente Enrique Peña Nieto. Según el subsecretario de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Miguel Messmacher, el Estado recibirá alrededor del 63% de los ingresos totales vinculados a estos contratos una vez sumados los elementos fiscales. Ello variará entre el 18% y el 93%, según el resultado obtenido en cada uno de los contratos.

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

/0 Comentarios/en , , /por

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

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

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

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

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

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

/0 Comentarios/en , , , /por

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

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

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

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

Imaz (Repsol) advierte de los riesgos que conlleva un crudo barato para la recuperación económica

/0 Comentarios/en , , /por

EFE.- El consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, advirtió de los riesgos que puede acarrear un escenario de bajos precios del crudo que lleve «a medio-largo plazo» a problemas de oferta y a un repunte de precios que ponga en riesgo «la recuperación que empieza ya a ser un hecho». Imaz indicó que en la estrategia energética y en la lucha contra el cambio climático hay dos claves, anticipación y cooperación. También reflexionó sobre las consecuencias que puede tener el actual escenario de bajos precios.

«Este escenario puede mantenerse poco, un tiempo mediano o mucho, no lo sé», apuntó el directivo de la petrolera. Llegará un momento, ha advertido Imaz, en que este escenario de precios dejará de ser sostenible para los países productores lo que puede llegar a desestabilizar sus economías. Junto a esto, la falta de inversiones en un contexto de bajos precios del petróleo puede llevar a que la oferta tenga «dificultades de ofrecer con garantías y flexibilidad la necesidad de la demanda». Esto, según auguró el consejero delegado, puede tener un efecto a medio-largo plazo con un escenario de precios elevados.

Bolivia y Repsol negociarán una alianza hasta el año 2050 para explotar gas natural

/0 Comentarios/en /por

EFE.- El presidente de Bolivia, Evo Morales, y el de la petrolera española Repsol, Antonio Brufau, revelaron en el mayor campo boliviano productor de gas que negociarán una sociedad entre la empresa y el país hasta el 2050. «Estamos conversando con Repsol, va a haber un plan de negociaciones para ampliar la presencia de Repsol si fuera necesario hasta el 2050», avanzó Morales durante un discurso en la planta de procesamiento gasífero Margarita, en el sureste boliviano.

Morales hizo este anuncio ante Brufau durante un acto en el que ambos anunciaron que el campo Margarita-Huacaya estableció un récord histórico de producción al lograr 19 millones de metros cúbicos diarios de gas, un 30% del total que produce Bolivia. Repsol administra las operaciones de ese yacimiento de gas natural que corresponde al Área de Contrato Caipipendi, en el que posee un 37,5% de participación y tiene como socios a British Gas (BG), con otro tanto, y a Panamerican Energy (PAE), con un 25%.

Tras el acto, Brufau destacó que «el presidente Morales crea un entorno para las inversiones internacionales muy positivo» y que Bolivia es uno de los países con mayor producción, reservas y futuro para la petrolera española. «Es para nosotros un país muy prioritario y donde nos sentimos muy cómodos. Cuando le pedimos al presidente Evo Morales estar aquí hasta el año 2050, imagino que quien esté en Repsol en 2030 le va a pedir estar hasta el 2070«, sostuvo. En todo el proyecto de desarrollo de Margarita-Huacaya, Repsol y sus socios invirtieron hasta ahora alrededor de 1.500 millones de dólares para aumentar las reservas de gas natural y la capacidad de procesamiento del energético para los mercados interno y externo.

En su discurso, Morales dio por seguro que ese consorcio invertirá una suma similar para mantener el crecimiento del proyecto. Brufau indicó que existe un «altísimo porcentaje de posibilidades» para concretar esa inversión dado el nuevo potencial de reservas del campo, calculado en 3,5 billones de pies cúbicos de gas natural. Brufau subrayó que Bolivia es un «país magnífico para invertir, siempre en relaciones de partenariado», en alusión a la exigencia de Morales de que las empresas privadas participen en Bolivia como socios estratégicos del Estado. Al respecto, Morales también destacó que en su país hay un marco legal que permite a las empresas actuar con «seguridad jurídica» y no debería haber «ningún problema o desconfianza» para hacer nuevas inversiones.

Repsol posee además alrededor de un 49% de acciones en la empresas petrolera Andina, cuya mayoría está en manos de la compañía estatal boliviana YPFB. La empresa española anunció asimismo que en el corto plazo se alcanzarán los 20 millones de metros cúbicos diarios de gas de producción en Margarita-Huacaya y en el mediano plazo perforará más pozos y hará estudios sísmicos para buscar nuevos volúmenes del hidrocarburo. La tercera fase de desarrollo que se aplica a Margarita-Huacaya tenía prevista una inversión de 158 millones de dólares hasta el 2018, pero ese plazo se ha ido acortando y en este año la inversión ya llegó a 135 millones de dólares.

Los socios con los que opera Repsol están seguros de que «Caipipendi tiene un gran potencial para incorporar nuevas reservas y nuevos volúmenes de gas» al país, según el presidente de la petrolera. El Gobierno de Morales está impulsando una agresiva política de exploración de nuevos hidrocarburos para subir su nivel de reservas probadas, que en 2014 fueron certificadas en 10,45 billones de pies cúbicos.

La exportación y el consumo interno consumen poco más de 0,8 billones de pies cúbicos cada año, de tal forma que a ese ritmo Bolivia tiene reservas aproximadamente hasta el 2025. Desde el campo Margarita-Huacaya, Bolivia exporta gas natural sobre todo a los mercados de Brasil y Argentina. Aunque los precios del gas natural han bajado drásticamente debido a la caída de los precios del petróleo, la economía del país sigue dependiendo de esos ingresos.

Repsol gana 832 millones, un 49,5% menos por la caída del crudo, pero eleva un 4,6% el beneficio ajustado

/0 Comentarios/en /por

Redacción / Agencias.- Repsol obtuvo un resultado neto de 832 millones de euros durante los nueve primeros meses del año, lo que supone un descenso del 49,5% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, afectado por la caída del crudo, al tiempo que logró un beneficio neto ajustado de 1.399 millones, un 4,6% superior al de hace un año.

Según subrayó la petrolera, «la fortaleza del negocio integrado» de la compañía ha permitido el aumento del beneficio neto ajustado en un contexto marcado por el «importante» descenso de los precios del crudo, que han caído un 50% de media en lo que va de año. Repsol mantiene su previsión de cierre del ejercicio con un beneficio neto ajustado entre 1.600 y 1.800 millones de euros. La compañía española explicó que la caída del precio del crudo provocó un descenso de 329 millones de euros en el valor de los inventarios de la compañía. Además, se realizaron provisiones extraordinarias de 238 millones de euros en los activos de Upstream en Mid-continent y Gas&Power en Norteamérica.

Ambos efectos incidieron en el resultado neto, que se situó en 832 millones de euros, inferior a los 1.646 millones de euros del mismo periodo del ejercicio anterior. La estimación de la compañía es cerrar el ejercicio con un beneficio neto entre 1.250 y 1.500 millones de euros. Por otro lado, Repsol incrementó un 13,3% su resultado bruto de explotación (Ebitda) CCS con respecto al mismo periodo del año anterior, hasta 3.888 millones de euros, en línea con sus previsiones.

En lo que se refiere al comportamiento de los negocios, el área de Upstream (Exploración y Producción) alcanzó durante el último trimestre, primer periodo completo desde la integración de Talisman, una producción media de 653.400 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d), un 80% más que lo producido en el mismo trimestre de 2014. En octubre esta cifra se ha incrementado hasta 685.000 bep/d. En los nueve primeros meses del año, contabilizando los activos provenientes de Talisman desde el 8 de mayo, la producción media ascendió a 512.000 barriles equivalentes de petróleo al día, un 47% más que en el mismo periodo del ejercicio anterior.

El Plan Estratégico 2016-2020 contempla una producción cercana a los niveles actuales de la compañía, de entre 700.000 y 750.000 bep/d, con un proceso de optimización de la cartera de activos que se reflejará en un menor gasto exploratorio y en un descenso del 40% en los niveles de inversión. Todo ello, según la compañía petrolera, permitirá a esta área de negocio reducir el nivel del precio del crudo a partir del cual se generará caja positiva, e incrementar el retorno del capital empleado (ROACE).

El «fuerte» descenso de las cotizaciones internacionales se ha visto reflejado en el área de Upstream, que tuvo pérdidas de 633 millones de euros, también influido por la interrupción de las actividades en Libia y la amortización de pozos exploratorios. Repsol anunció en la presentación del Plan Estratégico 2016-2020 que, gracias a la incorporación de los activos de Talisman, requerirá de una menor intensidad exploratoria para reemplazar sus reservas y mantener sus objetivos de producción. Por ello, ya en 2016 el gasto exploratorio se reducirá un 52% (1.100 millones de dólares) respecto a los 2.100 millones de dólares invertidos de media conjuntamente por Repsol y Talisman en el periodo 2011-2014.

En el área de Downstream, Repsol aumentó su resultado neto ajustado un 158%, hasta los 1.655 millones de euros, apoyado en su «gran capacidad» para crear valor en su actividad de refino y química, y compensó el «fuerte impacto» que los menores precios internacionales del crudo están teniendo para el Upstream. Repsol se benefició durante este ejercicio de las inversiones realizadas en mejorar la eficiencia y la productividad de sus instalaciones, «lo que permitió generar un resultado que protege al conjunto del grupo de la caída de los precios del crudo». Además hubo un incremento de las ventas de productos petrolíferos y petroquímicos, que aumentaron un 8,5% y 5,5% respectivamente.

Los resultados obtenidos en Downstream ponen de manifiesto la calidad de los activos de Repsol, significativamente incrementada tras los grandes proyectos acometidos en Cartagena y Petronor. El margen de refino de Repsol se situó entre los mejores de Europa, con una media de 8,9 dólares por barril. El Plan Estratégico 2016-2020 de Repsol contempla para el área de Downstream una mayor integración entre las actividades de refino y marketing, con una clara orientación a la reducción de los costes energéticos y emisiones de CO2, y desinversiones en activos no estratégicos. Todo ello con un objetivo para los próximos cinco años de generación de caja libre por valor de 1.700 millones de euros anuales, de media.

El resultado neto ajustado de Gas Natural Fenosa alcanzó 330 millones de euros, lo que supone un descenso del 11,8% respecto al 2014, debido a la ausencia de plusvalías como las generadas por la venta del negocio de telecomunicaciones realizada en el segundo trimestre de 2014, que fueron compensadas parcialmente con la aportación de CGE-Chile. Desde el mercado, donde la petrolera sufrió una caída del 7,27% en la Bolsa, hasta los 11,23 euros por título, siendo el mayor descenso del Ibex 35, se señalo precisamente a esa peor evolución del negocio upstream, en un contexto de bajos precios del crudo y el gas, frente a las fortalezas del refino, englobado en el negocio de downstream.

Así, Renta4 señaló que el negocio de downstream mejora más de lo previsto, apoyado en unos elevados márgenes de refino, mientras que el de upstream, registra un resultado más negativo de lo esperado, lastrado por la caída del precio del crudo. Tras la presentación del plan estratégico para 2016-2020, Renta 4 señala que «la correcta ejecución de las eficiencias y las desinversiones serán clave para el cumplimiento de objetivos y, por tanto, para que la cotización lo siga recogiendo de forma positiva, tras una revalorización superior al 20% desde mínimos».

Las grandes petroleras mundiales ganan un 77% menos por el desplome del precio del petróleo

/0 Comentarios/en /por

Europa Press.- Las grandes petroleras mundiales ganaron 19.031 millones de euros en los nueve primeros meses del año, un 77% menos que los 84.322 millones del mismo periodo de 2014. La fuerte caída en las ganancias responde al desplome del precio del crudo, que ronda los 48 dólares, cerca de la mitad de los 95 dólares marcados hace un año. En términos ajustados, el beneficio de las grandes petroleras cayó un 45%.

Entre las compañías analizadas para establecer esta comparación figuran Statoil (3.020 millones de pérdidas hasta septiembre, frente a beneficio de 3.310 millones un año antes), BP (2.789 millones de pérdidas frente a 7.594 millones de beneficio) y Conoco Philips (886 millones de pérdidas frente a 6.260 millones de beneficio). También se tienen en cuenta los resultados de ENI (361 millones de pérdida frente a beneficio de 3.675 millones), Shell (beneficio de 906 millones, un 93% menos que en 2014), Chevron (4.698 millones, un 67% menos), Exxon (12.138 millones, un 48% menos), BG (2.144 millones, un 41% menos), Total (6.084 millones, un 32% menos) y Galp (117 millones, un 75% más).

El descenso en el beneficio de estas empresas viene acompañado de desinversiones, provisiones y revisiones en la política de retribución al accionista. En el ámbito de las desinversiones, Total anunció la venta de activos por 3.800 millones de dólares, mientras que BP pondrá en venta activos por otros 7.800 millones de dólares. En cuanto a las provisiones, Shell reservó 7.800 millones para hacer frente a la cancelación de un proyecto en Canadá y al cese de su actividad exploratoria en Alaska, frente a los 535 millones de Statoil.  Shell, BP, Total y Statoil mantendrán el dividendo, mientras que Galp es la única que aumenta el beneficio neto hasta septiembre, al comenzar a operar muchos proyectos.

Por su parte, la española Repsol está haciendo frente al actual escenario de caídas de precios a través de la eficiencia y la gestión de la cartera de activos, como se explicó en la reciente presentación del Plan Estratégico 2016-2020. El plan de la compañía española se basa en autofinanciarse, mantener una competitiva retribución al accionista y reducir el endeudamiento. Su Plan Estratégico contempla en los próximos cinco años desinversiones por valor de 6.200 millones de euros en activos no estratégicos y una reducción del volumen de inversión del 38%.