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La petrolera portuguesa Galp gana 490 millones de euros hasta septiembre, más del doble que en 2014

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EFE.- La petrolera portuguesa Galp, que espera llegar a producir 100.000 barriles diarios en 2017 desde los actuales 43.700 barriles, ganó 490 millones de euros entre enero y septiembre de este año, más del doble que los 236 millones que registró en el mismo periodo de 2014. La compañía atribuyó este incremento de sus beneficios a la mejora de los resultados en el negocio de refino y distribución y al aumento de su producción.

En concreto, la producción total de petróleo y gas natural de Galp aumentó un 53%, hasta alcanzar los 43.700 barriles de petróleo equivalentes por día. A esta subida contribuyó especialmente la producción de petróleo en Brasil, que creció un 90%. También aumentaron las ventas de gas natural, hasta los 5.973 millones de metros cúbicos, un 6,9% más que en el mismo periodo del año anterior.

Los márgenes de refino de la compañía petrolera, la diferencia entre el valor del crudo y los ingresos generados por su venta en forma de productos como la gasolina o el gasóleo, también se dispararon y pasaron de 2 dólares por barril a 6,6 dólares. Con todo ello, el Ebitda (resultado bruto de explotación) se incrementó un 37,1%, hasta 1.255 millones de euros, gracias al área de refino y distribución.

La inversión de Galp en los nueve primeros meses del año ascendió a 852 millones de euros, de los que un 92% se dedicó a la rama de exploración y producción, y la deuda líquida se situó en los 1.606 millones de euros. La petrolera lusa, que cuenta con una red de más de 1.400 estaciones de servicio en el mercado ibérico, es una de las mayores compañías de Portugal.

Aspiran a producir 100.000 barriles

«Ya habíamos superado 30.000 barriles diarios, ahora hemos ido más allá de la meta histórica de 50.000 barriles diarios», señaló el presidente ejecutivo de Galp, Carlos Gomes da Silva, que destacó que «esto es el resultado de una ambición, de una estrategia perseguida en los últimos años». En 2017, la petrolera espera tener en funcionamiento las seis unidades FPSO, los barcos-plataforma que extraen y producen petróleo, y conseguir, se este modo, el objetivo marcado para esa fecha de 100.000 barriles. Actualmente están en servicio cuatro de ellos, con los que han conseguido alcanzar de forma puntual los 50.000 en 2015.

La petrolera danesa Maersk Oil recortará 1.250 empleos este año por la caída del precio del crudo

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EFE.- La danesa Maersk Oil anunció que recortará alrededor de 1.250 empleos este año para reducir su plantilla entre un 10 y un 12% para afrontar los bajos precios del petróleo. La petrolera explicó que su objetivo es reducir los costes operativos un 20% para el final de 2016.

«Son decisiones difíciles para cualquier negocio», subrayó el consejero delegado de la compañía, Jakob Thomasen, que defendió las medidas adoptadas para reducir los niveles de actividad este año ante el nuevo contexto de precios del petróleo y para concentrarse en los proyectos más eficientes. «Creemos que la presión continuará en 2016 y tenemos que continuar centrados en los costes para crecer en este mercado», añadió.

Las unidades de negocio de Qatar y Noruega reducirán sus plantillas entre un 10 y un 12%, mientras que en Dinamarca y en Kazajistán el impacto será algo menor. En el plan de recortes se incluyen reducciones de plantilla ya anunciadas en las filiales de la empresa en el Reino Unido, Angola y Estados Unidos.

Industria devolverá 36,4 millones de euros a varias eléctricas y petroleras por aportaciones indebidas al Fondo de Eficiencia Energética

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Redacción / Agencias.- El Ministerio de Industria, Energía y Turismo ha reconocido unos derechos de cobro de 36,4 millones de euros a 11 compañías, entre las que figuran algunas eléctricas y petroleras, como Iberdrola, Gas Natural, Repsol o Cepsa, por aportaciones indebidas en los años 2014 y 2015 al Fondo Nacional de Eficiencia Energética.

Así consta en una orden de Industria publicada en el Boletín Oficial del Estado (BOE), que reconoce estas devoluciones debido a que erróneamente se asignaron a algunas empresas obligaciones de eficiencia energética o a que algunas de éstas procedieron a ingresar una cantidad superior a la establecida. En total, reconoce unos derechos de cobro por importe de 36,41 millones de euros por ingresos indebidos en 2014 y otros 2.674 euros por los correspondientes al 2015. Entre otros, se reconocen derechos de cobro a Repsol (19,45 millones de euros), Cepsa (11,93 millones de euros), Iberdrola Generación (4,45 millones de euros), Gas Natural (28.803 euros) o Shell & Disa Aviation (330.735 euros).

Estos derechos de cobro se realizarán con cargo al Fondo Nacional de Eficiencia Energética y el pago se efectuará por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía como gestor del Fondo. El Fondo Nacional de Eficiencia Energética fue lanzado por el Gobierno en 2014 y los recursos del mismo se estableció que procedieran tanto de los Fondos Comunitarios (FEDER) como de las aportaciones obligatorias de las empresas comercializadoras de gas y electricidad, así como de los operadores de productos petrolíferos al por mayor. Esta aportación obligatoria fue recurrida tanto por la Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), que representa a las principales petroleras, entre ellas Repsol, BP, Galp, Saras y Shell, como a título individual.

El legislativo de Perú insiste al Gobierno en que la estatal Petroperú debe explotar el mayor yacimiento petrolero del país

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EFE.- El Congreso de Perú aprobó insistir en un proyecto de ley que faculta a la empresa estatal Petroperú a explotar el mayor lote petrolero del país, ubicado en la región amazónica de Loreto, una medida que fue rechazada anteriormente por el Ejecutivo. La decisión fue tomada por el pleno del legislativo con 74 votos a favor, 10 en contra y 4 abstenciones, con lo cual quedó lista para ser promulgada directamente por el presidente del Congreso, el opositor Luis Iberico.

La información oficial señaló que la ley propone autorizar a la empresa estatal Perúpetro, encargada de los contratos de exploración y explotación de hidrocarburos, para que, previa evaluación, suscriba el contrato de explotación de hidrocarburos del Lote 192 con la empresa Petroperú. Agregó que una vez celebrado el contrato, Petroperú «quedaría facultada a convocar a socios estratégicos y a realizar las gestiones que sean necesarias para operar dicho lote petrolero.»

La norma del Congreso plantea modificaciones a la ley que obliga a Petroperú a dar prioridad al proyecto de modernización y ampliación de la refinería de Talara, en el norte del país, cuya inversión es de alrededor de 3.500 millones de dólares. El Gobierno se opone a que la empresa estatal vuelva de inmediato a la explotación de hidrocarburos y plantea que Petroperú participe en una licitación cuando finalice el contrato de dos años suscrito en agosto pasado por el Ejecutivo con la canadiense Pacific.

El presidente de Perú, Ollanta Humala, observó la ley en septiembre pasado, poco después de que una delegación gubernamental alcanzara un acuerdo con las comunidades nativas que habitan en las cercanías al lote 192, cuyos pozos mantenían paralizados para reclamar indemnizaciones por temas ambientales y pagos en compensación del uso de las tierras por parte de Pacific. El lote 192, situado en la frontera norteña de Perú con Ecuador, en la región Loreto, representa el 17% del total de producción de petróleo del país andino, con una extracción diaria de unos 11.000 barriles de crudo.

La ecuatoriana Petroamazonas prevé mantener su nivel de inversión y producción en 2016

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EFE.- La petrolera estatal ecuatoriana, Petroamazonas, anunció que prevé mantener los niveles de inversión y producción en 2016, pese al entorno difícil que ha generado la drástica caída de los precios internacionales del crudo. Oswaldo Madrid, gerente de Petroamazonas, asegura que la empresa pública prevé mantener su producción el próximo año en un promedio de 350.000 barriles diarios, volumen similar al de 2015. Asimismo, aspira a que el presupuesto de 2016 sea similar a los 3.500 millones de este año, aunque aún debe decidirse por el Estado ecuatoriano.

«Estamos a las puertas de terminar un año que ha sido bastante difícil», admitió Madrid al precisar que la drástica caída del precio del crudo, en torno a los 40 dólares por barril en los mercados internacionales, ha impactado a toda la industria petrolera. «Lo importante es que se han estado tomando las acciones necesarias para pasar las dificultades de la mejor manera posible», añadió el gerente de la petrolera ecuatoriana, que espera una recuperación de los precios del crudo.

Para Madrid, «si bien la actividad petrolera no está generando actualmente los mismos ingresos que antes, no deja de ser rentable» y aún es una de las fuentes principales de financiación del Estado. La merma de ingresos también ha incidido en los niveles de inversión de la empresa pública, que se ha visto obligada a optimizar el uso de recursos hacia las «actividades más productivas», añadió el gerente. Las restricciones, de momento, no han llegado a la necesidad de reducir personal, como ha ocurrido con muchas compañías petroleras en el mundo, resaltó, aunque declaró que esa y otras medidas se estudiarán en caso de que la situación así lo requiera.

«Esperemos que la situación mejore, pero parece que se extenderá por un tiempo», reiteró Madrid que, sin embargo, dijo que se mantendrán proyectos emblemáticos de Petroamazonas, como el proceso de uso de gas asociado a la extracción de crudo, que antes se liberaba al ambiente y que ahora usa para la generación eléctrica. Tampoco los proyectos ambientales que, según el gerente, es la «principal prioridad» de la petrolera estatal y por un «compromiso con el país y el medio ambiente».

El ejecutivo también resaltó que, pese a las dificultades, campos de extracción administrados por Petroamazonas, como los llamados Sacha, Auca y Cuyabeno, tres de los más importantes del país, han mejorado su producción. Madrid también destacó la eficiencia de la gestión de la estatal y dijo que el coste de operación, que en 2014 fue de 8,81 dólares por cada barril extraído, este año se reducirá a sólo 8 dólares, un valor al que calificó de competitivo a nivel mundial.

Repsol logra plusvalías de 300 millones de euros tras vender su 10% en CLH al grupo Ardian por 325 millones

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Redacción / Agencias.- Repsol ha alcanzado un acuerdo con el grupo inversor Ardian para la venta del 10% del capital que mantenía en la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH) por 325 millones de euros, según anunció. La venta de CLH supondrá para Repsol una plusvalía de 300 millones de euros. Tras esta operación, el grupo inversor Ardian, con sede en París, alcanza el 25% del capital de CLH.

La operación forma parte del programa de optimización del portafolio de Repsol mediante ventas selectivas de activos no estratégicos iniciado tras la adquisición de Talisman, en la que Repsol consiguió «un importante aumento en la producción y la cantidad y calidad de sus activos«. La compañía realizó un minucioso proceso de análisis y contactó con cerca de 150 inversores potenciales, «entre los que encontró un gran interés que se ha materializado en la recepción de ofertas y una elevada competición».

Por su parte, el consejo de administración de CLH se reunirá este martes para abordar, entre otros asuntos, la revisión del precio de la oferta de exclusión de acciones que se encuentran actualmente en tramitación, teniendo en cuenta la venta por parte de Repsol del 10% que mantenía en la compañía. El precio de la oferta estará en todo caso sujeto a la autorización de la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), según CLH.

Por otro lado, el grupo francés Ardian ha subrayado que la adquisición del 10% del capital en manos de Repsol refuerza su posición como accionista mayoritario de CLH, donde tendrá una participación del 25%. Ardian entró en el capital de CLH en 2011 tras adquirir una participación del 10%, y en 2013, se hizo con un 5% adicional. Ardian ha resaltado que esta nueva inversión en CLH evidencia su compromiso a largo plazo con proyectos de infraestructuras claves en Europa.

CLH es propietario y operador de la mayor red de transporte y almacenaje de productos petrolíferos en España, con más de 4.000 kilómetros de oleoductos y una capacidad de almacenamiento de 7 millones de metros cúbicos, incluyendo reservas nacionales estratégicas. Además, recientemente ha adquirido GPSS, la mayor red de distribución de petróleo en Reino Unido. Tras la salida de Repsol, entre los principales accionistas de CLH figuran el fondo Global Infraestructure (15%), Cepsa (9,145%), Oman Oil (10%), BP (5%), y Kartera 1, de Kutxabank (5%).

Mathias Burghardt, miembro del Comité Ejecutivo de Ardian y responsable de Infrastructure, ha subrayado que esta inversión aporta seguridad y estabilidad a CLH, un activo «estratégico clave» para España. «Ardian Infrastructure seguirá trabajando con la compañía para proveer a sus clientes de servicios logísticos altamente eficientes y fiables, a la vez que continúa liderando la innovación en la industria», indicó.

Tras la apertura de la oficina de Madrid en septiembre, Ardian fortalece su presencia en España, donde la compañía ve «grandes oportunidades», según el director general de Infraestructuras de Ardian, Juan Angoitia. «Nuestra capacidad para garantizar el flujo de operaciones, gracias a nuestra presencia y a nuestra red local, y de aportar una visión de largo plazo a activos de carácter estratégico se pone de manifiesto en las tres operaciones realizadas en CLH a través de acuerdos con sus propios clientes y accionistas industriales», señaló.

Cepsa planea elevar un 29% sus inversiones en refino, hasta los 1.250 millones de euros

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EFE.- Cepsa está elaborando un nuevo plan de que supondrá la inversión de 1.250 millones de euros en el área de refino en los próximos cinco años, casi un 29% más que en el último plan, según han indicado fuentes de la petrolera. Este nuevo plan de inversiones, que previsiblemente se aprobará a finales de año, también recogerá un recorte de los fondos destinados al área de exploración y producción («upstream») para adaptarse al actual contexto de bajos precios del crudo.

De hecho, el último plan, que preveía unas inversiones de 10.000 millones en 10 años, ya recogió un recorte en las inversiones en exploración y producción del 20%. Los fondos del área de refino, que se dedicarán principalmente a mejorar la eficiencia de las instalaciones y a reforzar la integración entre refinerías y petroquímicas, pretenden impulsar la competitividad del negocio de refino en un entorno cada vez más complejo. El sector del refino europeo se enfrenta a la competencia cada vez mayor de refinerías de otras zonas como Oriente Medio.

Esta situación cambió en los últimos meses gracias al repunte de la demanda y la caída de los precios del crudo, que han elevado este margen en Europa de 2 a 7,3 dólares por barril en un año. Sin embargo, Cepsa admite que las dificultades estructurales persisten, por lo que acelera el proceso de mejora tecnológica para que cuando los márgenes vuelvan a caer puedan competir con los nuevos agentes.

Nadal: el impacto de los arbitrajes internacionales por las renovables sería «muy pequeño» para el sistema en el «peor escenario»

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Redacción / Agencias.- El secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, aseguró en el Senado ante la Comisión de Presupuestos que el impacto para el sistema eléctrico de la veintena de arbitrajes internacionales presentados ante el Centro Internacional para el Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (Ciadi) contra España por los recortes efectuados a la retribución de energías renovables sería «muy pequeño» en el «peor escenario» ya que el arbitraje afecta «exclusivamente» al inversor que arbitra contra el Estado y «a nadie más».

De esta forma, auguró que en el «peor escenario» para España el impacto para el conjunto de la estabilidad del sistema sería «muy pequeño», tras recordar que «muchos» de los arbitrajes se dirigen contra medidas del Gobierno socialista de 2010 y algunos recogen planteamientos «bastante peregrinos». En este sentido, apuntó que «ninguna empresa española podría arbitrar contra el Reino de España», y recordó que la posición de la Comisión Europea sobre este asunto es que al tratarse de empresas europeas arbitrando contra un Estado miembro «no se está utilizando adecuadamente la Carta de la Energía«.

Esto se debe, según explicó, a que existen «suficientes medios jurídicos en tribunales europeos y españoles para garantizar la seguridad jurídica de todos inversores en territorio español de origen europeo». En cualquier caso, Nadal sostuvo que la sostenibilidad del sistema eléctrico está «garantizada» para los próximos seis años «si se mantiene el marco regulatorio estable que se ha creado en esta legislatura» y que «elimina el principal problema del sector», en referencia al déficit tarifario.

La CNMC vigila a petroleras

Respecto a la admisión a trámite por la Audiencia Nacional de una querella contra las principales petroleras por si podrían haber actuado de manera concertada para alterar precios, Nadal señaló desconocer esta decisión por parte de la Justicia, aunque subrayó que «quien vigila que no existe situación oligopolística o de concertación de precios es la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), organismo regulador». «Nosotros ponemos a disposición de ella toda la información que tenemos a nuestra disposición para que analicen continuamente el mercado. En su momento hubo una petición de la Fiscalía de que le diéramos toda la información que teníamos en nuestro poder, y no sé exactamente qué es lo que ha ocurrido», añadió al respecto.

Respecto a los presupuestos del área de energía para 2016, Nadal indicó que la reducción del 12,5%, hasta 4.227 millones de euros, se debe a la reducción de los costes eléctricos, los cambios en los cánones hidráulicos, la caída del precio del petróleo y la modificación del sistema de financiación de la política de eficiencia energética. Esta política sostuvo que deberá ser la «prioridad» en la política energética para los próximos años tras conseguir atajar el déficit eléctrico en 2014, alcanzando el equilibrio, y previsiblemente conseguir «superávit» para este ejercicio, poniendo así fin a una serie de 12 ejercicios con déficits de tarifa «muy importantes».

Además, defendió que el Gobierno ha bajado la parte del recibo correspondiente a los costes regulados, con un descenso del 2% que entró en vigor en agosto, en la que tiene capacidad de actuar, ya que en lo que respecta al mercado no tiene margen. «Hemos rebajado por primera vez la parte de costes regulados, mientras que en las dos anteriores legislaturas subían y encima se iba generando déficit», añadió al respecto, subrayando que de no haberse actuado se habría producido una subida en el coste del recibo de un 40%, «que es lo que recibimos y hemos intentado evitar».

La francesa Total recorta sus inversiones e incrementa sus objetivos de rebaja de gastos

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EFE.- El grupo petrolero francés Total presentó su estrategia ante los bajos precios del barril de crudo. Se trata de un severo recorte de las inversiones, que pasará de los 28.000 millones de dólares de 2013 a un nivel de 17.000-19.000 a partir de 2017, y un incremento de los objetivos de reducción de los costes en operaciones, cifrados en 1.200 millones de dólares en 2015, objetivo conseguido al 66% en el primer semestre, y elevado hasta los 2.000-3.000 millones en 2017.

Hay que reseñar que sus inversiones, tras el pico de 28.000 millones de dólares en 2013, van a quedarse en 23.000-24.000 millones de dólares este año. Total incrementó su producción en un 11% en la primera mitad de 2015 respecto al mismo periodo de 2014 y espera que la progresión anual sea del 6 al 7% entre 2014 y 2017, con un menor ritmo a continuación. Así, el ascenso medio en 2014-2019 sería del 5%.

El grupo hizo hincapié en que ha mostrado «una buena resistencia» a los bajos precios de los hidrocarburos y confirmó que a partir de 2017 su dividendo estará cubierto con «flujos de tesorería orgánicos» con un barril a 60 dólares. A largo plazo, tiene intención de destinar el 75% de sus capitales a la exploración y producción y el 25% al resto del negocio. También invertirá unos 500 millones de dólares anuales para «desarrollar actividades rentables en las nuevas energías«.

La francesa Total vende al operador Suncor un 10% en el proyecto Fort Hills en Canadá

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EFE.- El grupo petrolero francés Total anunció la venta de un 10% de su participación en el proyecto Fort Hills a Suncor, que es el operador de ese yacimiento en las arenas bituminosas de Alberta, en Canadá, por unos 230 millones de dólares. Con esta cesión, que está sometida al visto bueno de las autoridades, la francesa bajará al 29,2% su participación en Fort Hills, mientras que Suncor subirá al 50,8%. El 20% restante seguirá en manos de Teck Resources.

Este proyecto, cuyas instalaciones están construidas por ahora en un 40% ya que su entrada en explotación está programada para finales de 2017, se encuentra a unos 90 kilómetros al norte de la ciudad de Fort McMurray, y se estima que su capacidad de producción será de 180.000 barriles de petróleo diario. Arnaud Breuillac, director de la actividad de exploración y producción de la petrolera, explicó que tras realizar un análisis de sus activos en un contexto de bajos precios del barril, su estrategia pasa por reducir su exposición a las arenas bituminosas de Canadá.

Consecuentemente, después de suspender a comienzos de año el proyecto Joslyn, la reducción de su participación en Fort Hills le permitirá ahorrar unos 530 millones de dólares en las inversiones necesarias para su puesta en marcha hasta finales de 2017. Total conserva un 50% en el proyecto Surmont también en Canadá, con una capacidad de producción de 150.000 barriles diarios.