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La petrolera brasileña Petrobras contrata una línea de crédito por 4.350 millones de dólares con duración hasta marzo de 2023

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EFE.- La petrolera Petrobras, la mayor empresa de Brasil, contrató una línea de crédito por la que podrá obtener hasta 4.350 millones de dólares, en caso de que los necesite, con un consorcio integrado por 17 bancos, en su gran mayoría extranjeros. «A través del instrumento, la compañía podrá efectuar retiradas de esa línea hasta el mes anterior a su vencimiento», previsto para marzo de 2023, según indicó la petrolera estatal.

Petrobras añadió que es la primera vez que contrata este tipo de crédito, por el que pagará un interés anual del 0,51%, tan solo para mantener los recursos a su disposición. «Este contrato crea otra alternativa para que la compañía tenga recursos a disposición y para que los utilice según sus necesidades. De esa forma, Petrobras podrá usar su caja para el pago anticipado de deudas ya existentes, con lo que logrará una reducción del coste de la carga de la deuda«, apuntó la compañía.

Los bancos líderes en el acuerdo fueron BNP Paribas, Citibank, Credit Agricole y Mizuho Bank, pero el contrato también compromete a instituciones como Bank of America, Bank of China, HSBC Bank, J.P.Morgan Chase Bank, Morgan Stanley, Banco Santander Brasil y The Bank of Nova Scotia. «La operación está alineada a la estrategia de la empresa de gestión de pasivos, que busca mejorar el perfil de amortización y de coste», agregó.

Objetivo: reducir la deuda líquida

La petrolera, controlada por el Estado, ya había captado en enero 2.000 millones de dólares con un lanzamiento de títulos en el mercado internacional que usará para pagar anticipadamente bonos de mayor coste, y, de esa forma, reducir el peso de su endeudamiento. En su Plan de Negocios para el quinquenio 2018-2022, Petrobras se propuso reducir tanto su deuda líquida como su exposición financiera. La meta es que la deuda líquida no pueda superar en más de 2,5 veces la generación de caja. En 2015, en su peor crisis, esa relación era de 5,3 veces.

Petrobras ha ejecutado un severo plan de ajuste, de reducción de inversiones, de venta de activos y de disminución de deuda para hacer frente a las gigantescas pérdidas que sufrió en los últimos años a consecuencia de la caída de la cotización del crudo y del escándalo de corrupción del que es protagonista. El plan le permitió reducir significativamente una deuda líquida récord que amenazaba la financiación de sus operaciones. A finales de septiembre, según su último balance, la deuda bruta de Petrobras ascendía a 108.912,7 millones de dólares tras haber alcanzado en el tercer trimestre de 2015 un récord de 153.636,4 millones de dólares.

La petrolera francesa Total se convierte en el segundo operador del Mar del Norte al adquirir la danesa Maersk Oil

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EFE.- La petrolera francesa Total completó la adquisición de la danesa Maersk Oil, lo que la convierte en el segundo operador en el Mar del Norte con una producción de 500.000 barriles diarios en el horizonte de 2020. La operación, que había sido anunciada en agosto, aporta a Total 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo de reservas y recursos y una producción suplementaria de 160.000 barriles diarios a partir del año próximo y de 200.000 en 2020, señaló el grupo.

Con la compra de la filial petrolera de A.P. Moller-Maersk, la multinacional francesa «refuerza su liderazgo en el Reino Unido y en Noruega» y «extiende sus actividades a Dinamarca», agregó. El presidente de Total, Patrick Pouyanné, indicó que «la excelente complementariedad» entre ambas empresas «permitirá generar sinergias superiores a los 400 millones de dólares anuales«. Con la operación, A.P. Moller-Maersk se convierte en accionista de Total, con el 3,7% del capital. El acuerdo prevé que la empresa danesa reciba casi 4.950 millones de dólares en acciones de Total. Asimismo, la petrolera francesa asume 2.500 millones de dólares de deuda aproximadamente.

Repsol prevé mejorar la generación de caja en 300 millones de dólares avanzando en la digitalización e innovación tecnológica

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EFE.- La petrolera Repsol se encuentra inmersa en un proceso de digitalización e innovación tecnológica con el que pretende sumar, a corto plazo, 300 millones de dólares de tesorería neta (free cashflow), según explicó su director general de Exploración y Producción, Luis Cabra. Así, Repsol apuesta por las herramientas digitales y la flexibilidad en los márgenes de producción gracias a la eficiencia.

«Estas herramientas, que se pueden obtener a un relativo bajo coste, nos permiten capturar información, almacenarla y transmitirla con una facilidad que nada tiene que ver con años anteriores», explicó Cabra. Asimismo, valoró la mejora en la eficiencia gracias a conceptos como los macrodatos, el avance en los sensores de transmisión y la inteligencia artificial «capaz de emular el cerebro humano para sacar conclusiones de forma sofisticada» con la información.

En este sentido, Repsol alcanzó un acuerdo en el 2014 con el gigante tecnológico IBM para colaborar en innovación e investigación científica que optimice la producción y explotación de nuevos yacimientos de petróleo. Englobado en el proyecto Watson de IBM, esta sinergia fue «pionera en el sector de la energía» y permitió a Repsol desarrollar aplicaciones como Pegasus, primer desarrollo tecnológico que aplica el conocimiento cognitivo a la exploración y producción de petróleo y gas.

Respecto a la cuestión medioambiental, Cabra apuntó que «es una falacia» que seguridad y responsabilidad climática aumenten los costes de producción de las empresas, ya que el desarrollo en innovación mejora la eficiencia de la exploración. «La seguridad y la protección ambiental es básica en el negocio, la sociedad nos dejará operar en el sentido en el que nuestra actividad se haga de forma segura y que el medio ambiente está protegido al 100%», concluyó.

La petrolera española Repsol presenta una oferta en Grecia junto a Hellenic Petroleum (HELPE) para explorar en el mar Jónico

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EFE.- Al tiempo que el Consejo de Gas Natural Fenosa ha nombrado a Guillermo Llopis e Íñigo Alonso de Noriega como nuevos consejeros dominicales a propuesta de Repsol en sustitución de Josu Jon Imaz y Miguel Martínez, la multinacional está apostando por hacerse con buena parte de la explotación energética en Grecia y, tras asegurarse derechos de exploración en la plataforma continental, ahora solicita permisos para hacerlo en el mar Jónico.

Repsol presentó una oferta junto a Hellenic Petroleum (HELPE) para explorar en un bloque situado en el mar Jónico, a través de un consorcio en el que ambas compañías participan a partes iguales, si bien será la española la que dirigirá el proyecto, según indicó la empresa helena. El Ministerio griego de Energía indicó que la solicitud, con la que se ha cerrado el proceso de licitaciones, será analizada en breve por la empresa encargada de gestionar los hidrocarburos (HHRM). La licitación final quedará en manos del Gobierno y el Parlamento deberá aprobar el contrato.

HELPE presentó además una oferta junto con la estadounidense ExxonMobil y la francesa Total para explorar en aguas situadas al suroeste y al oeste de la isla de Creta. En este sentido, el ministro de Energía, Yorgos Stathakis, afirmó que el interés de estas multinacionales constituye «un voto de confianza» en las perspectivas de la economía griega y en el papel de Grecia «como un factor de estabilidad en el sureste del Mediterráneo». No hay datos precisos sobre el volumen de gas y petróleo que puede haber en el Jónico.

En el caso de resultar adjudicatario, Repsol ampliaría así su presencia en Grecia, pues el año pasado obtuvo la autorización para explorar y explotar yacimientos de hidrocarburos en la región de Etolia-Acarnania y en Ioánina en consorcio con la compañía helena Energean Oil and Gas. Repsol participa en este consorcio con un 60% y también es la encargada de llevar a cabo las exploraciones en ambas zonas, que cubren un área de 8.547 kilómetros cuadrados.

Consejo de Gas Natural Fenosa

Respecto a los nombramientos de Guillermo Llopis e Íñigo Alonso de Noriega en el consejo de Gas Natural Fenosa, está previsto que, una vez se complete el traspaso de Repsol al fondo CVC del 20,072% del capital de la gasista, estos dos consejeros y el tercer miembro de Repsol (Luis Suárez de Lezo) en el máximo órgano de gobierno sean sustituidos por las tres personas que designe el nuevo accionista.

Gas Natural Fenosa ha indicado que los nuevos consejeros fueron nombrados por el sistema de cooptación y que tendrán la consideración de consejeros dominicales a propuesta de Repsol. El Consejo decidió además nombrar a Íñigo Alonso de Noriega miembro de la Comisión de Nombramientos y Retribuciones y a Guillermo Llopis miembro de la Comisión Ejecutiva y de la Comisión de Auditoría. También formarán parte de esta Comisión Ejecutiva Luis Suárez de Lezo y Alejandro García-Bragado.

Petroamazonas, petrolera estatal de Ecuador, incorpora un nuevo campo de extracción de crudo en la Amazonía

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EFE.- La petrolera estatal de Ecuador, Petroamazonas, anunció la incorporación de un nuevo campo de extracción de crudo en el llamado Bloque 61 Auca, en la provincia amazónica de Orellana. Se trata del Campo Tortuga, donde concluyó la perforación de un pozo de exploración con un potencial de producción de 1.200 barriles diarios, según Petroamazonas. El objetivo de la perforación del pozo exploratorio es «entregar información petrofísica de los reservorios con espesores saturados de hidrocarburos.

Petroamazonas considera que Campo Tortuga cuenta con un yacimiento de petróleo de 10 millones de barriles. «Con este descubrimiento se incorpora un nuevo reservorio a la operación de Petroamazonas», que será «evaluado y analizado con campos vecinos para poder llevar a cabo su explotación de manera sostenible y responsable», agrega. La operación está a cargo de Petroamazonas, una empresa pública que produce unos 400.000 barriles de petróleo diarios, a un coste de producción de 16,90 dólares por barril. Ecuador extrae unos 530.000 barriles de crudo diarios, la mayor parte de ellos destinados la exportación, por lo que se considera uno de los ingresos más importantes en la financiación del Estado.

La compañía italiana ENI explorará en aguas de Rabat (Marruecos) en busca de petróleo por primera vez

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EFE.- La compañía italiana ENI va a iniciar una operación de exploración en busca de petróleo en aguas de Rabat (Marruecos), donde nunca antes se ha explorado, según revela el diario Le Matin, que prevé esta operación esta semana próxima. Las operaciones tendrán lugar a unos 30 kilómetros de la costa atlántica, a la altura de Rabat, en el bloque llamado Rabat Deep Offshore, participado por ENI (40%), Woodside Energy (20%) y la Oficina Nacional de Hidrocarburos (ONHYM, 25%).

Para los trabajos de perforación, ENI va a necesitar traer desde Chipre el barco Saipem 12000, con pabellón de las Bahamas y una longitud de 28 metros, del que se espera llegue a la zona de exploración el 9 de marzo próximo. Según el diario, la decisión de exploración se ha tomado tras un estudio de viabilidad realizado por un gabinete estadounidense especializado y que ha concluido que existe en la zona un potencial bruto de 768.000 millones de barriles.

Aunque no había habido exploraciones a la altura de Rabat, sí que hay permisos expedidos en las aguas vecinas, concretamente en Kenitra y Mohamedia. Son numerosas las compañías que exploran en aguas marroquíes y también dentro del territorio buscando hidrocarburos, hasta ahora sin éxito, lo que obliga a Marruecos a una dependencia total del mercado exterior para su aprovisionamiento y le ha llevado a desarrollar en los últimos años ambiciosos planes en las energías renovables.

Repsol logra un beneficio de 2.121 millones en 2017, un 22,2% más y el mayor de los últimos 6 años

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Europa Press / EFE.– Repsol obtuvo un beneficio neto de 2.121 millones de euros en 2017, lo que supone un incremento del 22,2% respecto al alcanzado un año antes, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). En un escenario de precios bajos de las materias primas, la compañía, apoyada en las fortalezas de sus negocios y sus planes de eficiencia, alcanzó el mayor resultado neto de los últimos 6 años.

El modelo de negocio integrado de Repsol facilitó que la compañía afrontase de «manera satisfactoria» la coyuntura y aprovechase la leve recuperación de los precios del crudo y del gas a partir de junio. Repsol ha destacado que la gestión con foco en la creación de valor y la flexibilidad y diversificación que proporciona la integración de los negocios impulsaron el beneficio neto ajustado, que creció un 25,1%, hasta los 2.405 millones de euros, frente a los 1.922 millones de 2016, también el más alto de los últimos seis años.

La buena marcha de los negocios de Repsol se tradujo en una subida del 29% del resultado bruto de explotación (Ebitda), que con 6.723 millones de euros, logró el mejor dato del último quinquenio. Paralelamente, Repsol redujo su nivel de deuda un 23%, hasta situarla en 6.267 millones de euros al cierre del ejercicio. La ejecución del programa de sinergias y eficiencias generó cerca de 2.400 millones de euros de ahorro, con lo que Repsol batió las expectativas y superó un año antes de lo previsto el objetivo que se había fijado para 2018 en el plan estratégico, que era de 2.100 millones de euros.

El resultado del área de Upstream (exploración y producción) se situó en 632 millones de euros, lo que supone un aumento de 580 millones de euros respecto a los 52 millones que se obtuvieron en 2016, lo que supone multiplicar por 12 su resultado. A este aumento contribuyeron las medidas adoptadas en su plan de sinergias y eficiencias, el reinicio de la actividad en Libia y la subida de los precios internacionales de referencia. Estos resultados del negocio de exploración y producción se registraron con una cotización media de las materias primas que se mantuvo en un rango bajo durante 2017, con 54,2 dólares por barril en el caso del Brent y 3,1 dólares por Mbtu en el Henry Hub.

Además, la compañía presidida por Antonio Brufau aumentó su producción un 0,7% respecto al 2016 hasta alcanzar una media de 695.000 barriles equivalentes de petróleo diarios, la mayor producción desde 2011 y superando el objetivo de 680.000 barriles marcado para 2017, gracias al reinicio de la actividad en Libia, a los incrementos obtenidos en distintos activos y a la puesta en marcha de proyectos como Juniper (Trinidad y Tobago), Lapa y Sapinhoa (Brasil )y Shaw, Cayley y Flyndre (Reino Unido).

En cuanto al Downstream (refino, química y marketing), el resultado, de 1.877 millones de euros, se mantuvo en línea con los de ejercicios anteriores, cayendo apenas un 0,3% respecto a los 1.883 millones del 2016, lo que referencia a esta división de negocio como el «gran generador» de caja de la compañía. Durante 2017, las áreas de Refino, Marketing, Trading y Gas&Power aumentaron sus resultados, el área de Lubricantes incrementó sus ventas y el área de Química mantuvo la robustez de los dos últimos años. La petrolera situó su margen de refino el año pasado en los 6,8 dólares por barril, un 7,9% superior a los 6,3 dólares por barril obtenidos en el ejercicio 2016.

Retribución del consejo de administración

Por otro lado, los principales directivos de Repsol, Antonio Brufau y el consejero delegado Josu Jon Imaz, ganaron 3,08 millones y 4,03 millones de euros, respectivamente, en 2017, un 5,8% más en el caso de Brufau y un 34% más en el de Imaz. En el caso de Antonio Brufau el total de la retribución la percibió en metálico y en el de Imaz 3,84 millones fueron en metálico y 187.000 euros en acciones. Además, en el caso de este último se contabilizan 254.000 euros de aportación a sistemas de ahorro, en los que ya acumula 1,62 millones de euros.

El presidente de Repsol, Antonio Brufau, percibió en 2017 2,5 millones de euros de remuneración fija y 589.000 euros por otros conceptos. Por su parte, el CEO Josu Jon Imaz recibió 1,2 millones en concepto de sueldo, 177.000 euros de remuneración fija y 1,44 millones de euros en retribución variable a corto plazo y 821.000 euros en variable a largo.

En cuanto a otros miembros del consejo de administración de Repsol, Gonzalo Gortázar, que es consejero delegado también de Caixabank, percibió 376.000 euros en 2017 en Repsol, un 22% más que el año anterior. El exvicepresidente de Caixabank, Antonio Masanell, que a finales del año pasado renunció a su puesto en el consejo de Repsol, percibió 243.000 euros en 2017 como consejero de la petrolera, el triple que un año antes, en que percibió 81.000 euros. Por su parte, el presidente de Caixabank, Jordi Gual, que fue nombrado en diciembre consejero externo dominical en sustitución de Masanell, no ha tenido tiempo de recibir ninguna cantidad.

Mario Fernández, que el pasado 20 de febrero dimitió como consejero de Repsol tras conocer que el Tribunal Supremo había desestimado el recurso que interpuso contra una sentencia que lo condenó por un delito de apropiación indebida en su etapa de presidente de Kutxabank, percibió en la petrolera el año pasado 309.000 euros, lo mismo que en 2016. El consejo de administración de Repsol recibió en conjunto 14,46 millones de euros en 2017, un 13,6% más que el año anterior.

Las pérdidas de la mexicana Pemex crecen un 74,4% en 2017, hasta los 16.847 millones, por el deterioro de activos

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EFE.- Petróleos Mexicanos (Pemex) incrementó sus pérdidas en 2017 un 74,4%, hasta los 16.847 millones de dólares, atribuible en buena parte al deterioro de activos, pues la firma aumentó ingresos, cumplió con la meta de producción y mantuvo la deuda estable. En 2016 las pérdidas de la petrolera mexicana estatal fueron de 9.663 millones de dólares.

En el último trimestre de 2017, Pemex perdió 17.083 millones de dólares, un 584% más interanual. Este resultado se debe en gran medida al concepto de «deterioro de los activos fijos», equivalente a 156.000 millones de pesos (8.410 millones de dólares) en 2017, que contrasta con el impacto en el deterioro de activos de 331.300 millones de pesos (unos 17.860 millones de dólares). «En 2016 no hubo este impacto de un deterioro de activos como observamos en 2017, por lo que la comparación de los estados financieros muestra diferencias significativas, especialmente en utilidad bruta y neta», apuntó el subdirector de Tesorería de Pemex, Roberto Cejudo.

Según explicó Cejudo, el registro de deterioro de activos se hace acorde a normas internacionales y metodología petrolera. Esta partida no genera «flujo de efectivo y es estrictamente contable», puntualizó. Eso sí, después de tres trimestres consecutivos con beneficios, Pemex registró de nuevo pérdidas netas en el tercer trimestre del 2017, que se acrecentaron con estos malos resultados del último trimestre del pasado año. El deterioro de activos influye en el coste de ventas, que creció un 116% interanual, aunque sin este factor sería del 15%, atribuido a más importaciones. Pemex también atribuyó sus pérdidas a un incremento de impuestos y derechos y del coste financiero, así como a una afectación causada por la depreciación del peso frente al dólar.

No obstante, Cejudo destacó que, a nivel operativo, Pemex logró estabilidad y cumplió la meta financiera, con un déficit de 5.067 millones de dólares. Positivamente, la petrolera señaló que los ingresos ascendieron a 71.001 millones de dólares, un 30,1% más que en 2016. Los ingresos en ventas nacionales crecieron un 30,9%, hasta situarse en 44.341 millones de dólares, y de un 28,7% en las exportaciones, hasta ubicarse en 25.701 millones. El alza en las ventas se debió en mayor parte a una recuperación de los precios de los hidrocarburos con «volúmenes razonablemente estables». Las exportaciones se vieron favorecidas por un mayor precio de la mezcla mexicana, de 35,6 dólares el barril a finales del 2016 a 46,7 dólares en 2017.

Logra sus objetivos de producción

El director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Exploración y Producción, Gustavo Hernández, celebró que por segundo año consecutivo Pemex alcanzó la meta de producción anual de crudo, con 1,95 millones de barriles diarios para 2017, a pesar de que implica una caída del 9,5% frente al año anterior, cuando se lograron 2,15 millones de barriles por día. Asimismo, la producción de gas natural se redujo en un 13,6%, al situarse en 4.205 millones de pies cúbicos diarios. La deuda financiera total se incrementó un 2,8% comparada con el mismo periodo del año anterior y, en diciembre de 2017, se ubicó en 103.000 millones de dólares. Para 2018, la inversión estimada de la empresa es de 11.100 millones de dólares.

El beneficio bruto se ubicó en 12.478 millones de dólares después de deducir el coste de las ventas, lo que significó un 54,6% menos del registrado en el año precedente, mientras el rendimiento de operación cayó 74,8%, al situarse en 5.414 millones de dólares. La petrolera precisó que el rendimiento antes de impuestos y derechos (ebitda) cayó un 25,7% respecto a 2016, al ubicarse en 2.755 millones de dólares. Asimismo, los pasivos de Pemex, que incluyen deudas a corto y largo plazo, impuestos y derechos, ascienden a 183.261 millones de dólares, un 1,8% más respecto al cierre del pasado año.

A raíz de la reforma energética, que abrió el sector al capital privado después casi ocho décadas de monopolio estatal, Pemex está inmersa en un proceso de transformación que incluye una reestructuración interna y la alianza con firmas privadas. La empresa pública anunció en 2016 un recorte presupuestario de 5.400 millones de euros, afectando especialmente a sus proyectos de exploración y producción. Así, los datos de 2017 suponen un retroceso para el saneamiento de Pemex cuando en 2016 había logrado reducir sus pérdidas un 58,5%, unos resultados significativamente más positivos que los del 2015, cuando Pemex registró una pérdida neta de 30.315 millones de dólares.

Cepsa ve como entra en producción un yacimiento en Argelia mientras la producción en la refinería La Rábida se mantiene

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EFE.- La Refinería La Rábida de Cepsa, ubicada en Palos de la Frontera (Huelva), ha cerrado 2017 con una producción de 11,4 millones de toneladas para su comercialización, por lo que la producción se mantiene un ejercicio más por encima de los 11 millones. Asimismo, el yacimiento de gas argelino de Timinum, explotado por la española Cepsa, la francesa Total y la argelina Sonatrach ha entrado en fase de producción, según indicó una fuente oficial en la provincia meridional de Adrar.

Se prevé que la explotación llegue a producir en los próximos años alrededor de 5 millones de metros cúbicos diarios de gas y 466 barriles diarios de condensados a partir de los varios pozos abiertos. La entrada en producción del proyecto, del que Cepsa posee un 11,25% frente al 37,75% de Total, se inscribe en el marco de la estrategia de Sonatrach para aumentar su producción de gas y fortalecer las capacidades de otros campos.

Argelia, que celebró recientemente  el 47º aniversario de la nacionalización de hidrocarburos, atraviesa una aguda crisis económica fruto de su absoluta dependencia del petróleo y el gas, que suponen el 96% de sus exportaciones. Golpeada por la abrupta caída de los precios en 2014, inició el pasado año un proceso de diversificación y acercamiento a las energías alternativas y renovables, aunque sin dejar de lado las energías fósiles. En este sentido, ha expresado su intención de cambiar la rígida y proteccionista ley energética en busca de tecnología e inversión extranjera.

Por ello, la empresa argelina recurrió en los últimos meses a la aceleración de la firma de acuerdos y de solución de controversias con las compañías petroleras internacionales como los grupos españoles Repsol y Cepsa, o el francés Total, así como ENI (Italia) y Saipem (filial de ENI). Sonatrach tiende además a aumentar sus exportaciones de gas natural, en particular hacia Asia, con el fin de asegurar la cuota de mercado argelina frente a la competencia. El objetivo es aumentar también la exportación hacia Europa, que en 2017 fue de 54.000 millones de metros cúbicos.

Refinería La Rábida en 2017

Ese dato de producción de 11,4 millones de toneladas sí que supone una cifra levemente inferior a la de 2016, cuando alcanzó los 11,6 millones de toneladas. En estas instalaciones, según datos facilitados por la compañía, se procesaron un total de 9,27 millones de toneladas de crudo, lo que supone un sensible descenso respecto al 2016. La unidad de Hydrocracker (unidad de alta tecnología que maximiza la producción de destilados como gasóleos y querosenos mediante el craqueo de productos más pesados) ha tenido una producción de 2,44 millones, cerca de los 2,57 millones del 2016, que supusieron un récord histórico.

En la unidad de Aromax (reformado de nafta para producir benceno) se ha batido récord de carga con 595.000 de toneladas, así como en la de Morfilane (extracción de benceno con disolvente) con 596.000 toneladas y en la Planta de Asfaltos con 421.000 toneladas. Por otra parte, en la Planta Química de Palos, ubicada junto a la refinería, se ha incrementado la producción un 10% respecto a 2016, pasando de las 1,61 millones de toneladas a los 1,77 millones, batiéndose, por tanto, récord de producción.

Moody’s cree que Repsol tendrá más flexibilidad financiera para invertir en crecimiento orgánico tras la venta de Gas Natural Fenosa

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EFE.- La agencia de calificación de riesgos Moody’s ha señalado que la venta por parte de Repsol del 20% del capital que mantenía en Gas Natural Fenosa aumentará la flexibilidad financiera de la petrolera a pesar de que caerán sus ingresos por dividendos, que en 2017 alcanzaron los 195 millones de euros. El análisis de Moody’s plantea que lo más recomendable es que Repsol reinvierta «prudente y gradualmente» los ingresos de esta operación en impulsar el crecimiento orgánico de la empresa.

Moody’s ve más conveniente está opción que realizar una gran adquisición o devolver efectivo a los accionistas. Este análisis llega tras el acuerdo de la petrolera con la sociedad Rioja Bidco, controlada por la gestora británica de fondos CVC y en la que tomará una participación Corporación Financiera Alba (Grupo March), para venderle el 20,072% del capital de Gas Natural Fenosa por 3.816,3 millones de euros. Con este acuerdo, que proporcionará a Repsol una plusvalía de unos 400 millones, el grueso del capital de Gas Natural quedará repartido entre Criteria, el fondo estadounidense Global Infrastructure Partners (GIP) y Rioja Bidco.