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La patronal renovable APPA pide que la fiscalidad en la producción eléctrica penalice a las energías contaminantes

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Redacción / Agencias.- El presidente de la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA), José Miguel Villarig, pidió que se modifique el impuesto aplicado a la producción eléctrica para que se base en el principio de quien contamina paga o para que incentive la generación limpia. Así se expresó Villarig con motivo de la presentación del anuario de APPA de 2015.

Este cambio en el impuesto a la producción, que grava a todas las energías con un 7%, es una de las medidas fundamentales demandadas por APPA para que se favorezca el desarrollo de las renovables en los próximos años ya que supuso un coste de 693 millones de euros en 2015, algo que ahora ven necesario para que España pueda cumplir los objetivos previstos para el 2020, que contemplan que el 20% de la producción energética proceda de fuentes renovables.

El estudio también revela que las energías renovables disminuyeron, por primera vez en la serie que se analiza desde el año 2008 tras 7 años de continuos incrementos, su participación en la producción de energía primaria en España, con una caída de un 3,1% hasta situarse en el 13,9% del total, mientras que la producción de energías renovables creció un 9% en Europa y un 4,8% a nivel mundial. Según Villarig, además del efecto de una climatología poco favorable para la producción eólica e hidráulica y el abaratamiento de las materias primas, el descenso se produjo como consecuencia de los cambios regulatorios aplicados desde 2013.

Además, Villarig pide al Ejecutivo que «nos considere como una herramienta imprescindible para luchar contra el cambio climático» y que reconozca su papel como abaratadoras del precio del mercado. Por otro lado, la generación renovable contribuyó a reducir la dependencia energética del exterior, que en 2015 alcanzó el 72,8%, veinte puntos por encima de la media de la Unión Europea.

No obstante, el consumo de energías renovables creció un 4,6%, posicionándose como la tercera fuente de energía primaria, por detrás del petróleo, la más consumida con un 41,9%, y del gas natural, que tuvo una participación del 42,9%. Por detrás de las renovables se situaron la energía nuclear (12,1%) y el carbón (11,7%). Según José María González Moya, director general de APPA, esto se debe a un descenso en los recursos hidráulicos y eólicos y al abaratamiento del carbón. Según la patronal renovable, en 2015, la producción eólica bajó de la primera a la tercera posición de generación de electricidad por detrás de la nuclear y el carbón, e incremento su capacidad instalada muy levemente, en concreto en 27 megavatios.

Por otro lado, el sector renovable aportó al PIB 8.256 millones de euros en 2015, frente a los 7.637 millones del año anterior, lo que supone un aumento del 8,1% tras dos años de caídas y un 0,76% del PIB, según el Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España realizado por la APPA. Sin embargo, la asociación ha explicado que el aumento de la aportación al PIB se debe a los altos precios que durante el pasado ejercicio registró la venta de electricidad en el mercado, que se incrementó en un 20%, y no a la recuperación del sector, que constató un descenso en la venta de energía al sistema eléctrico y no instaló nueva potencia renovable.

Asimismo, las renovables ahorraron 6.866 millones de euros al evitar la importación de 20 millones de toneladas equivalentes de petróleo e impidieron la emisión a la atmósfera de más de 55 millones de toneladas de CO2, equivalentes a 423 millones de euros. También redujeron el déficit comercial en 2.511 millones, y produjeron ahorros al mercado diario pool por valor de 4.180 millones de euros, al abaratar en 16,9 euros por cada megavatio hora (MWh) vendido.

El sector de las renovables empleó en 2015 a 46.354 personas de forma directa, cifra que se incrementa hasta 75.475 considerando también su efecto indirecto, «muy lejos» de los 142.940 empleos en renovables de 2008. En este capítulo, el director general de la patronal ha comentado que «no hay expectativas de mejora» a corto plazo. Su aportación fiscal total superó los 1.000 millones de euros  ya que a los 693 millones del impuesto a la producción, se suman otros 330 millones del Impuesto de Sociedades. Por último, las primas recibidas por renovables en 2015 alcanzaron los 5.300 millones de euros, lo que supone un descenso del 21% con respecto a los 6.764 millones de 2013.

La AIE reduce sus previsiones de consumo de petróleo para 2016 y 2017 mientras Arabia Saudí recupera el liderazgo productor

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EFE / Europa Press.- Arabia Saudí ha recuperado el cetro como mayor productor mundial de petróleo, desbancando a Estados Unidos, que ocupaba la primera posición desde la primavera de 2014, según la Agencia Internacional de Energía (AIE), que advierte de una ralentización más intensa de lo previsto del crecimiento de la demanda mundial de crudo, lo que retrasará el reequilibrio del mercado más de lo estimado anteriormente, después de reducir las previsiones sobre el consumo mundial de petróleo tanto este año como el próximo.

En su informe sobre el mercado petrolero, la AIE disminuyó sus estimaciones sobre la demanda global en 100.000 barriles diarios para este año, de forma que será de media de 96,1 millones de barriles, lo que significa que el incremento respecto a 2015 será de 1,3 millones de barriles diarios cuando fue de 1,6 millones el ejercicio precedente.En este sentido, para 2017 el consumo será de 97,3 millones de barriles, es decir un alza interanual de sólo 1,2 millones de barriles y una corrección a la baja de 200.000 barriles si se compara con lo que había anticipado previamente.

Esa revisión resulta en primer lugar de la constatación de los datos del tercer trimestre, en el que la progresión del consumo, que fue de 1,4 millones de barriles diarios en términos interanuales en el segundo trimestre, ha sido únicamente de 0,8 millones en el tercero, la tasa más baja de los últimos dos años.Los autores del estudio destacaron que los principales pilares en los últimos tiempos de la expansión del consumo, que han sido China e India, cada vez lo son menos, y que las preocupaciones sobre los países en desarrollo están pesando.Además, en Europa hay un descenso en el tercer trimestre a causa de un descalabro de las entradas de crudo en Francia, Finlandia e Italia.

La AIE señaló que, en términos generales, después de más de un año en el que el barril se mueve en torno a los 50 dólares, el precio está dejando de ser un incentivo para elevar la demanda por ese motivo.Igualmente subrayó la aparente paradoja de que pese al hundimiento de las inversiones en la extracción por esos bajos niveles de precios, la oferta se está expandiendo por el tirón de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Precisamente los países de la OPEP mantendrán un encuentro informal entre el 26 y 28 de septiembre en Argelia con representantes de países productores de crudo ajenos al cártel con la expectativa sobre un potencial acuerdo para estabilizar los precios.

Desde finales de 2014, los países que no pertenecen a ese cártel han recortado sus extracciones en 1,4 millones de barriles diarios, y eso hay que atribuirlo en buena parte a Estados Unidos, que ha supuesto más de la mitad del recorte de las inversiones de los productores independientes. En paralelo, la OPEP ha tenido el comportamiento inverso, y en particular dos de sus miembros, Arabia Saudí e Irán, están bombeando alrededor de un millón de barriles diarios más de los que sacaban de sus pozos a finales de 2014.

La oferta disminuyó en 300.000 barriles diarios en agosto, pero eso ocurrió después de fuertes ascensos en los dos meses anteriores, y se situó en 96,9 millones de barriles diarios.Y la OPEP incrementó una vez más su contribución, en agosto en 30.000 barriles diarios, para situarse en niveles récord de 33,47 millones de barriles.Arabia Saudí, aunque disminuyó ligeramente ese mes su producción, con 10,60 millones de barriles diarios (5.000 menos que en julio), volvió a situarse como el primer país productor del mundo por delante de Estados Unidos.

La AIE señala que la estrategia emprendida por Arabia Saudí en 2014 para defender su cuota de mercado a costa del desplome de los precios del petróleo ha permitido al país «sobrepasar a Estados Unidos como el mayor productor mundial de petróleo». De hecho, la agencia adscrita a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) subraya que los productores asiáticos de bajo coste de Oriente Próximo, incluyendo a Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait e Irak, se encuentran cerca de sus máximos históricos, mientras Irán sigue incrementando con rapidez su oferta desde el levantamiento de las sanciones internacionales, y en agosto subió a 3,64 millones de barriles.

Fuera de la OPEP, el resto de países disminuyó sus extracciones en agosto en 1,4 millones de barriles diarios menos que el mismo mes de 2015 con 56,4 millones, sobre todo por Estados Unidos, Rusia, Kazajistán y el Mar del Norte.Una de las consecuencias de este prolongado desequilibrio entre la oferta y la demanda es el aumento de las reservas industriales, que en el caso de los miembros de la OCDE progresaron en 32,5 millones de barriles, para alcanzar un récord de 3.111 millones de barriles.La AIE indicó que no espera que la dinámica de la oferta cambie significativamente en los próximos meses, de forma que seguirá superando la demanda, al menos, hasta la primera mitad de 2017.

La OPEP revisa al alza la producción de sus competidores durante este año mientras reduce la suya

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Europa Press / EFE.- La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) revisó al alza las previsiones de producción de crudo en 2016 de los países que no forman parte del cártel, hasta los 56,32 millones de barriles diarios (mb/d), como consecuencia de un fortalecimiento en el rendimiento de Estados Unidos en un entorno de bajos precios.

El cártel revisó al alza en 180.000 barriles diarios la producción de los países que no forman parte de la OPEP, que soportarán un descenso de 610.000 barriles diarios en su producción de este año tras comprobar cómo la producción de petróleos no convencionales en Estados Unidos ha descendido por debajo de las previsiones y el rendimiento de Noruega ha sido mejor del previsto inicialmente.

Esta menor caída puede llevar a que el exceso de producción prevista en 2017 sea algo mayor a la hasta ahora calculada por la OPEP, que ha venido apuntando en los últimos meses que el mercado tendía al equilibrio. El exceso de la oferta, por encima del consumo, ha presionado los precios a la baja en los últimos 18 meses. La OPEP recalca que el aumento de la demanda y una menor producción ayudaría a la recuperación de los precios.

«Se prevé que la producción de los países que no forman parte de la OPEP se incremente en el segundo semestre del año a raíz del reinicio en la producción de arenas de petróleo, detenida tras los incendios de Canadá, el continuo incremento de perforaciones estadounidenses, el fin de los procesos de mantenimiento de las instalaciones y el comienzo de nuevos proyectos», asegura el cártel en su informe sobre el mercado. De cara a 2017, la OPEP contempla un crecimiento de 200.000 barriles diarios en la producción de los países no miembros, hasta alcanzar una media de 56,52 millones de barriles diarios, debido principalmente al yacimiento de Kashagan en Kazajistán.

Por otra parte, Arabia Saudí redujo en 42.700 barriles su producción de crudo en agosto, hasta 10,63 millones de barriles diarios, desde el récord registrado en julio, según datos que proporcionó a la OPEP. Sin embargo, según fuentes secundarias, la producción de Arabia Saudí se incrementó en agosto en 28.000 barriles diarios, hasta 10,6 millones de barriles, lo que representa el mayor incremento mensual en la producción entre los países que forman parte de la OPEP. El conjunto de países que forman parte del cártel produjo en agosto 23.000 barriles diarios menos, hasta alcanzar los 33,23 millones de barriles diarios, cerca de los máximos históricos.

Un 20% respecto a 2015

De esta forma la producción de crudo de los 14 socios de la OPEP se redujo ligeramente en agosto mientras que mejoró la prevista para sus competidores, en un momento en el que se debate una congelación del bombeo para apuntalar los precios. El más reciente informe mensual de la OPEP revisa levemente al alza la demanda mundial de crudo en 1,23 millones de barriles diario (m/bd), hasta los 94,27 m/bd. Para 2017 los analistas del grupo petrolero estiman que la demanda crecerá en 1,15 m/bd hasta los 95,42 m/bd.

A pesar de las subidas en el crudo desde los mínimos del pasado enero, el valor del petróleo internacional de referencia se encuentra ahora entre un 20 y un 30% por debajo de su cotización hace un año y alrededor de la mitad de su precio a mediados de 2014. Los responsables de la OPEP han reiterado que para equilibrar el mercado otros grandes productores ajenos al grupo, como Rusia, deberían sumarse a una congelación de la producción. El pasado abril, Rusia y la OPEP no consiguieron acordar una congelación conjunta de la producción para apoyar los precios en una ronda de contactos en Doha.

Los 14 ministros del petróleo de la OPEP tienen previsto celebrar una reunión informal en Argel este mes en la que volverán a debatir con Rusia la situación del mercado. El ministro de Energía de Argelia, Nuredine Buterfa, indicó recientemente que hay un consenso entre los países de la OPEP y sus competidores sobre la necesidad de estabilizar el mercado. Buterfa, anfitrión de la reunión, viajó a Qatar, Irán y Rusia para lograr un acuerdo que estabilice el precio del crudo en un rango de entre 50 y 60 dólares, y confió en que la reunión de Argel pueda contribuir.

Irán, uno de los principales socios de la OPEP, se ha resistido hasta ahora a congelar su actual nivel de producción ya que espera recuperar el bombeo que tenía antes de la imposición de sanciones internacionales por su programa atómico. En la reunión argelina se estudiarán fórmulas para que Irán pueda sumarse a un acuerdo general y al mismo tiempo permitirle cierto margen para que aumente su cuota de mercado.

Las exportaciones de crudo iraní al resto del continente asiático crecieron un 47% en el último año

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EFE.- Las exportaciones de crudo iraní a China, India, Japón y Corea del Sur aumentaron un 47% entre junio de 2015 y junio de 2016 hasta alcanzar 1,72 millones de barriles diarios, más de la mitad de las exportaciones totales del país, cifradas en unos 2,5 millones de barriles.

Esos cuatro países asiáticos multiplicaron sus compras desde el anuncio en julio de 2015 del acuerdo nuclear que puso fin a las sanciones que pesaban sobre la economía iraní y particularmente sobre sus exportaciones de petróleo, compras que ya superan con creces el millón de barriles diarios que Irán podía exportar durante el embargo. China, India, Corea del Sur y Japón fueron los mayores compradores de crudo iraní bajo las sanciones. Las autoridades iraníes estiman que la compra de crudo por parte de los países asiáticos continuará al alza mientras el país recupera su cuota de mercado anterior al embargo.

Precisamente las autoridades japonesas revelaron que sus compras de petróleo iraní se habían duplicado en los últimos seis meses respecto al mismo período del año anterior, hasta unos 308.000 barriles diarios. De momento, la recuperación de las ventas de crudo fue el elemento más exitoso para Irán de la aplicación del acuerdo nuclear pese a los bajos precios del mercado, si bien las inversiones en la industria petrolera que esperaba conseguir aún no se materializaron.

Por otro lado, las compras de petróleo iraní por parte de la India se incrementaron un 67% en los primeros siete meses del año respecto al mismo período del año anterior, hasta una media de 359.000 barriles diarios. Estas compras también fueron acompañadas por el pago paulatino de los 6.500 millones de dólares que compañías petroleras de la India adeudaban a Irán, cuyo pago no pudo hacerse efectivo por el bloqueo bancario al que estaba sometido Irán. El Ministerio de Petróleo iraní indicó además que estas compras se han acelerado en el pasado julio, en el que las compras fueron de 461.000 barriles diarios, un 21% más que en junio.

La OPEP revisa al alza la demanda mundial de crudo y espera reequilibrio mientras Arabia Saudí bate récords de producción

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EFE / Europa Press.- La producción petrolera de Arabia Saudí estableció durante julio un nuevo máximo histórico al alcanzar los 10,67 millones de barriles diarios (mb/d), lo que supone un 1,1% más que en junio y un tercio de la oferta procedente de la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP), que revisó al alza en 90.000 bd su estimación de demanda para 2016, hasta 94,26 mb/d, un 1,31% más respecto a 2015, mientras prevé un reequilibrio del mercado que debería apuntalar los precios.

La OPEP corrigió al alza su estimación para los dos últimos trimestres, en especial durante «la temporada de invierno en el hemisferio norte». Ese factor, junto a menores «incentivos económicos para almacenar crudo» que reflejan ya una reducción del nivel de los inventarios, «debería contribuir al esperado reequilibrio del mercado», señala el documento. Más concretamente, prevé que el consumo petrolero del planeta aumente hasta una media de 95,22 mbd durante el actual trimestre, desde los 93,44 mbd del segundo trimestre, y se sitúe en 94,26 mbd. Para 2017, la organización mantiene sin cambios el crecimiento anual de la demanda mundial, un 1,22%, hasta 95,41 mbd, sobre todo por el mayor consumo energético en varios países en desarrollo, entre ellos China.

Con respecto a la oferta, la OPEP indica que la de sus competidores cayó en el segundo trimestre hasta 55,57 mbd y, si bien se espera una ligera recuperación en los próximos meses, en todo 2016 registrará una reducción media del 1,39% respecto al año pasado, hasta situarse en 56,13 mbd. Además volverá a reducirse, aunque en menor dimensión, en 2017, hasta los 55,97 mbd. De este modo, la OPEP mantuvo estable su cuota de mercado, con un 34,8% del total del suministro de petróleo. La razón principal del menor bombeo de los productores no miembros de la OPEP radica en el abaratamiento del crudo, que ha reducido la rentabilidad, provocando limitaciones en las inversiones y actividades en el sector.

Funciona estrategia de Arabia Saudí

«Regionalmente, el suministro No-OPEP muestra en 2016 un fuerte impacto por los bajos precios de petróleo en los países americanos de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico) y, en menor nivel, en América Latina», precisa la OPEP. «China también se vio impactada, pero solo en 2016, mientras que en otras regiones el suministro estuvo afectado por diversos factores que están relacionados parcialmente a los bajos precios del crudo», añade. La reducción de la producción rival de la OPEP fue el claro objetivo, si bien no declarado, de la estrategia que se impuso en el seno de la organización bajo el liderazgo de Arabia Saudí desde noviembre de 2014 frente al desplome de los precios del crudo.

La OPEP decidió entonces no reducir su oferta para apuntalar las cotizaciones, como se esperaba, sino dar prioridad a la defensa de su participación en el mercado, que se había saturado con una creciente producción cara y rival, incluido el auge del petróleo de esquisto en Estados Unidos. La postura de la OPEP acentuó el descalabro de los precios, que cayeron hasta menos de 30 dólares/barril en enero pasado, desde los más de 100 dólares de mediados de 2014. Así las cosas, lejos de retirarse del mercado, el grupo ha ido incrementando su bombeo, entre otros también por el aumento de suministros de Irán tras el levantamiento de las sanciones internacionales a principios de año.

Según el informe, en julio los catorce socios de la OPEP produjeron juntos 33,1 mbd, 46.400 bd más que el mes anterior. Ese volumen supera a los 31,9 mbd que la organización calcula es la demanda existente este año para los barriles de sus miembros, e incluso la que espera en 2017, de 33 mbd. Irak con 74.800 barriles más, Arabia Saudí con 30.100 barriles más, los Emiratos Árabes Unidos e Irán son los miembros que más abrieron sus grifos, mientras que Nigeria, Libia y Venezuela produjeron en julio menos que en junio. Resulta habitual que Arabia Saudí aumente su producción de petróleo durante el verano con vistas a cubrir el repunte estacional de la demanda energética en el país.

El presidente de turno de la OPEP, el qatarí Mohammad Bin Saleh al Sada, ya señaló que prevé una subida de los precios este año gracias a la mayor demanda que se espera en los últimos meses con la llegada del frío al norte del planeta. La OPEP destaca que, pese a que el crudo se abarató en cerca de un 7% en julio respecto a junio, los precios actuales, por encima de los 40 dólares/barril, superan en un 60% los niveles de enero, cuando habían caído al nivel más bajo en 12 años, en torno a los 26 dólares.

Moody’s asegura que la calidad crediticia de compañías mexicanas como la petrolera estatal Pemex seguirá estable

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EFE.- La agencia de medición de riesgos Moody’s aseguró que la calidad crediticia de las compañías mexicanas permanecerá estable hasta mediados o finales del próximo año gracias al «crecimiento económico modesto de México». Moody’s apuntó a que otro factor favorable al respecto es que las corporaciones del país mantienen perfiles de liquidez estables. «Actualmente la mayoría de las compañías mexicanas tienen un riesgo de liquidez medio o bajo, y deberían ser capaces de cubrir sus pagos de deuda, gastos operativos e inversiones de capital», apuntó.

Moody’s pronosticó que la producción de la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex), que desde marzo cuenta con calificación Baa3 (escalón previo al grado especulativo), continuará bajando alrededor de un 5% anual. Sin embargo, «la compañía continuará siendo el contribuyente individual más importante para el presupuesto del Gobierno, por lo que su carga fiscal continuará muy fuerte en el futuro previsible». Los precios del petróleo no se recuperarán lo suficiente durante el próximo debido a que el sector del petróleo y el gas continuará «estresado«. Esto provocará que Pemex, aseguró Moody’s, «dependa de financiación externa, cuanto menos, para inversiones de capital».

La italiana Eni pierde 1.242 millones de euros en el primer semestre del año

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EFE.- La petrolera italiana Eni registró una pérdida neta de 1.242 millones de euros en el primer semestre de 2016 frente a los 735 millones de beneficios que obtuvo en el mismo periodo del año precedente, según comunicó la sociedad. El resultado operativo ajustado fue de 771 millones de euros, lo que implica una contracción si se compara con los 3.086 millones de hace un año, en un contexto caracterizado por la debilidad del precio del petróleo.

En cuanto al segundo trimestre del año, Eni registró unas pérdidas de 446 millones de euros, mayores que las de hace un año, de 97 millones de euros, pero inferiores a las de los tres primeros meses del 2016, cuando alcanzaron los 796 millones. En el primer semestre del 2016, Eni registró un flujo de caja neto de la actividad operativa de 3.100 millones de euros, también en caída si se compara con los 6.554 millones registrados en términos interanuales.

La petrolera alcanzó una producción de 1.734 millones de barriles, un 0,5% más que hace un año. En este sentido, la compañía confirmó como estables las líneas trazadas a nivel productivo para este año, a pesar de la paralización de la central de Val d’Agri (Italia). Eni remarca que en lo que va de año se han producido 5 «comienzos relevantes de producción», entre ellos el de Goliat (mar de Barents). La sociedad confirmó proyectos de desarrollo en curso que permitirán un incremento productivo superior al 5% en el 2017.

El consejero delegado de Eni, Claudio Descalzi, afirmó que «en 2016, en un mercado débil pero con unos primeros síntomas de recuperación», la compañía «consigue resultados relevantes». Destacó que «la producción de hidrocarburos supera las expectativas», lo que en su opinión «compensa el bloqueo de las actividades en Val d’Agri y las interrupciones de producción en Nigeria». Descalzi refirió que Eni mantiene «una estructura patrimonial muy sólida a partir de un Brent por encima de 50 dólares por barril», por lo que propuso un dividendo de 0,40 euros por barril.

El beneficio de Shell baja un 80% por la caída de los precios del petróleo

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EFE.- La debilidad de los precios del petróleo ha tenido un impacto en los resultados semestrales de la compañía anglo-holandesa Royal Dutch Shell, cuyo beneficio atribuido bajó un 80% en la primera mitad de 2016 frente al mismo periodo de 2015. En los seis primeros meses del año, Shell registró un beneficio atribuido de 1.494 millones de euros (1.659 millones de dólares), según comunicó la empresa.

Al igual que BP, los beneficios de Shell se han visto reducidos por la caída de los precios del crudo, puesto que éstos se situaban en el segundo trimestre a un promedio de 46 dólares el barril, frente a los 62 dólares en que estaban hace un año. Según la empresa, sus ingresos se colocaron en el primer semestre del año en 96.272 millones de euros, lo que significa un descenso del 22,5% frente al mismo periodo del año anterior. El consejero delegado de Shell, Ben van Beurden, señaló que su negocio de gas rindió bien pero que «los bajos precios del petróleo aún suponen un desafío importante», por lo que reducirá los costes para hacer frente a esta situación.

Shell, que a principios de año completó la adquisición de la petrolera BG Group, aplicará un plan de reducción de costes para recortarlos en un 35% en los próximos cuatro años. Además, la petrolera espera unos ahorros de 4.054 millones de euros por la fusión con BG, mientras que también espera llevar adelante una venta de activos por valor de 27.000 millones de euros en los próximos dos años. Las compras efectuadas en el primer semestre fueron de 66.356 millones de euros, un 26,2% menos frente al mismo periodo del año pasado. La petrolera también anunció un dividendo de 0,42 céntimos de euro por acción ordinaria correspondiente al segundo trimestre.

Shell anunció que obtuvo éxito en sus trabajos de exploración en Omán y Estados Unidos, sobre todo por el descubrimiento de crudo en el pozo Fort Sumter en el golfo de México, cuya estimación de recursos es de 125 millones de barriles. La adquisición de BG le permitió a Shell aumentar en un 28% su producción, equivalente a 3.508 barriles de crudo diarios. La empresa señaló que ha completado la venta de Dansk Fuels en Dinamarca, mientras que tiene intención de construir un importante complejo petroquímico en Pensilvania (Estados Unidos).

Según los expertos, si los precios del petróleo se mantienen en niveles muy bajos, las empresas petroleras tendrán que buscar otras fuentes de ingresos, como la venta de activos. En cuanto a las perspectivas para el tercer trimestre, Shell señaló que, con sus desinversiones en Dinamarca, Noruega y Francia, el volumen de venta de productos petroleros se verá reducido en unos 200.000 barriles diarios comparado con el tercer trimestre del 2015. Su competidora BP también vio reducidos sus beneficios netos en un 37,8% en el semestre frente al mismo periodo de 2015 por la debilidad de los precios del crudo.

Repsol gana 639 millones de euros en el primer semestre, un 39% menos, tras dotar costes de reestructuración de plantilla

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Redacción / Agencias.- Repsol terminó el primer semestre con un beneficio neto de 639 millones de euros, un 39,3% menos que los 1.053 millones obtenidos hace un año, cuando registró un extraordinario financiero de unos 500 millones, y tras dotar 346 millones de gastos del proceso de reestructuración de plantilla. Según comunicó a la CNMV, en términos ajustados el beneficio se sitúa en 917 millones de euros, un 26% menos que los 1.240 millones de euros obtenidos en el mismo periodo de 2015.

Las cuentas registran varios extraordinarios. Por un lado, la comparativa arrastra los resultados financieros excepcionales del primer semestre del año pasado, de 500 millones de euros, por la posición en dólares que tenía la compañía tras cobrar la expropiación de YPF, y cuyo importe se destinó posteriormente a la adquisición de Talisman Energy. Por otro, Repsol incluyó este semestre en sus cuentas los 346 millones de gasto de la reestructuración de plantilla aprobada por la compañía para el período 2016-2018. Eso sí, el resultado bruto de explotación (ebitda) aumentó un 1,4%, hasta los 2.417 millones.

Por negocios, la petrolera obtuvo cifras positivas tanto en exploración y producción (upstream) con un beneficio de 63 millones frente a las pérdidas de 238 millones de un año antes; como en refino, marketing, química y gas (downstream) con 934 millones de euros, un 4% menos que un año antes. «En un entorno de precios deprimidos del crudo y del gas, las medidas de eficiencia y ahorro implementadas por Repsol han permitido que todos los negocios de la compañía hayan tenido un resultado positivo», destacan desde la petrolera, ya que en este primer semestre el precio medio del Brent ha bajado un 31%, el barril Texas cayó un 25% y el Henry Hub un 28%.

En producción, Repsol elevó su media hasta los 705.500 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d), un 60% más que en el 2015 debido, principalmente, a la incorporación de los activos de Talisman y a los incrementos de producción de Venezuela, Bolivia, Noruega, Brasil y Perú. En cuanto a su participada Gas Natural Fenosa, el beneficio fue de 195 millones frente a los 227 millones del mismo periodo del ejercicio anterior, también en un entorno de bajos precios del gas.

Menos beneficio en el refino

Por su parte, el área de downstream obtuvo un beneficio neto ajustado de 934 millones de euros, en línea con el del primer semestre de 2015, con un «destacado» comportamiento del negocio químico, que mejoró ventas y márgenes, que aumentaron un 4%. En cuanto al refino, sus principales cifras se vieron afectadas por las paradas de mantenimiento programas en los complejos industriales de Cartagena y Tarragona, con las que completó su programa de mantenimiento previsto en 2016 para el conjunto de sus instalaciones en España. El indicador de margen de refino se situó en 6,4 dólares por barril, 2,5 dólares por barril inferior al obtenido en el primer semestre del año pasado, influido por la evolución de los precios internacionales.

En la conferencia con analistas, el director financiero de Repsol, Miguel Martínez, ha vuelto a destacar la solidez de Gas Natural Fenosa y ha evitado concretar si entrará en el plan de desinversiones en el que la empresa «sigue trabajando». «Es una opción», ha insistido Martínez, que también evitó pronunciarse sobre el dividendo, algo que depende del consejo de la petrolera y que se abordará en «octubre o noviembre». “Seguimos trabajando en una compañía”, apuntó Martínez, que puede ser «capaz y sostenible» con el barril de petróleo a 40 dólares.

El directivo sí que señaló que el momento más adecuado para emitir los bonos híbridos podría ser el cuarto trimestre de este año e insistió en que Repsol va a mantener sus calificaciones crediticias. Al cierre del semestre, la deuda financiera neta del grupo bajó un 11,7% respecto al cierre de 2015 hasta situarse en 11.709 millones de euros, mientras que la liquidez cubre cerca de dos veces los vencimientos de deuda a corto plazo. En los últimos meses la compañía presidida por Antonio Brufau ha aprovechado las condiciones de mercado para reducir el coste financiero medio de su deuda.

La petrolera subrayó también que su plan de desinversiones ya ha alcanzado los 2.800 millones de euros, cerca del objetivo de 3.100 millones para el periodo 2016-2017. En total, el plan de Repsol prevé obtener 6.200 millones de euros por desinversiones hasta 2020. En cuanto a las inversiones, mantiene su objetivo de 3.900 millones de euros para 2016 y 2017. En el primer semestre, la petrolera ha invertido 1.600 millones. Asimismo, al cierre del primer semestre, Repsol ha implementado ya proyectos que aseguran el cumplimiento de, aproximadamente, un 70% del objetivo de sinergias y eficiencias que, para el conjunto del año, está previsto que supere los 1.200 millones de euros.

Por otro lado, el pasado mayo Repsol celebró su junta general de accionistas que aprobó, entre otros puntos, continuar con el programa de dividendo flexible como fórmula de retribución al accionista. En el conjunto del ejercicio 2016, los accionistas han recibido un importe aproximado de 0,8 euros por acción. En la ampliación de capital liberada cerrada en julio, en sustitución del tradicional dividendo complementario del ejercicio 2015, los titulares del 64,54% de los derechos de asignación gratuita optaron por recibir nuevas acciones de la compañía.

BP pierde 1.817 millones por la debilidad de los precios del crudo aunque es un 37,8% menos que en 2015

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EFE.- La debilidad de los precios del crudo volvió a castigar a BP al registrar unas pérdidas netas de 2.002 millones de dólares (aproximadamente 1.817 millones de euros) en la primera mitad de 2016, aunque fueron un 37,8% menos que en el mismo periodo de 2015.

El consejero delegado de BP, Bob Dudley, admitió que la situación del mercado es de «desafío» y que aunque los precios del petróleo mejoraron, a un promedio de 46 dólares el barril, se sitúan por debajo de los niveles del año pasado, en 62 dólares. Al dar a conocer sus resultados, BP indicó que en los seis primeros meses de 2015, sus pérdidas atribuidas habían llegado a 3.221 millones de dólares (2.924 millones de euros).

Según BP, en el primer semestre de 2016 sus pérdidas brutas fueron de 4.241 millones de dólares (3.850 millones de euros), frente a los 6.336 millones de dólares de pérdidas (5.753 millones de euros) registrados en la primera mitad de 2015. La facturación de la empresa también se vio reducida en el primer semestre al situarse en 86.442 millones de dólares (78.489 millones de euros), un descenso del 27,6% frente al mismo periodo del 2015.

Las adquisiciones en el semestre fueron de 59.355 millones de dólares (53.894 millones de euros), menos que hace un año, cuando ascendió a 85.412 millones de dólares (77.554 millones de euros). BP añade que pagará un dividendo de 10 centavos de dólar por acción ordinaria, que se espera sea abonado el 16 de septiembre, y la cantidad en libras será comunicada el 6 de septiembre.

La producción en el primer semestre subió un 2,3% frente al mismo periodo del año anterior. Además, BP considera superada su crisis por el vertido de 2010 en la plataforma Deepwater Horizon, en el golfo de México, que provocó la muerte de 11 trabajadores y un derrame con consecuencias medioambientales. «Siempre tendremos en cuenta lo que hemos aprendido de este accidente trágico. BP es hoy una compañía más fuerte, más centrada y disciplinada», señaló Dudley.

Aunque ha reconocido las dificultades del sector por el bajo nivel en que están los precios del petróleo, Dudley apuntó que la empresa tiene importantes nuevos proyectos que aportarán un equivalente a 500.000 barriles de petróleo diarios. «Estamos ahora por el buen camino de transformar a nuestro negocio para competir, cualquiera que sea lo que depare el futuro», subrayó el consejero delegado. Además, la empresa señala que recientemente firmó con la Compañía de Petróleo Estatal de la República de Azerbaiyán un memorando de entendimiento para la exploración conjunta de un bloque en la cuenca North Absheron, en el mar Caspio.

Asimismo, BP y Rosneft han firmado unos contratos definitivos, sujetos a la aprobación de los organismos reguladores, para crear un nuevo negocio conjunto, Yermak Neftegaz LLC (con el 51% de Rosneft y el 49% de BP), que llevará a cabo labores de exploración en el oeste siberiano. BP agrega que, junto a la compañía egipcia Egyptian Natural Gas Holding Company (EGAS), BP ha dado el visto bueno al desarrollo del proyecto Atoll Phase One, un plan de producción destinado a suministrar gas al mercado interno egipcio y que empezará en la primera mitad de 2018.