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

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».

Repsol presentará el 15 de octubre su nuevo plan estratégico para 2016-2020

EFE.- Repsol presentará el próximo 15 de octubre su nuevo plan estratégico para el periodo 2016-2020, una nueva hoja de ruta que la compañía abordará tras la incorporación de la petrolera canadiense Talisman, adquirida en mayo, según comunicó a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV). El anterior plan estratégico de Repsol se extendía desde 2012 a 2016.

El nuevo plan estratégico estará centrado en la creación de valor, uno de los ejes que vertebró la presentación que el director financiero de la compañía, Miguel Martínez, realizó en junio con motivo de las cuentas de la compañía del primer semestre. Mientras, la agencia de medición de riesgos Fitch confirmó la calificación crediticia de Repsol (BBB) y de Talisman (BBB-) con perspectiva estable. La agencia apoya esta decisión en la diversificación de los negocios de la compañía, especialmente gracias al sólido negocio en la división de refino y comercialización (downstream), así como en la presencia internacional del grupo, fortalecida tras la adquisición de Talisman.

Las calificaciones están limitadas por el alto endeudamiento de la compañía y la incertidumbre sobre la rentabilidad de la producción, principalmente en Norteamérica y el Mar del Norte. La compra de Talisman, añade, es compatible con el perfil crediticio de Repsol y mitiga, en parte, la dependencia histórica de la compañía en América Latina, aunque también trae una serie de retos para la petrolera española.

En julio, la petrolera anunció que el grupo espera obtener un beneficio bruto de explotación (ebitda) de entre 5.000 y 5.500 millones de euros en el conjunto de 2015, lo que supondría un incremento de entre el 32% y el 45% respecto a 2014, ejercicio en el que se situó en 3.800 millones de euros. También espera reducir este año sus inversiones en upstream (exploración y producción) en un 21%. Para 2016, Repsol prevé mantener la inversión en línea con la realizada en 2014, y espera mejorar sus ingresos operativos en 500 millones de euros gracias a su programa de ahorro de costes (Programa Go) y a las sinergias recurrentes.

Exxon Mobil gana 9.130 millones de dólares hasta junio, un 49% menos

EFE.- Exxon Mobil, la mayor petrolera de Estados Unidos, ganó en el primer semestre del año 9.130 millones de dólares, un 49% menos que en el mismo periodo del ejercicio anterior, golpeado por la caída de los precios del crudo. La compañía de Irving (Texas) se anotó entre enero y junio pasados un beneficio neto por acción de 2,17 dólares, comparado con los 4,15 dólares de los mismos seis meses del año anterior, cuando ganó 17.880 millones de dólares.

La petrolera norteamericana ingresó en ese periodo 141.731 millones de dólares, por debajo de los 217.533 millones de las mismas fechas de 2014, aunque sus costes bajaron hasta 128.142 millones, frente a los 188.155 millones de los primeros seis meses del año precedente. En cuanto a los resultados trimestrales, a los que más atención prestaban los diferentes analistas, Exxon Mobil ganó 4.190 millones de dólares (1 dólar por acción), un 52% menos que los 8.780 millones (2,05 dólares) del mismo trimestre de 2014. La facturación de Exxon Mobil en el segundo trimestre fue de 74.113 millones de dólares, por debajo de los 111.208 millones del mismo periodo del año anterior, aunque sus costes bajaron en ese periodo hasta 67.159 millones.

«Nuestros resultados reflejan el impacto dispar que está teniendo el entorno actual de precios de las materias primas pero demuestra la fortaleza de nuestras operaciones», dijo al respecto el presidente y consejero delegado, Rex Tillerson. Las actividades de exploración y producción (upstream) generaron a la compañía unos beneficios de 2.000 millones en el primer semestre, frente a los 5.900 millones que ganaron en el mismo periodo de un año antes.

Chevron precisó que produjo un total de 2,3 millones de barriles diarios de petróleo en el segundo trimestre en todo el mundo, lo que representa un aumento del 3,6% respecto al mismo periodo del ejercicio anterior. En cuanto a las operaciones de refinado, comercialización y distribución (downstream), las ganancias ascendieron a 1.500 millones de dólares en los seis primeros meses, por encima de los 705 millones de un año antes.

Repsol inicia la producción en Venezuela del mayor campo offshore de gas de Latinoamérica

Redacción / Agencias.- Repsol puso en marcha el primer pozo productor del megacampo Perla, el mayor descubrimiento de gas en la historia de la compañía y el campo offshore  (en el mar) más grande de Latinoamérica, según la petrolera. Perla, en aguas poco profundas del Golfo de Venezuela, a 50 kilómetros de la costa, cuenta con un volumen de gas en subsuelo cifrado en 17 billones de pies cúbicos de gas (Tcf), cantidad equivalente a 18 veces el consumo anual de gas de España.

La compañía espera iniciar la producción con 150 millones de pies cúbicos de gas al día (Mcf/día), para alcanzar a finales de año los 450 Mcf/día, destinados al consumo local de Venezuela. En las siguientes fases del proyecto, la producción irá en aumento hasta alcanzar los 1.200 millones de pies cúbicos de gas al día en 2020, volumen que se mantendría hasta el final del contrato en 2036. El pozo es operado al 50% entre Repsol y la compañía italiana Eni, que descubrieron en 2009 el bloque Cardón IV, en el que se encuentra el campo Perla, y ya han perforado 7 de los 27 pozos previstos en el plan.

Estos pozos se pondrán en producción a través de cuatro plataformas y conexiones submarinas que llevarán el gas hasta la costa para su procesamiento. La petrolera destacó que la entrada en producción de este megacampo marca un «hito» en la estrategia de desarrollo de Repsol, ya que supone la puesta en marcha del octavo proyecto clave de crecimiento fijado en el Plan Estratégico 2012-2016. Los otros proyectos que ya están operativos son Sapinhoa (Brasil), Midcontinent (Estados Unidos), AROG (Rusia), Margarita-Huacaya (Bolivia), Lubina y Montanazo (España), Carabobo (Venezuela) y Kinteroni (Perú).

Repsol está presente en el sector del petróleo y del gas de Venezuela desde 1993; en 2014 alcanzó una producción neta de 36.800 barriles equivalentes de petróleo diarios en el país. La compañía presidida por Antonio Brufau subrayó que mantiene un «fuerte compromiso» con el crecimiento de Venezuela, participando «activamente» en su desarrollo con la generación de empleo y con el apoyo de programas de desarrollo social. En total, cuenta en Venezuela con derechos mineros sobre ocho bloques en producción, con una superficie neta de 853 kilómetros cuadrados: Cardón IV, Carabobo, Quiriquire, Quiriquire (gas), Yucal Placer Norte, Yucal Placer Sur, Mene Grande y Barúa Motatán.

Imaz (Repsol) es reconocido por los analistas como el mejor consejero delegado europeo dentro del sector Oil&Gas

Servimedia / Europa Press.- Repsol obtuvo en la encuesta internacional Extel correspondiente a 2015 la primera posición del sector Oil&Gas en cuatro categorías: mejor consejero delegado, mejor director financiero, mejor equipo de Relaciones con inversores y mejor director de Relaciones con inversores. De esta forma, en su primera participación en esta encuesta, Imaz lidera el ranking de consejeros delegados europeos en el sector Oil&Gas, según informó Repsol.

Los analistas reconocen la labor de transparencia realizada por Repsol y su consejero delegado en su comunicación con los mercados, particularmente tras la adquisición de la compañía canadiense Talisman Energy. La petrolera destacó que la encuesta Extel es el informe «más prestigioso» a nivel europeo y es tomado como referente de excelencia tanto para inversores como para gestores al ser el estudio más completo de estas características que cuenta con mayor reconocimiento entre analistas y profesionales bursátiles. «Repsol consolida su valoración en su trabajo de relaciones con los inversores, ya que el director financiero, Miguel Martínez, y el equipo de Relación con Inversores ya obtuvieron en la pasada edición la máxima puntuación de su sector en Europa«, añadió la compañía.

Colaborarán con Indra en Upstream

Repsol amplió el contrato de colaboración que mantiene con Indra para el desarrollo, despliegue, implantación y mantenimiento de los sistemas que gestionan las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural (Upstream). El proyecto engloba las aplicaciones de las áreas de Control de Producción de Hidrocarburos para todas sus instalaciones, así como de Logística y Mantenimiento de Activos. El sistema de control de la producción desplegado por Indra permite la captura de datos en campo, su procesamiento y cálculo posterior, al tiempo que facilita la actualización y disponibilidad de información clave del negocio.

Hasta la fecha, Indra desplegó este sistema en 12 países y gestionado los datos de los pozos de Repsol, lo que la permitió homogeneizar sus operaciones y generar sinergias entre sus distintas unidades de negocio, además de incrementar notablemente el nivel de fiabilidad y trazabilidad de sus datos de producción. Por otro lado, el soporte tecnológico en las áreas de Logística y Mantenimiento permitirá gestionar los procesos de aprovisionamiento y compras en Upstream en unos 16 países, así como la generación, seguimiento y resolución de órdenes de trabajo o paradas técnicas de las plantas de la compañía energética, entre otros.