Repsol registró unas pérdidas netas de 2.484 millones de euros en el primer semestre del año tras apuntarse unos impactos de 2.673 millones de euros por la pandemia del Covid-19 en la valoración de sus inventarios y por la revisión en su hipótesis de precios futuros del crudo y del gas y el ajuste del valor de sus activos.

En concreto, la situación sin precedentes provocada por el coronavirus, que ha llevado a un desplome histórico de los precios del crudo y del gas, ha tenido un impacto negativo de 1.088 millones de euros en los inventarios de la compañía.

Además, el grupo presidido por Antonio Brufau ha ajustado sus hipótesis de precios, lo que ha afectado al valor contable de sus activos de Upstream, reflejándose en un impacto de 1.585 millones de euros.

En este complicado entorno para el sector por la crisis sanitaria del coronavirus, el resultado neto ajustado de la petrolera, que mide específicamente el desempeño de los negocios, ascendió a 189 millones de euros.

Caída sin precedentes

El crudo Brent registró entre abril y junio un descenso medio del 57% respecto al mismo periodo del año anterior, mientras que el Texas americano (WTI) cayó un 53%, en ambos casos, con precios medios por debajo de los 30 dólares por barril. Por su parte, el gas sufrió una caída media semestral que rozó el 40%.

A finales de marzo, el grupo ya aprobó un Plan de Resiliencia para hacer frente en este ejercicio a la crisis. Repsol avanzó hoy que ha decidido aumentar su estimación inicial de reducción adicional de los gastos operativos hasta los 450 millones de euros, desde los 350 millones de euros previstos, y llevar el recorte en las inversiones hasta los 1.100 millones, desde los 1.000 millones de euros, manteniendo la optimización del capital circulante en cerca de 800 millones de euros.

Salto a Chile

Por otra parte, Repsol se ha aliado con el Grupo Ibereólica para crear una joint venture para el desarrollo de una cartera de proyectos eólicos y solares en Chile que suman un total de 2,6 gigavatios (GW), con lo que queda así el salto en su expansión internacional en renovables.

El acuerdo se concretará a través de una ampliación de capital por unos 168 millones de euros, a suscribir por el grupo presidido por Brufau dentro de este año, con desembolsos hasta el año 2023, para hacerse con el 50% de la sociedad.

Naturgy obtuvo un beneficio neto de 334 millones de euros en el primer semestre del año, lo que representa una caída del 43,6% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior.

La compañía anunció que en el último trimestre de este año actualizará su plan estratégico a 2022 para dar «un impulso» a la transformación del grupo.

Los resultados del primer semestre de la energética se vieron impactados por la pandemia del Covid-19, que ha provocado en este periodo una fuerte caída de la demanda (con un descenso en España en promedio de un 8,5% en la electricidad y del 9,7% del gas en el periodo con respecto al año anterior), con un deterioro en los precios, así como por la depreciación de divisas en Latinoamérica.

Desglose

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo presidido por Francisco Reynés a finales de junio se situó en 1.870 millones de euros, un 14,1% menos.

Excluyendo los elementos no recurrentes, el beneficio neto ordinario ascendió a 490 millones de euros, un 30,3% menos, mientras que su Ebitda ordinario alcanzó los 2.037 millones de euros a cierre del primer semestre, un 11,1% menos.

A pesar de este complicado entorno, Naturgy ha reiterado su compromiso con su política de remuneración a sus accionistas. Así, el próximo 29 de julio abonará un primer dividendo a cuenta de 0,31 euros por acción con cargo a los resultados de 2020. La empresa prevé abonar retribución total de 1,44 euros por título con cargo a los resultados de 2020, un 5% más que el año pasado.

Además, la compañía llevará a cabo la cancelación de 14,508 millones de acciones propias, tal y como estaba previsto, y mantiene suspendido su programa de recompra de acciones «hasta que exista visibilidad sobre la profundidad de la crisis económica».

Plan estratégico

Igualmente, Naturgy indicó hoy que ha completado la primera fase de su plan estratégico 2018-2022 «de manera satisfactoria» tras el cumplimiento de sus compromisos y «se compromete a dar un nuevo impulso a la transformación del grupo».

«A pesar del contexto reciente, hemos avanzado en todos los pilares que nos propusimos ahora hace dos años. Somos una compañía más eficiente, dinámica y activa en la gestión de sus negocios lo que nos permitirá hacer frente a las dificultades derivadas del entorno de una manera más realista y efectiva», destacó presidente ejecutivo de la empresa, Francisco Reynés.

Así, Naturgy realizará el próximo otoño un Capital Markets Day, donde detallará su siguiente fase de transformación con una actualización de su hoja de ruta hasta 2022, «sin abandonar sus objetivos fundamentales: la prioridad de la retribución al accionista, una estrategia industrial de creación de valor y crecimiento para cada uno de sus negocios, y sus compromisos en materia de ESG».

«Las líneas prioritarias para esta segunda fase de la hoja de ruta hasta 2022 pasan, entre otras, por mantener la reducción del perfil de riesgo a través de la rotación de activos en línea con los objetivos de la transición energética, así como en el establecimiento de relaciones win-win con los reguladores y en la renegociación de los contratos de suministro de gas», señaló el grupo.

Mejora de la liquidez

Asimismo, la compañía ha fortalecido su liquidez, a través, entre otras medidas, de la firma de un crédito sindicado sostenible por importe de 1.000 millones de euros ligado a criterios medioambientales, con un vencimiento a tres años, en julio de 2023.

Ello ha llevado a la compañía a una posición de liquidez a 30 de junio de más de 10.000 millones de euros, frente a los 8.037 millones de cierre del ejercicio 2019. «Estas nuevas vías de financiación demuestran la fortaleza de la compañía para conseguir una buena situación financiera y contar con la mayor liquidez posible ante un entorno macroeconómico de incertidumbre y sin visibilidad. Además, la compañía ha conseguido conjugar esta fortaleza financiera con los avances en sus compromisos en ESG, al reforzar su posición en créditos verdes e impulsar la transformación de la compañía», añadió Reynés.

Por otra parte, la energética concluyó en el periodo su negociación con BlackRock, uno de los mayores fondos de inversión del mundo, para que éste pase a ser socio financiero en el vehículo que ostenta el 49% del gaseoducto del Medgaz. Con esta transacción, Naturgy consigue el control compartido de la sociedad sin incrementar su exposición ni invertir cantidad adicional alguna.

Proyectos renovables

Además, Naturgy ultima la tramitación de diferentes proyectos renovables en Australia, que supondrán la construcción de una potencia superior a los 430 megavatios (MW). La compañía ya tiene en este país más de 276 MW en operación (Crookwell 2) y en construcción (BerryBank 1). La compañía también cuenta ya con una cartera de más de 600 MW.

De esta forma, Naturgy espera convertirse en los próximos tres años en uno de los principales operadores de renovables en Australia sumando una potencia total superior a los 1,3 gigavatios (GW).

Naturgy regalará a todo el personal sanitario, Cuerpos y Fuerzas de Seguridad (policía, cuerpos autonómicos, policía local y Guardia Civil), así como miembros de la Unidad Militar de Emergencias (UME) y bomberos, sean o no clientes de la compañía, un año de servicio gratuito para las averías eléctricas y de gas y para las reparaciones de electrodomésticos de gama blanca y gasodomésticos.

Con esta iniciativa, el grupo indicó que quiere agradecer la labor de los profesionales implicados en la primera línea de lucha contra la pandemia. El presidente de Naturgy, Francisco Reynés, destacó que la sociedad «tiene una deuda» con estos profesionales.

«Ellos se han preocupado de todos durante muchas semanas trabajando para que los demás pudiéramos sobrellevar la crisis sanitaria de la mejor manera posible. Ahora debemos ser responsables, reconocerles y devolverles su entrega. En Naturgy queremos sumarnos al aplauso diario de la sociedad y tener un gesto con ellos para intentar hacerles la vida un poco más fácil y ayudarles durante el próximo año con esta medida», añadió el directivo.

Iniciativa solidaria

A través de esta iniciativa, la empresa ofrecerá gratuitamente a más de un millón de usuario hasta junio de 2021 un servicio de resolución de averías eléctricas y de gas y de reparación de electrodomésticos de gama blanca y gasodomésticos en sus domicilios particulares y con una potencia eléctrica contratada inferior a los 10 kilovatios (KW).

Para solicitar esta medida, los profesionales deberán acreditar su definición laboral a través de los formularios disponibles en la web de la compañía (www.naturgy.es) y que estarán accesibles hasta el próximo 31 de mayo.

Una vez registrados y validado su acceso al programa Cuidamos tu energía, estos usuarios dispondrán de estos servicios durante ese periodo de un año desde su inscripción y sin renovación automática al finalizar el periodo.

Esta iniciativa se suma al paquete de actuaciones que la energética ha puesto en marcha desde el inicio de la crisis sanitaria, como el aplazamiento del pago de las facturas a clientes domésticos, pymes y autónomos, entre otras

Repsol se ha adjudicado un bloque en la subasta de derechos exploratorios de petróleo y gas natural realizada por el Gobierno de Brasil, un país estratégico para la petrolera española. En concreto, la compañía presidida por Antonio Brufau se hizo, a través de la sociedad Repsol Exploración, en la subasta con el bloque ‘ES-M-667’, situado en la Cuenca Espirito Santo, por un importe de 23,06 millones de reales (unos 6,1 millones de euros), según informó la Agencia Nacional de Petróleo brasileña (ANP).

Una instalación de extracción petrolífera de Repsol.

La petrolera participaba, junto a otros gigantes mundiales del sector, en la decimocuarta ronda de subastas de bloques de petróleo y gas en Brasil, que se cerró este miércoles con una recaudación para el país sudamericano de 3.841 millones de reales (unos 1.022 millones de euros). En la subasta se ofertaban un total de 287 bloques de exploración y producción de petróleo y gas bajo el régimen de concesión, aunque finalmente solo fueron adquiridos 37 de ellos, para un área total de 25.011 kilómetros cuadrados. En total, participaron 20 empresas de ocho países. Diecisiete de ellas adquirieron bloques, de las cuales diez fueron brasileñas y siete extranjeras. La mayor parte de subasta se la adjudicó el consorcio formado por Petrobras y ExxonMobil, que se hizo con 8 de los 10 bloques ofertados en la Cuenca de Campos. Los bloques en juego se encuentran situados en las cuencas marítimas de Sergipe-Alagoas, Espírito Santo, Campos, Santos y Pelotas y en las cuencas terrestres de Parnaíba, Paraná, Potiguar, Reconcavo, Sergipe-Alagoas y Espírito Santo, según consta en la información publicada por la Agencia Nacional de Petróleo brasileña (ANP).

El pasado mes de junio, la petrolera española ya participó en la licitación realizada por el Gobierno de México, en la que se adjudicó, en consorcio con la mexicana Sierra Perote, uno de los bloques en juego.

PRESENCIA EN BRASIL

Repsol inició su actividad en Brasil en 1997 y fue pionera en la exploración y desarrollo de recursos de aguas profundas de Brasil, siendo, además, partícipe del crecimiento que ha experimentado el sector de los hidrocarburos en el país en los últimos 15 años. El grupo dirigido por Josu Jon Imaz tiene en Brasil una importante y diversificada cartera de activos, que incluye los campos productivos de Albacora Leste, Sapinhoá y Lapa, así como otros activos donde se han realizado grandes descubrimientos en los últimos años, como el bloque ‘BM-C-33’. Así, Brasil es un mercado clave para Repsol, ya que es el quinto país más importante para la petrolera en términos de producción, de los treinta en los que está presente en el negocio de ‘upstream’.

A este importante incremento en la producción de la petrolera en el país ha contribuido la puesta en marcha del yacimiento de Lapa, que fue el activo productivo más relevante que la compañía puso en marcha en todo el mundo el pasado ejercicio, lo que ha permitido aumentar notablemente el número de barriles equivalentes de petróleo al día. En los últimos cuatro años la producción de Repsol en Brasil ha crecido de forma constante. Así, el país aporta en la actualidad aproximadamente el 8% de la producción total del grupo, que en 2016 fue de 690.200 barriles equivalentes de petróleo al día de media. Al cierre de 2016, Repsol contaba en el país con derechos mineros sobre 8 bloques: 4 de exploración (296 kilómetros cuadrados de superficie neta) y 4 de producción/desarrollo (147 kilómetros cuadrados de superficie neta), localizados en las cuencas de Santos, Campos y Espíritu Santo. La petrolera está presente en el país a través de Repsol Sinopec Brasil -participada en un 60% por la empresa española y en un 40% por el grupo chino-, el tercer productor de hidrocarburos del país (sólo superado por Petrobras y Shell/BG) y una de las mayores compañías energéticas privadas e independientes de Latinoamérica.

Fuente: Agencias

Cepsa celebró recientemente el 30 aniversario de su presencia ininterrumpida en Argelia, un país clave en el desarrollo de las actividades de exploración y producción de crudo y gas natural de la compañía, así como del trasporte de gas natural a través del gasoducto submarino Medgaz, del que Cepsa cuenta con una participación del 42 por ciento. Con motivo de este aniversario se ha celebrado un acto en Argel al que han asistido autoridades gubernamentales y de los ministerios de Energía español y argelino, además de representantes de Sonatrach, Mubadala y Cepsa.

Cepsa comenzó su actividad de exploración y producción en Argelia de la mano de Sonatrach para extender su actividad progresivamente a otras zonas geográficas como Colombia, Perú, Brasil, Surinam, España, Tailandia, Abu Dabi y Malasia.

De izq a derecha Dr. Saleh Al Mansoori, director de inversiones integradas de Mubadala, Musabbeh Al Kaabi, consejero de Cepsa y CEO de petróleo y química, Pedro Miró, CEO de Cepsa, Mustapha Guitoni, Ministro argelino de Energía, Álvaro Nadal, Ministro español de Energía y Abdelmoumen Ould Kaddour, Presidente y Director General de Sonatrach.

El ministro español de Energía, Álvaro Nadal, puso de manifiesto las excelentes relaciones entre España y Argelia, y señaló “la colaboración de Cepsa y Sonatrach es un claro ejemplo de trabajo en equipo y de éxito”.

Por su parte, Pedro Miró, CEO de Cepsa, agradeció a todos los han hecho posible estos treinta años de la Compañía en el país y recalcó “que Argelia seguirá jugando un papel preferente en el futuro de Cepsa”.

En Argelia, de la mano de Sontrach, la compañía desarrolla sus operaciones en tres importantes yacimientos de petróleo en la cuenca de Berkine: el campo de Rhoude el Krouf (RKF), primer yacimiento de crudo puesto en funcionamiento por Cepsa en Argelia; Ourhoud (ORD), el segundo campo más grande de Argelia y Bir el M’sana (BMS). En total, los yacimientos operados por Cepsa producen 137.279 barriles brutos diarios.

También en la cuenca de Berkine, en el yacimiento de Rhourde er Rouni II, Cepsa finalizó la fase de exploración junto con Sonatrach a principios de 2015, con descubrimiento de crudo, y se encuentra en fase de desarrollo.

En el área de gas natural, Cepsa participa en el yacimiento de Timimoun junto a Sonatrach y Total. En la fase final de desarrollo, el comienzo de la producción del yacimiento está previsto para 2018, con una producción de 5MM³/día.

Cepsa tiene una participación del 42% del gasoducto Medgaz, impulsado por su socio en el país, Sonatrach, para disponer de una ruta alternativa para el abastecimiento de gas natural desde Argelia a Europa vía España. El gasoducto submarino, operado por Cepsa, tiene una capacidad de transporte de 8.000 millones de m³/año y una longitud de 210 km.

Como parte de su estrategia de crecimiento, en 2016 Cepsa firmó varios acuerdos de colaboración con la firma argelina para consolidar su alianza en los proyectos actuales y abrir la puerta a otras oportunidades de negocio más allá de la exploración y producción de crudo y gas natural, aprovechando el modelo de negocio integrado de Cepsa.

En la actualidad, la plantilla de los yacimientos e instalaciones de Cepsa está formada en su mayor parte por trabajadores locales, lo que supone una importante contribución al crecimiento económico de la región.

Fuente: Cepsa.

Repsol ha firmado un memorando de entendimiento con la rusa Gazprom Neft para reforzar su colaboración en la región de Siberia Occidental y explorar inversiones conjuntas en el área próxima a la zona donde Eurotek Yugra, filial de la petrolera española en Rusia, ya posee licencias de exploración de hidrocarburos, informó la compañía.

Los consejeros delegados de Repsol y Gazprom.

Mediante este acuerdo, sellado el pasado 7 de julio en Madrid por los consejeros delegados de Repsol y Gazprom Neft, Josu Jon Imaz y Alexander Dyukov, respectivamente, ambas compañías trabajarán conjuntamente en la búsqueda de nuevas oportunidades exploratorias que permitan incrementar la actividad en Siberia Occidental.

Repsol precisó que, independientemente de ello, ambas empresas «mantienen su capacidad de buscar oportunidades individualmente en el caso de que se descartase la exploración conjunta».

Gazprom Neft anunció la adquisición de una participación del 25%, con una opción a incrementarla hasta el 50%, en Eurotek Yugra, sociedad que tras esta operación pasa a estar participada por Repsol en un 75%.

Eurotek Yugra posee derechos de exploración sobre siete bloques en Siberia Occidental, un área de Rusia relativamente poco explorada y que alberga un gran potencial de hidrocarburos.

La petrolera presidida por Antonio Brufau anunció en 2014 dos descubrimientos en los bloques Karabashsky 1 y 2, cuyos recursos recuperables se estiman en 240 millones de barriles equivalentes de petróleo, según los cálculos del Ministerio de Recursos Naturales y Medioambiente de la Federación Rusa.

Fuente: Repsol.

Repsol ha descubierto en Trinidad y Tobago su mayor volumen de gas de los últimos cinco años. Se trata también del mayor descubrimiento de gas en ese país en la última década. La compañía estima unos recursos de unos 2 billones de pies cúbicos de gas (2 TCF, en sus siglas en inglés), lo que equivale a dos años del consumo de gas en España.

El hallazgo se ha realizado en dos pozos, denominados Savannah y Macadamia, situados en East Block, un bloque ubicado dentro de la cuenca de Columbus, al este de la isla de Trinidad, en una lámina de agua de unos 150 metros.

Repsol participa con un 30% en el consorcio descubridor, bpTT, mientras que el resto pertenece a BP.

Después de Estados Unidos, Trinidad y Tobago es el país más importante en términos de producción para Repsol. La compañía produjo en este país 101.887 barriles equivalentes de petróleo al día en 2016.

Este hallazgo se suma al realizado por Repsol el pasado mes de marzo en Alaska,el mayor descubrimiento convencional de hidrocarburos logrado en los últimos 30 años en suelo estadounidense. Los recursos contingentes de la formación donde se realizó el hallazgo, denominada Nanushuk, podrían alcanzar los 1.200 millones de barriles recuperables de crudo ligero.

Con este descubrimiento, ya son 47 los hallazgos de hidrocarburos conseguidos por Repsol en los últimos diez años, entre los que se incluyen ocho de los mayores a escala mundial en su año.

Desarrollo del Proyecto Angelin
Por otro lado, las autoridades de Trinidad y Tobago han autorizado el desarrollo del proyecto Angelin, en el que Repsol también tiene una participación del 30%. Este campo está situado en el West Block, a 60 kilómetros de la isla de Trinidad, y su producción se estima en aproximadamente 600 millones de pies cúbicos de gas al día (109.000 barriles equivalentes de petróleo al día).

La fase de perforación de este proyecto comenzará previsiblemente durante el segundo semestre de 2018, para empezar a producir en 2019.

Repsol está presente en Trinidad y Tobago desde 1995 a través del negocio de Upstream (exploración y producción de hidrocarburos). La compañía cuenta con derechos mineros sobre tres bloques marinos en fase de producción o desarrollo. Adicionalmente, Repsol participa en otros dos bloques en fase exploratoria.

La producción neta de Repsol en Trinidad y Tobago en 2016 se situó en 3,9 millones de barriles de líquidos y 187,5 billones de pies cúbicos estándar de gas natural, lo que equivale a 101.887 barriles de petróleo al día. Las reservas probadas netas de petróleo y gas natural al cierre del ejercicio ascendían a 291,4 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Aproximadamente, el 65% de la producción y el 75% de las reservas totales de Repsol son gas, un hidrocarburo fundamental en la transición hacia un modelo energético más bajo en carbono.

Fuente: Repsol.

Cepsa obtuvo un beneficio neto ajustado de 201 millones de euros en el primer trimestre del año, lo que representa un incremento del 90% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior, informó la compañía.

Este incremento en el resultado, realizado calculando la variación de inventarios a coste de reposición y eliminando los elementos no recurrentes (Clean CCS), se debió al aumento en el precio del crudo, sumado a los márgenes de refino, al repunte de la demanda doméstica y al plan de eficiencia desplegado estos años por el grupo, señaló la petrolera dirigida por Pedro Miró.

Aplicando las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y, por tanto, calculando la variación de inventarios a coste medio unitario, el resultado neto acumulado del ejercicio se situó en 202 millones de euros, un 91% más que los 106 millones de euros del primer trimestre de 2016.

Torre de Cepsa.

Por áreas, la actividad de Exploración y Producción (‘upstream’), que a cierre de 2016 había ya regresado a la senda de beneficios, registró unas ganancias de 38 millones de euros en el primer trimestre, frente a las pérdidas de 23 millones de euros en el mismo periodo de 2016.

La producción de crudo de la petrolera propiedad 100% del fondo soberano de Abu Dhabi IPIC ascendió a 93.400 barriles diarios, cifra ligeramente superior a la de 2016, comercializándose en el periodo un total de 3,7 millones de barriles.

En el periodo de enero a marzo se destilaron 37,5 millones de barriles de crudo, con un nivel de utilización de la capacidad de destilación del 91% y una producción de 5,14 millones de toneladas de derivados petrolíferos.

Por su parte, el área de Refino y Comercialización reportó unas ganancias de 136 millones de euros, un 32% más que los 103 millones de euros del mismo periodo del año pasado. MÁRGENES DE REFINO EN LOS 7,4 DÓLARES POR BARRIL.

En lo que respecta a los márgenes de refino se situaron en los 7,4 dólares por barril, cifra un 27,5% superior a los 5,8 dólares por barril del año anterior.

Mientras, la actividad petroquímica de la compañía alcanzó unos resultados de 24 millones de euros, con un buen comportamiento de las ventas, tanto de la línea de LAB (materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables), en la cual Cepsa es líder mundial, como de la fenol/acetona (materias primas para plásticos de última generación).

En lo que se refiere a las inversiones de la petrolera en el primer trimestre, alcanzaron los 126 millones de euros, un 10,5% más que en el mismo periodo del año anterior.

Durante el primer trimestre del año se llevaron a cabo las paradas programadas para el mantenimiento de varias unidades de las refinerías de La Rábida y de Gibraltar San Roque. Además, gracias a las inversiones en eficiencia energética se continuaron disminuyendo los índices de emisiones de CO2, en línea con los objetivos de reducción anual marcados por la compañía.

Fuente: Cepsa.

Cepsa ha formalizado la oferta de compra de la planta de biocombustibles que Abengoa tenía en San Roque (Cádiz). La adquisición ha concluido con la aceptación, por parte de Abengoa, de la oferta vinculante por 8 millones de euros que Cepsa había presentado por la compra total del activo. Con esta operación, Cepsa culmina la integración en su planta de San Roque de la unidad de producción de combustibles de origen renovable, provenientes de la conversión de aceites vegetales, que Abengoa había puesto en funcionamiento en 2009 junto a la Refinería y cuya producción llevaba parada desde 2015. La adquisición permite dar continuidad al empleo de la planta, que actualmente cuenta con 51 trabajadores.

Vista aérea de la nueva planta de Cepsa.

Para Cepsa, la adquisición de la unidad productiva, que se prevé que esté de nuevo operativa a lo largo de 2017, supone una gran oportunidad debido a las nuevas sinergias con sus operaciones actuales.

Cepsa, una de las empresas líderes del mercado energético en España, tiene marcado como objetivo para los próximos años el desarrollo y gestión integrada del negocio de los biocombustibles. Ello pasa por optimizar su producción y aprovechar la experiencia de la Compañía y su excelencia.

Cepsa en Andalucía y San Roque

Con esta operación Cepsa continúa apostando por Andalucía y su producción industrial, donde opera desde hace más de 50 años generando más de 3.600 empleos directos, más de 2.600 indirectos y 6.000 entre inducidos y temporales. Además, Cepsa es líder en el ranking de empresas de producción y facturación de la Comunidad con más de 14.500 millones de euros, un 10% del PIB andaluz. Cepsa en San Roque emplea a más de 1. 300 personas de manera directa, un 3% del total del sector industrial en la provincia de Cádiz. Siguiendo esta línea, en 2016 la Compañía anunció la inversión de más de 130 millones de euros para la mejora de sus instalaciones petroquímicas de San Roque para los próximos cinco años, concretadas de manera inmediata en más de 50 millones destinados a importantes proyectos para la mejora de la eficiencia energética, seguridad y cumplimientos de las normativas medioambientales en sus centros de Andalucía.

Cepsa y los biocombustibles

En la actualidad, los biocarburantes producidos a partir de aceites vegetales (soja, colza o palma) poseen numerosas ventajas medioambientales, ya que su inclusión en los combustibles tradicionales reduce la emisión de gases de efecto invernadero. El biocombustible más empleado en la actualidad es el FAME. Junto a este se encuentra el HVO (Aceite Vegetal hidrotratado).

Cepsa lleva desde 2011 produciendo HVO en sus refinerías, y junto al apoyo del Centro de Investigación y Desarrollo de la Compañía desarrollan estudios pioneros a nivel mundial que buscan convertir aceites vegetales en combustibles de origen renovable de alto valor energético.

Todas estas acciones apuntan hacia el objetivo de liderar el cumplimiento de las Directivas europeas y leyes españolas que definen para 2020 que el 10 por ciento de la energía del transporte tenga origen renovable.

Fuente: Cepsa.

La Refinería Gibraltar-San Roque de Cepsa ha concluido con éxito su primera parada programa del año. Tras un mes de intenso trabajo, las unidades revisadas en las plantas de Combustibles, FCC-Crudo 3 y Lubrisur se encuentran ya a pleno rendimiento.

Durante la parada se han llevado a cabo labores de mantenimiento, inspección reglamentaria de equipos y cambios de catalizadores en algunas unidades destinados a mejorar la seguridad, la disminución de las emisiones a la atmósfera, la eficiencia y el nivel de innovación y tecnología de las plantas. Todo esto ha supuesto una inversión de 3,5 millones de euros.

Instalaciones de Cepsa en San Roque.

En el desarrollo de todos estos trabajos, junto al personal propio de Cepsa, han participado más de 500 profesionales (mécanicos, tuberos, electricistas, soldadores, pintores, encofradores, gruistas y carretilleros) de hasta 20 empresas auxiliares, en su mayoría pertenecientes al Campo de Gibraltar como Navec, Masa y Meisa, entre otras.

Previamente a la entrada al recinto toda persona que colabora en los trabajos recibe un curso sobre seguridad y prevención por parte de Cepsa que se suma a la formación facilitada por sus respectivas empresas.

Planificación exhaustiva

Habitualmente, Cepsa realiza paradas programadas de sus unidades, donde se efectúan labores de mantenimiento intensivo e inspecciones que, normalmente, no se pueden hacer con las unidades en marcha. Estos trabajos permiten a la Compañía contar con unas instalaciones modernas, seguras, eficientes y con una capacidad técnica integrada.

La parada requiere una detallada planificación, durante los meses previos, con reuniones entre los departamentos y las empresas auxiliares. Esta coordinación, junto al riguroso control de las tareas diarias, resulta esencial para garantizar la seguridad de las personas y de las instalaciones, y conseguir el objetivo de Cero Accidentes por el que trabaja la Compañía.

Fuente: Cepsa.