Repsol ha alcanzado un acuerdo para vender un 13% del proyecto estadounidense Eagle Ford a su socio Statoil, con lo que su participación en este proyecto quedará reducida al 37%. Al mismo tiempo, la compañía española ha adquirido a Statoil un 15% de participación en el campo productivo Gudrun, situado en Noruega.

Trabajadores del grupo Repsol.

Según ha informado Repsol, ambas transacciones están valoradas en un importe similar, por lo que tendrán un «efecto neutral» en su cuenta de resultados de 2015.

No obstante, esta operación incrementará el flujo de caja positivo de la compañía en 500 millones de euros en el periodo 2015-2017, reducirá sus necesidades de inversión y generará mayores sinergias y eficiencias en las operaciones, según ha destacado Repsol.

Esta operación se enmarca en los objetivos del Plan Estratégico 2016-2020 de la petrolera, en el que busca la creación de valor tras el crecimiento alcanzado en los últimos años, que culminó con la adquisición de Talisman Energy.

Repsol y Statoil han acordado establecer un solo operador (Statoil) en Eagle Ford. Esta decisión, ha señalado la española, mejorará la eficiencia de las operaciones, optimizará los desarrollos del campo y permitirá ahorros de costes, lo que aumentará la resiliencia de este activo a precios bajos del crudo.

La fecha efectiva para los acuerdos de Gudrun y Eagle Ford se ha fijado en el 1 de enero de 2015.

Asimismo, Repsol-Sinopec Brasil, participada en un 60% por Repsol, ha aprobado una propuesta para que Statoil se convierta en el operador del campo BM-C-33, en la Cuenca de Campos. Repsol-Sinopec Brasil mantendrá su participación del 35% en el proyecto.

Todas estas transacciones se cerrarán antes del final de 2015, una vez obtenidas las autorizaciones necesarias en este tipo de procesos.

Por otro lado, Statoil ha acordado adquirir a Talisman-Sinopec UK su participación del 31% en el campo Alfa Sentral, en el Reino Unido, por una cantidad aproximada de 20 millones de dólares (unos 18,2 millones de euros). Esta operación está pendiente de la aprobación de los socios, ha precisado la petrolera.

Fuente: Repsol.

La compañía CLH reducirá los precios de sus servicios logísticos y de almacenamiento a partir del 1 de enero de 2016. Los precios de los servicios logísticos de gasolinas, gasóleos y querosenos bajarán un 0,56%, mientras que los precios de almacenamiento de estos combustibles disminuirán un 0,7%.

Instalaciones de CLH.

Durante 2015, el precio medio de los servicios logísticos de la compañía fue inferior a un céntimo de euro por litro, lo que supone aproximadamente el 0,6% del precio de venta al público que pagan los consumidores finales por un litro de combustible.

Desde 2001 la compañía ha venido actualizando sus precios con variaciones inferiores a las registradas por el Índice de Precios al Consumo (IPC), incluso congelándolos en algunos años, lo que le ha permitido mantener los precios de los servicios logísticos prácticamente sin variación en términos constantes a lo largo de todo este período, gracias a las mejoras de eficiencia logradas durante estos últimos años.

CLH es la empresa líder en almacenamiento y transporte de productos petrolíferos en el mercado español, con una red de oleoductos de más de 4.000 kilómetros de longitud, y 39 instalaciones de almacenamiento, con una capacidad total de 8 millones de metros cúbicos, así como 28 instalaciones aeroportuarias.

Fuente: CLH.

Abengoa ha sido seleccionada por el Servicio Público de Jamaica (JPS, por sus siglas en inglés) para llevar a cabo la ingeniería y la construcción de una planta de ciclo combinado de 190 MW que será la mayor de este tipo en Jamaica. El contrato para la planta, que se alimentará con gas natural y se refrigerará con agua de mar, tiene un valor de más de 200 millones de USD.

Abengoa será responsable del diseño, la ingeniería y la construcción de una planta que reemplazará a la planta existente de fuel-oil y se espera que llegue a crear entre 300 y 500 puestos de trabajo durante la fase de construcción. Estará ubicada en el pueblo pesquero de Old Harbour Bay, a unos 76 km al oeste de Kingston, Jamaica.

JPS quiere desmantelar la planta de fuel-oil existente y construir otra de gas natural para crear una fuente de energía más limpia, eficiente y confiable. La reforma de esta planta es reflejo de la política energética del gobierno que tiene como objetivo generar hasta un 20 % de la energía de Jamaica a partir de fuentes renovables. Jamaica utiliza actualmente múltiples plantas para suministrar energía a la isla y Old Harbour es una de las más antiguas y menos eficientes.

La planta utilizará un sistema de refrigeración de agua de mar que devuelve el agua caliente sin afectar negativamente al medio ambiente. El diseño que Abengoa llevará a cabo utilizará la infraestructura existente en la medida de lo posible, lo que requiere menos energía y una mejora en la producción total de la planta.
Este último proyecto ampliará la experiencia de Abengoa en proyectos llave en mano de ciclo combinado en el mercado de Jamaica. Otros proyectos de ciclo combinado importantes de la empresa incluyen la planta de 640 MW de Centro Morelos (México) y la planta de ciclo combinado de 440 MW en Portland, Oregón (EE.UU.), actualmente en construcción. Más recientemente, Abengoa se adjudicó dos centrales de ciclo combinado en México: Nuevo Pemex (680 MW) y Norte III (924 MW).

Fuente: Abengoa.

La española Repsol ganó 832 millones entre enero y septiembre , un 49,5% menos que en el mismo periodo de 2014, afectado por la caída del precio del crudo, según comunicó la petrolera a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

El resultado ajustado, basándose en la valoración de inventarios a coste de reposición (CCS) y sin tener en cuenta los elementos extraordinarios, subió un 4,6% hasta los 1.399 millones. La caída del crudo ha pesado en el resultado por dos vías: un menor valor de los inventarios (329 millones de euros) y 238 millones por provisiones extraordinarias en activos de upstream (exploración y producción).

Una instalación industrial de Repsol.

No obstante, la petrolera mantiene su previsión de cerrar el año con un resultado neto ajustado entre 1.600 y 1.800 millones de euros. Repsol destaca que «la fortaleza de su negocio integrado» le ha permitido mejorar el resultado 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. Así, frente a las pérdidas de 633 millones en upstream (exploración y producción), la petrolera elevó un 158% su beneficio ajustado en downstream (refino y distribución) hasta los 1.655 millones. En upstream, Repsol destaca que la producción media durante el último trimestre, primer periodo completo desde la integración de Talisman, se sitúo en 653.400 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d), un 80% más que lo producido en el mismo trimestre de 2014. Los analistas destacaron la fortaleza del negocio de downstream de Repsol , que compensa el resultado del negocio de exploración y producción.

Así, Ahorro Corporación señala que el área de downstream sigue «batiendo estimaciones» y que la integración con Talisman permite compensar parcialmente la caída del crudo. Por su parte, los analistas de Beka Finance consideran que tanto el downstream como la reducción de deuda son aspectos «muy positivos». Mientras, S&P Capital IQ Markets recomendó «comprar» el valor de la petrolera, ya que considera que la debilidad en el área de exploración y producción se ve compensada por la fuerte contribución del negocio de refino.

Fuente: Repsol.

 Endesa registró un beneficio neto de 1.206 millones de euros en los nueve primeros meses del año, igualando prácticamente el obtenido en el mismo periodo de 2014, cuando se situó en 1.208 millones de euros, según ha informado la empresa.

La compañía, que actualizará su plan estratégico el próximo 23 de noviembre, ha logrado este resultado a pesar de no incluir el generado por el negocio latinoamericano, que fue vendido a Enel en octubre del año pasado.

En términos homogéneos, es decir, contemplando exclusivamente el resultado del negocio en España y Portugal en ambos periodos, el incremento del beneficio neto habría sido del 62,7%.

«Estos resultados demuestran la solidez de nuestro negocio», ha asegurado el consejero delegado de Endesa, José Bogas, quien ha afirmado que la generación de ‘cash flow’ no sólo ha cubierto los «atractivos» dividendos y las inversiones de la compañía, sino que también ha permitido una reducción de la deuda neta.

«En conjunto, estos resultados corroboran el posicionamiento estratégico de nuestra empresa, totalmente enfocado en España y Portugal desde la OPV, y garantizan el crecimiento y un fuerte flujo de caja», ha resaltado.

Los ingresos de Endesa hasta septiembre ascendieron a 15.412 millones de euros, en línea con los obtenidos en el mismo periodo del año anterior (15.542 millones de euros).

Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 2.752 millones de euros, un 11,5% superior al del mismo periodo de 2014, como consecuencia fundamentalmente del reconocimiento por parte del Gobierno de los impuestos sobre generación extrapeninsular de los ingresos y de la positiva evolución del margen bruto de sus negocios.

Asimismo, el resultado neto de explotación (Ebit) creció un 33,3%, hasta los 1.735 millones de euros, debido, según la compañía, al alargamiento de la vida útil de las centrales nucleares y de los ciclos combinados desde el 1 de octubre de 2014.

La deuda financiera neta de Endesa a cierre de septiembre se situó en 5.095 millones de euros, con un descenso de 325 millones de euros respecto de la existente a 31 de diciembre de 2014.

Esta reducción fue posible, según la compañía, gracias a que el ‘cash flow’ operativo, que ascendió a 1.693 millones de euros, fue superior al importe de las inversiones y del dividendo ordinario con cargo al resultado de 2014.

Las inversiones brutas en los nueve primeros meses de 2015 ascendieron a 761 millones de euros, con un incremento del 20,4%. De ellas, 723 millones de euros correspondieron a inversiones materiales e inmateriales, y los 38 millones restantes a inversiones financieras.

En los nueve primeros meses de 2015, la demanda eléctrica peninsular aumentó un 2,5% (+1,1% corregido el efecto de laboralidad y temperatura), sumándose así al positivo comportamiento de los indicadores que apuntan a una recuperación de la economía española.

La firma ha subrayado que este incremento dio lugar a una mayor producción propia, especialmente de la generada por sus centrales térmicas, ya que en los 9 primeros meses del ejercicio 2015 no se repitió la hidraulicidad excepcionalmente elevada del mismo periodo del año anterior.

Así, la producción eléctrica peninsular en régimen ordinario de Endesa creció un 9,4%, hasta 46.564 GWh, debido al aumento de los ciclos combinados (+172,4%), de las centrales de carbón (+13,8%) y de la producción nuclear (+6,4%), que han compensado la disminución de la producción hidroeléctrica (-15,9%).

Las tecnologías nuclear e hidroeléctrica representaron el 55,3% de la generación peninsular de Endesa en régimen ordinario (60,4% en el período enero-septiembre 2014), frente al 50,4% del resto del sector (60% en el período enero-septiembre de 2014).

Por lo que se refiere a las demás magnitudes operativas, Endesa produjo 9.326 GWh en los Territorios No Peninsulares (+2,1%); distribuyó 86.599 GWh en el mercado español (+3,6%); vendió 58.455 GWh a los clientes del mercado liberalizado (+0,1%) y 11.391 GWh en el mercado regulado (-8,9%); y sus ventas en el mercado de gas fueron de 53.274 GWh (-4,8%).

Como consecuencia de todo ello, la compañía alcanzó una cuota de mercado del 38,9% en generación peninsular en régimen ordinario, del 43,7% en distribución y del 35,7% en ventas a clientes de electricidad del mercado liberalizado.

Fuente: Endesa.

Abengoa ha obtenido una calificación de 100A, la máxima posible en una valoración global en la que CDP califica a compañías de todo el mundo mediante un cuestionario común que se publica en informes regionales. A petición de 822 inversores que tienen acuerdos de colaboración con Climate Disclosure Project (CDP) y que representan 95 trillones de dólares en activos, Abengoa ha participado de nuevo y por séptimo año en el programa de cambio climático de CDP.

La calificación de CDP se realiza sobre las contestaciones de las compañías al cuestionario Climate Change de CDP. Este cuestionario es el mismo para las compañías de todo el mundo que deciden comunicar sus políticas, estrategias y acciones y someterlas a una metodología común de análisis y valoración que permite la comparabilidad de las empresas mediante la calificación final que CDP hace pública. Abengoa ha logrado por cuarto año consecutivo el reconocimiento como líder mundial en el Climate Disclosure Leadership Index (CDLI) y en el Climate Performance Leadership Index (CPLI), tal y como recoge el Informe CDP 2015 Cambio Climático Iberia 125, que analiza cómo están actuando las 125 mayores empresas cotizadas de España y Portugal (Iberia) en respuesta al cambio climático.

Los principales hitos para la obtención de la máxima calificación obtenida este año por Abengoa pueden encontrarse en la reducción verificada en 2014 de más de cuatro millones de toneladas de CO2 a través de dos productos ofrecidos por Abengoa a sus clientes: bioetanol y energía eléctrica solar. En el primer caso, por la sustitución de combustibles fósiles en el transporte y en el segundo, por la producción de electricidad limpia.

Otro elemento de la actividad de Abengoa reflejado en el cuestionario CDP es la gestión de riesgos asociados al cambio climático. El cambio climático está integrado en el análisis de riesgos de los distintos negocios de Abengoa que se realiza valorando probabilidad e impacto y que tiene en cuenta las variaciones de temperatura, precipitaciones de lluvia y nivel del mar en los emplazamientos de instalaciones o proyectos de obras de la compañía en todo el mundo.

Abengoa se encuentra en el 5 % de las compañías participantes en ser reconocidas con esta posición, en reconocimiento por sus acciones para la reducción de emisiones y la mitigación del cambio climático. Esto pone de manifiesto la existencia de empresas y organizaciones que ya se encuentran trabajando con el objetivo de reducir el impacto del cambio climático.

Acerca de CDP

CDP, anteriormente conocido como Carbon Disclosure Project,es una organización internacional, sin fines de lucro que proporciona el único sistema global para que empresas y ciudades midan, divulguen, gestionen y compartan información medioambiental relevante. CDP trabaja con los agentes del mercado, incluidos 767 inversores institucionales con activos por valor de 92 trillones de dólares, para motivar a las empresas a publicar sus impactos sobre el medio ambiente y los recursos naturales y a tomar medidas para reducirlos. CDP gestiona la mayor recopilación mundial de información primaria sobre cambio climático, agua y riesgos de la información y de materias primas con riesgo forestal, y pone esta información en el núcleo de las decisiones sobre estrategias de negocio, de inversión y políticas.

Fuente: Abengoa.

Para saber más: www.cdp.net

Abengoa ha firmado con la Oficina Nacional de Electricidad y Agua (ONEE) de Marruecos la ampliación del contrato de operación y mantenimiento de la planta de solar-gas de 472 MW Ain Beni Mathar. Se trata de la primera planta con tecnología híbrida solar-gas (ISCC, por sus siglas en inglés) que entró en operación comercial en el mundo en el año 2010. El importe aproximado del contrato es de 63 M€.

Con una superficie total de 160 hectáreas, Ain Beni Mathar se inauguró en 2010 como la primera planta termosolar en África y genera el 10 % de la energía eléctrica consumida en Marruecos. Ésta tiene una potencia instalada de 472 MW, que produce mediante la combinación de energía procedente del sol y del gas natural.

Abengoa cuenta con una experiencia de más de 15 años en la operación y mantenimiento de plantas de generación de energía renovable y convencional, de tratamiento de aguas y residuos. Con esta renovación, Abengoa pone de manifiesto su experiencia en la operación y mantenimiento de plantas de producción de energía eléctrica, al tiempo que consolida su posición en el mercado internacional, con el desarrollo, operación y mantenimiento de plantas híbridas solar-gas, de tratamiento de agua y de cogeneración.

Fuente: Abengoa.

Acciona obtuvo un beneficio neto de 166 millones de euros en los primeros nueve meses de 2015, lo que supone un aumento del 11,6% con respecto al mismo periodo de 2014, como consecuencia fundamentalmente del crecimiento en los mercados internacionales de la actividad de generación de energía renovable y del fabricante de aerogeneradores Acciona Windpower (AWP).

Sede de Acciona.

El beneficio antes de impuestos (BAI) ordinario aumentó el 69,5% hasta los 248 millones de euros, debido principalmente al crecimiento del BAI de Energía, que mejoró en 128 millones. El BAI total del grupo creció un 18,7%, teniendo en cuenta que durante este ejercicio no se han registrado beneficios extraordinarios, frente a los 63 millones de euros que se registraron por este concepto en los nueve primeros meses de 2014.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) del grupo mejoró un 14,4% hasta alcanzar 883 millones de euros, en gran medida debido al crecimiento de la división de Energía (+26,1%), impulsada por el negocio de generación internacional y Acciona Windpower. Así, el Ebitda de generación se elevó el 10,4% -hasta los 644 millones- gracias al aumento de la capacidad instalada (204 MW en los últimos doce meses) y al efecto positivo de la apreciación del dólar. AWP obtuvo un Ebitda de 68 millones de euros, frente a los 15 millones alcanzados en el mismo periodo del año anterior.

La cifra de negocios consolidada del grupo se incrementó un 4,6% hasta los 4.946 millones de euros, fundamentalmente por el incremento en un 37,4% de los ingresos de la división de Energía, que ha compensado la disminución en el volumen de negocio de las áreas de Construcción, Agua y Otras Actividades.

La deuda financiera neta a 30 de septiembre de 2015 ascendía a 5.367 millones de euros, un 1,4% superior a la de diciembre de 2014, debido a dos factores. Por un lado, la refinanciación de la deuda y capitalización de la inmobiliaria El Coto, sociedad que se contabiliza como activo mantenido para la venta. En segundo lugar, por el aumento del capital circulante como consecuencia de la devolución del diferencial entre las primas a la producción renovable cobradas desde que se aprobó el cambio regulatorio energético en España (RD-L 9/2013) y las que corresponden según los parámetros finales de retribución (Orden IET/1045/2014). Sin esos dos efectos en la deuda, ésta se hubiese reducido en 174 millones de euros con respecto a diciembre de 2014.

La inversión neta ordinaria de los distintos negocios de Acciona en el periodo ascendió a 128 millones de euros, un 60% menos que a 30 de septiembre del año anterior. Energía concentra el esfuerzo inversor del periodo, con 78 millones de euros, frente a 44 millones de infraestructuras (21 millones en Construcción, 15 millones en Agua y 9 millones en Servicios).

Fuente: Acciona.

El Grupo Enel se ha convertido en la primera eléctrica europea en unirse a la organización Green Button Alliance, una asociación de empresas sin ánimo de lucro creada para responder a la petición de la Casa Blanca estadounidense de poner en marcha acciones para abastecer de electricidad a los clientes, permitiendo un fácil acceso a los datos de consumo en un formato “consumer-friendly” y “computer-friendly”. Tras la entrada de Enel en la Green Button Alliance, el director global de Infraestructuras y Redes del Grupo Enel, Livio Gallo, ha sido nombrado miembro de la Junta Directiva de la organización .

 Al unirse a la asociación, Enel pondrá a prueba los estándares del Green Button en sus clientes italianos, en concreto con los clientes involucrados en los proyectos L’Aquila smart city, Puglia Active Network y H2020 Flexiciency, dotados con tecnología Enel Smart Info1. Estos clientes podrán descargar sus datos de consumo de energía en tiempo real en un formato estándar Green Button y procesarlos con el software y las aplicaciones a su elección.

Los clientes involucrados en las pruebas de Green Button, podrán descargarse la información sobre su consumo energético simplemente clicando en el icono Green Button Download My Data, disponible online a través de la aplicación web Enel Energy Management System. En la opción Green Button Connect My Data, podrán autorizar a las diferentes compañías para que recopilen la información de su consumo energético directamente sin necesidad de compartir sus credenciales de usuario. De este modo se mejorará y se simplificará la recopilación y análisis de la información, al mismo tiempo que se protege la privacidad de los consumidores. Tanto Enel como otras compañías, incluyendo las que trabajan en el sector de las soluciones inteligentes para hogares, podrán utilizar estas informaciones para desarrollar aplicaciones cada vez más avanzadas para los clientes en campos como la eficiencia energética y la domótica.

Los estándares2 Green Button, una vez Enel los ponga en marcha y el resto de las compañías que cooperan con la Alianza Green Button realicen las pruebas pertinentes, darán al Grupo Enel una ventaja competitiva mejorando la gama de servicios de valor añadido que podrá ofrecer a sus clientes.

El proyecto L’Aquila smart city es fruto de la colaboración entre Enel Distribuzione y las autoridades locales. El proyecto dio inicio en diciembre de 2013 con el objetivo de ofrecer nuevos servicios tanto para la población local como para el gobierno de la zona mediante la mejora de la gestión de la red y la automatización e integración de las renovables en la red, creación de una red de 80 puntos de recarga para vehículos eléctricos y la distribución de unos 43.000 dispositivos Smart Info.

Puglia Active Network es un proyecto lanzado por Enel Distribuzione en el marco de la segunda convocatoria del EU NER 300 para propuestas de proyectos demostrativos innovadores para reducir emisiones. Enel Distribuzione está lanzando una serie de trabajos en las redes de distribución en zonas poco pobladas de la región de Apulia con el fin de mejorar la integración de las renovables, cuyo uso se encuentra generalizado en estas zonas. Asimismo Enel está instalando una red de 258 puntos de recarga de vehículo eléctrico a lo largo de la región de la Apulia al mismo tiempo que está distribuyendo unos 30.000 dispositivos Smart Info.

El proyecto H2020 Flexiciency se lanzó en el mes de febrero de este año en el marco del programa de investigación Horizonte 2020 de la Comisión Europea. El proyecto tiene como objetivo combinar la eficiencia con la flexibilidad de los mercados energéticos europeos analizando el potencial de los smart meters. H2020 Flexiciency tiene como objetivo la elaboración de cinco proyectos demostrativos, uno de ellos lo pondrá en marcha Enel, utilizando el sistema Active Energy Management desarrollado a partir de la red inteligente utilizada en la Expo de Milán 2015. El proyecto demostrativo de Enel tiene como objetivo demostrar cómo el acceso a los datos de consumo disponibles a través de los smart meters puede permitir la aparición de servicios innovadores para los clientes, como por ejemplo una monitorización avanzada del consumo energético. El proyecto de Enel involucrará a 5.000 clientes.

Fuente: Enel.

Para saber más: Green Button Alliance (en inglés).

Air Liquide Healthcare ha participado del 14 al 16 de octubre en el XXXIII Seminario de Ingeniería Hospitalaria celebrado en Granada. Entre las diferentes acciones que ha llevado a cabo la compañía destaca la mesa debate sobre la importancia del marcado CE en los sistemas de distribución de gases medicinales. En esta mesa debate se puso de relieve la necesidad de cumplir con la legislación europea sobre productos sanitarios en las instalaciones de gases en aras de la mejora de la calidad y seguridad de los trabajadores del hospital y de los pacientes que son tratados con gases medicinales.

Una planta de Air Liquide.

En la mesa debate participaron José Luis López, ingeniero del Hospital Lucus Augusti y vocal de la Asociación Española de Ingeniería Hospitalaria, Jesús Marcos, director de infraestructuras de Dräger y Michael Cruz, responsable de marketing de instalaciones para Iberia de Air Liquide Healthcare.

Según Michael Cruz, “el marcado CE en los sistemas de distribución de gases medicinales garantiza que las instalaciones de los gases medicamento son fabricadas in situ con los máximos estándares de calidad y seguridad y acordes a la legislación española y europea”

Asimismo, en una parte destacada del stand Air Liquide Healthcare ha presentado las ventajas de la botella TAKEOTM. Entre las ventajas se encuentran la mejora de la seguridad y la claridad en la lectura de los datos lo que permite un mayor control del consumo de la botella. Este control avisa del volumen exacto, horas y minutos, que quedan en la botella optimizando el número de pedidos.

Igualmente, en el stand de Air Liquide Healthcare había una zona habilitada para llevar a cabo una acción con Fundación Theodora. Se trataba de un taller de globoflexia donde los congresistas podían participar hinchando un globo y por cada cinco, la compañía se comprometía a donar una visita de los Doctores Sonrisa a un niño hospitalizado. En total se han donado 100 visitas de los Doctores Sonrisa de la Fundación Theodora a 100 niños de los hospitales más representativos de nuestro país.

Fuente: Air Liquide.