Cepsa y Cosmo Oil, una de las principales empresas de refino y marketing de Japón, acaban de firmar un acuerdo para la creación de la compañía Cosmo Abu Dhabi Energy Exploration & Production Co. Ltd. Cepsa cuenta con el 20% del capital de la nueva firma y Cosmo Oil E&P con el 80% restante. Esta alianza supone la entrada de Cepsa en el área de exploración y producción de hidrocarburos en Abu Dhabi.

Juan Vera, Director de Operaciones de Cepsa e Isao Kusakabe, Presidente de Cosmo Oil E&P.

La nueva empresa participará en la operación de cuatro campos offshore de producción de crudo (Mubarraz, Umm Al Anbar, Newwat Al Ghalan y Hail), ubicados en aguas poco profundas al oeste de Abu Dhabi. Además, el acuerdo contempla la búsqueda de nuevas oportunidades en los Emiratos Árabes.

El acuerdo ha sido firmado hoy en Tokio por el Director de Operaciones de Cepsa, Juan Vera, y por el Presidente de Cosmo Oil E&P, Isao Kusakabe. La transacción, que está aún sujeta a la aprobación de las autoridades emiratíes, asciende a aproximadamente 200 millones de dólares.

En palabras de Juan Vera, “Para Cepsa, este es un hito histórico ya que cumple con el objetivo de abrirnos camino en una zona de alto potencial como es Abu Dhabi, con activos de calidad en producción. De hecho, los Emiratos Árabes, que cuentan con un riesgo de exposición bajo, están entre los diez países con más reservas y producción a nivel mundial. Por otro lado, esta alianza, que comporta importantes sinergias entre ambas compañías, refleja el firme compromiso de IPIC con sus activos y supone una gran oportunidad por la amplia experiencia de Cosmo como operador en Abu Dhabi”.

El abastecimiento de gas natural procedente de Argelia se situó en el 58,5% del total en el primer semestre del año, una tasa muy superior a la del 41% registrada en 2012 y a la del 51,4% en 2013.

El aumento semestral del aprovisionamiento de gas argelino se produce después de que, solo en el mes de junio, este tipo de origen alcanzase un peso del 68,5% sobre la matriz de abastecimiento, según se aprecia en el último informe de supervisión del mercado mayorista de gas de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC).

En los seis primeros meses del año, las importaciones de gas realizadas por España aumentaron un 3,3%, en un contexto de fuerte incremento de las llegadas de este hidrocarburo a través de los gasoductos con Argelia.

Durante el semestre, Qatar se convirtió en el segundo principal suministrador, con un 9,5%, frente al 7,6% de Noruega, el 4,3% de Francia, el 3,8% de Perú, el 3% de Trinidad y Tobago y el 2,8% de Nigeria.

En el caso de que la suma de los aprovisionamientos anuales de gas natural destinados al consumo nacional procedentes de un mismo país de origen sea superior al 50%, los comercializadores con una cuota superior al 7% de los aprovisionamientos anuales deben diversificar su cartera, de forma que su suministro proveniente del principal país suministrador al mercado nacional sea inferior a dicho porcentaje.

Según el Real Decreto 1766/2007, de 28 de diciembre, que fija en el 50% el límite de aprovisionamientos de gas procedentes de un mismo país y que modifica el decreto 1716/2004 de 23 de julio, Industria podrá desarrollar las condiciones para el cumplimiento de esta obligación atendiendo a la situación del mercado, pudiendo exceptuar de la obligación determinados tipos de transacciones.

En el caso del informe de la CNMC, los porcentajes con la matriz de abastecimiento no tienen en cuenta el gas que luego se exporta a otros países.

COSTE DEL GAS

Por otro lado, el informe muestra que el coste de compra del gas en frontera se situó en junio en 25,17 euros por megavatio hora (MWh), un 0,59% menos que en el mes anterior y un 12% menos que en el mismo mes del ejercicio anterior.

En todo caso, el coste del gas se mantiene un 79% por encima de los valores mínimos alcanzados en julio de 2009, según los datos que maneja la CNMC y que proceden de la información sobre aduanas ofrecida por la Agencia Tributaria.

Fuente: Agencias.

Gas Natural Fenosa ha creado la sociedad Global Power Generation, que aglutinará los activos y negocios de generación eléctrica internacional fuera de Europa del grupo, informó la energética.

El grupo presidido por Salvador Gabarró indicó que la creación de esta nueva sociedad está alineada con los objetivos de su plan estratégico y responde a su interés de acelerar y potenciar el crecimiento del negocio de generación a nivel internacional y valorar inversiones en nuevos mercados fuera de Europa, en los que se prevé que se concentren las necesidades de nueva generación en el futuro próximo.

Global Power Generation nace con 2.852 megavatios (MW) de capacidad de generación en operación, 284 MW en construcción y con una cartera de proyectos en desarrollo de 850 MW. Asimismo, contará con unos 800 profesionales vinculados a la actividad de generación internacional.

La nueva sociedad integra todos los activos de generación internacional del grupo en México (cuatro centrales de ciclo combinado y el parque eólico de Bii-Hioxo), Costa Rica (centrales hidráulicas de La Joya y Torito), Puerto Rico (ciclo combinado), República Dominicana (central térmica), Panamá (central hidráulica y central térmica), Kenia (central térmica) y Australia (proyectos eólicos en desarrollo).

La nueva sociedad será dirigida por Javier Fernández, en calidad de director general de la compañía. Fernández, hasta la fecha ejercía como director general de Generación del grupo.

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), las necesidades de instalar nueva capacidad de generación hasta el año 2035 en Latinoamérica son de 248 GW y en Asia y Oceanía, de 2.688 GW.

Fuente: Gas Natural Fenosa.

La planta piloto power to gas (P2G) de E.ON situada en Falkenhagen, al este de Alemania, ha confirmado su gran rendimiento en su primer año de funcionamiento, inyectando más de dos millones de kWh de hidrógeno en la red de suministro de gas.

Imagen de la planta de Falkenhagen

«Falkenhagen nos ha proporcionado una valiosa experiencia que nos ayudará a per-feccionar múltiples aspectos de la tecnología de conversión de energía en gas, desde la forma de desarrollar el proceso de aprobaciones regulatorias para construir y operar plantas P2G, hasta la comercialización de su producción de hidrógeno. Tras un solo año, podemos decir que P2G tiene un gran potencial. Vemos incluso oportunidades a corto plazo para aplicaciones comerciales en áreas como la movilidad», ha declarado Ingo Luge, CEO en Alemania de E.ON.

La planta de Falkenhagen utiliza electricidad de origen renovable para alimentar equipos de electrolisis que transforman el agua en hidrógeno. Éste a su vez se inyecta en el sistema de distribución de gas natural. Con una capacidad de dos megavatios, puede producir hasta 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora. La energía almacenada se convierte en parte del suministro de gas natural y se puede utilizar para calefacción, aplicaciones industriales, para áreas como la movilidad, y en la generación de energía. E.ON proporciona parte de su producción de hidrógeno en Falkenhagen a su socio en el proyecto, Swissgas AG, y también lo ofrece a sus clientes resi-denciales a través de su producto “E.ON WindGas”.

E.ON está construyendo una segunda planta piloto P2G en Reitbrook, a las afueras de Hamburgo. El propósito de esta unidad, que entrará en funcionamiento en 2015, es optimizar el proceso de transformación gracias a equipos de electrólisis más compactos y eficientes.

Fuente: E.ON.

El resultado neto ajustado del grupo Cepsa durante el primer semestre del año alcanzó los 175,1 millones de euros. Un dato que supone un descenso del 12% con respecto al mismo periodo de 2013, lastrados por los márgenes de refino, que se han situado en mínimos históricos aunque la recuperación de la demanda nacional ha supuesto una mejoría en los resultados del área de comercialización, según un comunicado difundido por la compañía recientemente.

La actividad petroquímica ha mantenido un buen comportamiento, gracias a mayores ventas y mejores márgenes. Por lo tanto, el Resultado Neto del primer semestre de 2014, eliminando los elementos no recurrentes y calculando la variación de inventarios a coste de reposición (Clean CCS), ha ascendido a 175,1 millones de euros, cifra un 12% inferior a la del mismo periodo de 2013.

Esta disminución es consecuencia del deterioro de los márgenes de refino, motivado por el alto precio del crudo, el exceso de capacidad de refino en Europa y las exportaciones de gasóleo desde Estados Unidos y Rusia hacia el mercado comunitario, lo que ha conducido a márgenes en mínimos históricos durante el mes de junio.

Torre Cepsa, nueva sede de la compañía.

Por otro lado, la debilidad del dólar frente al euro ha afectado negativamente a las áreas de negocio de la Compañía..

En este contexto, aplicando las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), el Resultado Neto del periodo se ha situado en 105,9 millones de euros, frente a los 124 del primer semestre de 2013,

En este segundo trimestre, las actividades más destacadas incluyen la adquisición del 30% de un bloque exploratorio en Liberia; la puesta en marcha del acuerdo suscrito con Carrefour, para la expansión de sus tiendas “Express” en las estaciones de servicio de CEPSA o el convenio con Opel para el uso del autogás.

Otro hito alcanzado, ha sido el cambio de sede del Grupo a la Torre CEPSA, uno de los edificios más emblemáticos de Madrid. Este traslado representa la apuesta de la Compañía por una estrategia de expansión internacional y crecimiento sostenible.

Las inversiones del periodo han alcanzado los 2.318 millones de euros, en gran parte destinadas a la adquisición de nuevos activos en Exploración y Producción. Como resultado de las importantes inversiones realizadas, la deuda se ha situado en 2.898 millones de euros, con un ratio de endeudamiento sobre fondos propios del 31%.

Exploración y Producción

El Resultado Neto ajustado del área ha descendido un 6,6%, frente al primer semestre de 2013, situándose en 80,2 millones de euros. Este resultado es consecuencia del esfuerzo exploratorio que está llevando a cabo la Compañía.

El Grupo continúa desplegando su plan de desarrollo y expansión, representado por la adquisición de Coastal Energy en el primer trimestre, y del 30% de un bloque exploratorio en Liberia en el segundo trimestre.

Refino y Comercialización

El Resultado Neto ajustado se ha situado en 38,8 millones de euros, un 32,5% inferior al del mismo periodo del año anterior.

En Refino, la fuerte caída de los márgenes internacionales, especialmente de gasóleos y fuelóleos, ha sido uno de los motivos del descenso de resultados en esta área respecto al primer semestre de 2013.

La actividad de Comercialización ha tenido una aportación positiva gracias a la recuperación de la demanda interna, que ha afectado positivamente al consumo de combustibles para automoción.

Petroquímica

El Resultado Neto ajustado en este primer semestre ha sido de 64,9 millones de euros, un 2% superior al alcanzado en el primer semestre de 2013.

El área se ha beneficiado de un incremento en la actividad y los márgenes del negocio de materias primas para el sector del poliéster (PET, PIA y PTA), de la recuperación de parte de la demanda nacional de disolventes, así como los mejores márgenes de nuestra materia prima para detergentes, LAB, en los mercados internacionales.

La caída en actividad y márgenes de nuestra línea de producción de Fenol y Acetona, ha frenado esta recuperación debido a la fuerte competencia procedente de Asia.

Gas y Electricidad

El Resultado Neto ajustado se ha situado en 16,0 millones de euros, frente a los 12,9 del mismo periodo en 2013; un 24% de incremento.

Esta mejoría ha obedecido al impulso en la actividad en nuestro negocio de gas, tanto en el gasoducto Medgaz (42% CEPSA), como en el área comercializadora.

El área de Electricidad ha estado afectada por la parada de varias instalaciones, sin producción, por razones técnicas y económicas, como consecuencia del marco regulatorio.

Fuente: Cepsa.com

Enagás obtuvo un beneficio neto de 210 millones de euros en el primer semestre de 2014, en línea con los objetivos previstos. Esta cifra es un 3,9% superior a la registrada en el mismo periodo de 2013.

Sede central de Enagás.

En estos resultados todavía no tiene ningún efecto la reforma gasista aprobada por el Gobierno en el Real Decreto-ley 8/2014, de 4 de julio, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia, en vigor desde su publicación en el BOE.

Al finalizar el primer semestre de 2014, Enagás contaba con una disponibilidad financiera de 2.475 millones de euros. La compañía cuenta con una sólida situación financiera, con un 63% de la deuda en los mercados de capitales y un 37% financiada con préstamos del Instituto de Crédito Oficial (ICO) y del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

Adquisiciones internacionales
En el primer semestre del año, la compañía invirtió 419 millones de euros, un 17,5% más que en el mismo periodo de 2013. La adquisición del 22,38% de Transportadora de Gas del Perú (TgP), junto al resto de inversiones del periodo, ha permitido a Enagás cumplir en el semestre con el objetivo de inversión previsto para el ejercicio.

El pasado 30 de junio, el consorcio formado por Enagás (25%) y Odebrecht (75%) resultó adjudicatario del proyecto Gasoducto Sur Peruano. La operación, en línea con los criterios establecidos en la Actualización Estratégica 2013-2015, supondrá una inversión para Enagás de en torno a 250 millones de dólares durante la construcción.

Magnitudes físicas
La demanda total transportada por el Sistema Gasista español en el primer semestre se mantuvo en niveles similares a los del mismo periodo de 2013 y ascendió a 201.048 GWh.

La demanda de gas natural en tránsito por el Sistema (exportaciones, cargas de buques y tránsito a Portugal) creció un 72% con respecto al primer semestre de 2013, gracias principalmente al incremento de la carga de buques (+191%) y al aumento del tránsito a Portugal (19%).

Fuente: Enagás.

El consorcio formado por Enagás (25%) y Odebrecht (75%) ha resultado adjudicatario del proyecto del Gasoducto del Sur Peruano, licitado por el Gobierno de Perú.

La adjudicación contempla la construcción y posterior operación y mantenimiento de un gasoducto de 1.000 km de longitud, clave para la seguridad de suministro de Perú. El plazo previsto para su puesta en operación comercial es de 56 meses y la concesión es por 34 años.

Esta operación está en línea con los criterios establecidos en la Actualización Estratégica 2013-2015 de Enagás y encaja con el core business de la compañía y con los objetivos de rentabilidad y endeudamiento establecidos.

Durante la construcción, Enagás invertirá en este proyecto en torno a 250 millones de dólares. La financiación del proyecto será tipo Project Finance. Los contratos take or pay de la infraestructura permiten garantizar la estabilidad de los ingresos.

Odebrecht es una compañía brasileña, presente en Perú desde hace 35 años, líder en la construcción de importantes proyectos en el sector de las infraestructuras. Para Enagás, es un socio estratégico que ofrece capacidades complementarias a las de la compañía.

En el consorcio, Odebrecht aportará las capacidades técnicas constructivas necesarias en un país como Perú, mientras que Enagás, como operador calificado, aportará su extenso conocimiento y experiencia en la operación y mantenimiento de un sistema gasista complejo como es el caso del español.

Fuente: Enagás.

Andalucía es la segunda Comunidad Autónoma que más gas natural consume, el 14 por ciento del total nacional, detrás de Cataluña, con un 21 por ciento, según datos del Gestor Técnico del Sistema, Enagás.

Andalucía es, asimismo, la Comunidad que recibe el 77 por ciento del gas natural que entra en España por gaseoductos, a través de las conexiones de Tarifa y Medgaz (Almería). El proyecto Medgaz transporta gas natural directamente desde los yacimientos argelinos de Hassi R’Mel hasta la terminal de recepción andaluza, situada en la playa almeriense de El Perdigal.

Panel de control del sistema de Enagás.

El sector gasista lleva invertidos en Andalucía 660 millones en los últimos diez años. El gas, en la comunidad andaluza, llega a un total de 134 municipios a través de una red que supera los 6.000 kilómetros entre distribución y transporte. En cuanto a puntos de suministro, el sector alcanza los 432.000 en Andalucía.

Según datos del gestor técnico del sistema, Enagás, la planta regasificadora de Huelva, por su parte, recepciona y trata el 22 por ciento del gas que llega a España en estado líquido (GNL), a través de barcos metaneros. También es la primera regasificadora en cargas de cisterna y la segunda en recarga de buques.

La planta de Huelva es, de las seis existes en las costas españolas, la que tiene más actividad. En 2013 recibió 52 buques metaneros del total de 228 que suministraron a la Península. Se posiciona así como la principal entrada de GNL al sistema gasista español. El gas que se recibe en Huelva procede de siete orígenes diferentes: Nigeria, Argelia, Trinidad & Tobago, Qatar, Noruega, Bélgica y Perú.

Andalucía es, por tanto, puerta principal de entrada del gas que se consume en España. Antoni Peris, presidente de la patronal del gas (Sedigas), señala que «Andalucía es una Comunidad estratégica para la seguridad de suministro de gas natural en España. Su posición geográfica y sus infraestructuras la hacen pieza clave del sistema gasístico español».

EL GAS NATURAL Y EL SECTOR PRIMARIO EN ANDALUCÍA

El gas natural gana protagonismo en el sector primario andaluz, convirtiéndose en socio del desarrollo económico de la región. Según datos de la Agencia Andaluza de la Energía (AAE), el consumo de gas natural para el sector primario ha aumentado considerablemente y ha alcanzado una cuota de mercado del 18 por ciento del total de las energías.

El incremento registrado ha sido de 160,50 GWh durante el ejercicio anterior, a pesar del descenso generalizado de consumo energético a causa de la menor actividad económica. Por provincias, Huelva es la que consume más gas natural en el sector primario, alcanzando la cifra de 8.500 GWh. El sector primario onubense tiene extendido el uso del gas natural en sus explotaciones, sobre todo en la agricultura intensiva de invernaderos.

BENEFICIOS DEL GAS

El gas natural es la energía tradicional más limpia y respetuosa con el medio ambiente. Con las cifras de muertes por contaminación para España por parte de la UE superando las 16.000 anuales, el gas ayuda definitivamente a frenar la polución en las ciudades ya que usándolo como combustible para transporte, no emite partículas contaminantes, no emite derivados del azufre, reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno y las emisiones de CO2. Si se compara con la biomasa o con el gasoil sus emisiones de CO2 son un 47 por ciento y un 39 por ciento inferiores.

Además de ventajas medioambientales, el gas natural tiene también ventajas económicas ya que es una energía competitiva para las empresas por suponer ahorros de casi el 50 por ciento en la factura energética respecto a otras fuentes de energías. Por ejemplo, una industria mediana en España, con un consumo de 2.000 MWh/año, ahorraría hasta un 48 por ciento al año en su factura energética respecto a otras energías.

Fuente: Agencias.

Para saber más: Web de Enagás.

Gráfico de demanda de gas, actualizado en tiempo real.

Repsol ha realizado dos nuevos descubrimientos de hidrocarburos en Rusia que, según el Ministerio de Recursos Naturales y Ecología de la Federación Rusa, representan el mayor realizado en el país en los dos últimos años.

Vista aérea del pozo.

En concreto, los descubrimientos se encuentran en los bloques Karabashsky 1 y 2, dentro del campo de Ouriyinskoye en Siberia Occidental, y añadirían a la petrolera unos 240 millones de barriles de recursos recuperables, según cálculos del Ministerio ruso.

Repsol señaló que los descubrimientos en los pozos Gabi-1 y Gabi-3 son «resultado directo de las innovadoras técnicas de sísmica y perforación que aplicó la compañía en el área, y permitirán poner en valor estos recursos».

Además, estos descubrimientos confirman las expectativas que la petrolera presidida por Antonio Brufau tiene depositadas en Rusia, donde desarrolla uno de sus proyectos estratégicos, AROG, ‘joint venture’ que mantiene con Alliance Oil. Repsol lleva explorando en los bloques Karabashsky 1 y 2 desde el año 2010.

El éxito exploratorio de Repsol en Rusia se suma a los obtenidos durante el pasado año en Estados Unidos, América Latina y África, que permitieron incorporar nuevos recursos que se traducirán en un aumento de sus reservas en próximos años a medida que sean desarrollados.

En 2013, la petrolera obtuvo la tasa de reemplazo más alta de la industria a nivel mundial, un 275%, y ha superado con éxito sus objetivos de incorporación de reservas por tercer ejercicio consecutivo, hasta alcanzar los 1.515 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Durante 2013, Rusia aportó a Repsol una producción total de petróleo y gas de 14.600 barriles equivalentes de petróleo al día. La producción se ha incrementado hasta los 17.640 barriles equivalentes de petróleo al día en 2014 con la puesta en marcha de nuevos pozos de gas en el campo SK.

Fuente: Agencias.

Para saber más: Área de explotación de Repsol (web).

La compañía Cepsa ha inaugurado de forma oficial su nueva planta de almacenamiento, envasado y trasvase GLP (butano y propano) en el municipio de Maside (Ourense), que lleva en funcionamiento desde el pasado mes de enero.

Con una inversión superior a los 4,5 millones de euros, inicialmente la planta prestará servicio a las comunidades autónomas de Galicia, Asturias y Castilla y León y podrá generar hasta 25 puestos de trabajo directos.

A la inauguración oficial asistieron Rosendo Fernández, Vicepresidente de la Diputación de Ourense; Celso Fernández, Alcalde-Presidente del Concello de Maside y Rogelio Martínez, Delegado Territorial de la Xunta de Galicia en Ourense.

Un momento de la inauguración de las instalaciones.

Todos los asistentes pudieron conocer de primera mano los avances tecnológicos e innovaciones con los que cuenta la nueva planta de gas licuado del petróleo, así como los resultados de las obras realizadas para su acondicionamiento y puesta en marcha.

El Alcalde-Presidente del Concello de Maside ha destacado: “Que una empresa como Cepsa haya decidido implantarse en Maside es una clara consecuencia de la ubicación estratégica de nuestro territorio municipal en el mapa de las comunicaciones y estamos muy satisfechos por la creación de empleo local que supone”.

Rosendo Fernández, Vicepresidente de la Diputación de Ourense declaró que “estamos haciendo presente y futuro, estamos viviendo el presente para construir futuro a través de las nuevas tecnologías e innovación. Por eso, gracias a todos los que han participado en este proyecto”.

Por parte de Cepsa Gas, Iñigo Díaz de Espada, Director General de Cepsa Comercial Petróleo ha subrayado “Con la nueva planta de Maside estamos preparados para acometer nuestros planes de crecimiento en el noroeste de la Península. La nueva planta es fruto de nuestra apuesta por el mercado gallego y de la estrecha colaboración de Cepsa con las instituciones local, provincial y autonómica, que en todo momento nos han mostrado su apoyo”.

Crecimiento de Cepsa Gas en la zona Noroeste

La planta de Cepsa Gas en Maside responde a las nuevas necesidades de almacenamiento y suministro de gas licuado del petróleo (GLP) de Cepsa derivadas del crecimiento de la Compañía en la zona Noroeste de España, a la vez que permitirá a CEPSA Gas una importante optimización en el abastecimiento.

La planta dispone de dos equipos de llenado de botellas. Una línea de llenado de botellas domésticas con una capacidad de producción de 350 botellas por hora, y otra línea de llenado de botellas industriales con una capacidad de 70 botellas por hora. Asimismo, dispone de un punto de carga y descarga de vehículos cisterna, tanto de entrada como de salida. Y en una próxima fase de desarrollo se contempla el suministro primario por ferrocarril lo que optimizará la distribución de producto en toda su zona de influencia.

Con una previsión de llenado de un millón de botellas anuales, unas 1.400 toneladas de venta a granel, la planta se convertirá en una de las principales instalaciones de la Compañía en la zona.

El proyecto ha contemplado el aprovechamiento de las instalaciones de Adif, además de otras ampliaciones. En este sentido, Cepsa ha rehabilitado completamente el antiguo edificio de viajeros, destinado ahora a oficinas y vestuarios, respetando su aspecto externo y adecuando las construcciones adyacentes a dicha apariencia.

Cepsa Gas es la unidad de negocio encargada de asegurar el aprovisionamiento de diversos productos tales como el propano, el butano o gas natural. Tiene una previsión de suministrar más de 275.200 toneladas de GLP, de las cuales 94.500 toneladas se prevé que sean a granel y el resto en más de 14 millones de envases.

Fuente: Cepsa.