Endesa obtuvo un beneficio neto de 1.879 millones de euros en 2013, lo que supone una reducción del 8% respecto al obtenido en el mismo periodo del año anterior, por el impacto de las medidas regulatorias y fiscales introducidas en España en 2012 y 2013.

Sólo las medidas aplicadas durante el pasado año han reducido el beneficio neto en 659 millones de euros, según ha informado este miércoles la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Una de las sedes de Endesa.

En concreto, el beneficio neto del negocio de España y Portugal cayó un 17%, como consecuencia de dichas medidas, hasta situarse en 1.176 millones, con una contribución del 63% al resultado neto total.

Frente a este retroceso, el beneficio neto de Latinoamérica se situó en 703 millones, un 13% más, gracias a la buena evolución del negocio y al reconocimiento, por parte del Gobierno argentino, de la compensación de las variaciones de costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013. Estos dos efectos compensaron la devaluación de las monedas locales frente al euro.

Por su parte, el resultado bruto de explotación (Ebitda) registró una reducción del 4% en 2013, hasta 6.720 millones de euros. Esta disminución se corresponde, por una parte, con una caída del 14% en el negocio de España y Portugal, con 3.277 millones, y, por otra, con un aumento del 7% en el negocio de Latinoamérica, hasta 3.443 millones.

En el negocio de España y Portugal, las medidas fiscales aplicadas en 2013 (664 millones de euros más en costes) y el resto de medidas adoptadas por el Gobierno (269 millones de euros menos en ingresos) tuvieron un impacto en el Ebitda de 933 millones de euros. A ello se añade a los 396 millones del impacto anual recurrente para Endesa de las medidas regulatorias puestas en vigor en 2012.

La suma de todas las medidas fiscales y regulatorias aplicadas en España desde el inicio de 2012 han tenido un impacto negativo total de 1.329 millones de euros en el Ebitda de 2013.

Por su parte, se han realizado esfuerzos para conseguir mejoras operativas que han compensado, al menos en parte, los impactos negativos de las medidas, y que han dado como resultado una reducción de 142 millones de euros en los costes fijos de 2013.

Como consecuencia de lo anterior, el Ebitda ascendió a 3.277 millones de euros y el resultado neto de explotación (Ebit) a 1.651 millones de euros, con una reducción del 14% y del 17% respectivamente.

LATINOAMÉRICA

Asimismo, el aumento en el negocio de Latinoamérica (234 millones de euros más) es debido al reconocimiento, por parte del Gobierno argentino, de la compensación de las variaciones de costes no trasladados a tarifa desde 2007 hasta febrero de 2013 por un importe de 293 millones de euros.

Esta situación ha compensado el importe pendiente (63 millones de euros) de los sobrecostes excepcionales de compra de energía que han soportado las compañías distribuidoras de Brasil. Este importe se compensará en las sucesivas revisiones tarifarias, de acuerdo con lo establecido en la regulación brasileña.

El Ebitda de Latinoamérica supone ya el 51% del total de la compañía, mientras que el Ebit representa un 62%.

Asimismo, las inversiones en el negocio de España y Portugal fueron de 604 millones de euros en 2013, un 33% menos que en el mismo período del año anterior, mientras que las inversiones en el negocio de Latinoamérica ascendieron a 1.216 millones de euros, un 5% más.

Endesa tenía acumulado, a 31 de diciembre, un derecho de cobro de 3.146 millones de euros por diversas partidas reconocidas en la regulación eléctrica española: 1.985 millones de euros por la financiación del déficit de ingresos de las actividades reguladas y 1.161 millones de euros por las compensaciones derivadas de los sobrecostes de la generación extrapeninsular.

Fuente: Agencias.

Abengoa ha obtenido unas ventas de 7.356 M€ en el ejercicio 2013, lo que supone un crecimiento del 17 % con respecto al año anterior. El resultado operativo (Ebitda) ha sido de 1.365 M€, un 44 % más que en 2012. El beneficio neto se sitúa en 101 M€, un 84 % más que en 2012.

La diversificación geográfica sigue siendo uno de los factores clave en el crecimiento continuado de Abengoa, siendo Latinoamérica la primera geografía por ventas con un 29 % seguida de EE.UU con un 28 %. Estas dos regiones representan hoy el 57 % de las ventas totales mientras que Asia y África continúan adquiriendo mayor relevancia, representando ya un 15 % de las ventas totales, y Europa un 28 %.

Abengoa, tendidos eléctricos

Abengoa ha generado en 2013 un flujo de caja operativa de 741 M€. Su ratio de endeudamiento neto corporativo se sitúa en 2.2x, lo que supone una reducción de 1.5x con respecto a 3.7x en diciembre de 2012 y cumpliendo así con el compromiso de reducir el endeudamiento corporativo. El ratio de endeudamiento neto total (incluyendo la deuda sin recurso) se sitúa en 5.8x, una reducción de 1.3x con respecto al año anterior.

Este año, Abengoa ha continuado con la puesta en operación de sus activos concesionales, empezando a operar diez activos nuevos. En paralelo, prosigue con el fortalecimiento del balance habiendo completado con éxito la ampliación de capital de 517.5 M€ que se estructuró en la forma de acciones clase B y ADS que se ofrecieron públicamente en Estados Unidos una vez registrados con la SEC (“Securities and Exchage Commision”) y posteriormente cotizados en el mercado “Nasdaq Global Select”. Del mismo modo, ha sido capaz de cristalizar valor mediante la rotación de activos concesionales y filiales por un valor superior a 800 M€ y reduciendo el capex corporativo a 729 M€, comparado con los 1.189 M€ del 2012.

Durante 2013, Abengoa ha continuado desarrollando su plan de programas tecnológicos, invirtiendo 107 M€ en programas de I+D y 319 M€ en plantas de I+D.

Manuel Sánchez Ortega, consejero delegado de Abengoa, ha mostrado su satisfacción por «poder presentar hoy tan buenos resultados para Abengoa, en un año con hitos muy importantes para la empresa. Hemos completado nuestro IPO en EE.UU. tras la cotización en el Nasdaq, al tiempo que se refuerza nuestro balance a través de la ampliación de capital.

Manuel Sánchez Ortega añadió que, «la fuerza de la compañía reside en nuestro enfoque en la tecnología y la inversión en investigación y desarrollo, junto con la dedicación y el compromiso del capital humano de Abengoa. Con todo, hemos terminado el 2013 reforzados financieramente y con un claro plan de negocios a cumplir».

Resultados por segmentos

El segmento de ingeniería y construcción ha experimentado un crecimiento en ventas del 27 % con respecto al año anterior, alcanzando los 4.808 M€. Asimismo, el Ebitda ha aumentado un 29 %, hasta los 806 M€, con unos márgenes del 16,8 %. La división de ingeniería y construcción se ha adjudicado contratos nuevos por valor de 4.882 M€, lo que supone un incremento del 36 % frente al mismo periodo del año anterior, situando la cartera de pedidos en 6.800 M€. Esta cartera, junto con las oportunidades comerciales detectadas por un valor de 139.000 M€, nos ofrece una buena visibilidad para 2014 y el primer semestre de 2015.

La actividad de infraestructuras de tipo concesional ha incrementado sus ventas un
32 % frente al año anterior, alcanzando los 519 M€, con un Ebitda que ha aumentado un 36 % alcanzado los 318 M€, suponiendo un margen sobre Ebitda del 61,3 %. Durante el último trimestre, ha entrado en operación Solana, la mayor planta termosolar del mundo, en Arizona (EE.UU.), y tres líneas de transmisión en Chile (Quadra I y II) y Perú (ATS) que suponen un total de 1.029 km.

El área de producción industrial, que incluye el negocio de bioenergía, ha disminuido sus ventas un 5 %, hasta los 2.029 M€. El Ebitda del segmento ha pasado de 91 M€ en el ejercicio anterior, a 241 M€ en 2013. Este aumento se debió principalmente a una mejor de los márgenes en Europa, EE.UU. y Brasil, y al impacto positivo de la resolución de un arbitraje internacional por 142 M€.

Operaciones corporativas

Abengoa completó con éxito el 16 de octubre una ampliación de capital de 517.5 M€. La operación se estructuró en la forma de acciones clase B y ADS que se ofrecieron públicamente en Estados Unidos una vez registrados con la SEC (“Securities and Exchage Commision”) y posteriormente cotizados en el mercado “Nasdaq Global Select”.

El 15 de julio de 2013, Abengoa completó con éxito la venta del 100% de su filial Befesa a fondos asesorados por Triton. La operación reportó 620 M€ (331 M€ en caja). Del mismo modo, el 27 de febrero cerró la venta de su filial brasileña, Bargoa, dedicada a la fabricación de componentes de telecomunicaciones, a la empresa americana Corning Incorporated. Ambas operaciones se encuadran dentro de la estrategia de centrarse en el núcleo estratégico de su actividad, que incluye la ingeniería, desarrollo y operación de plantas termosolares, plantas desaladoras de agua, líneas de transmisión y plantas de producción de biocombustibles.

A lo largo de 2013, Abengoa ha alargado el perfil de vencimiento de su deuda mediante la emisión de cinco bonos en los mercados de capitales europeo y americano, por un valor total de 1.277 €M, todos los cuales fueron utilizados para refinanciar vencimientos corporativos existentes y aumentar la flexibilidad financiera de la compañía, con el resultado de no haber necesidades de refinanciación corporativa en 2014.

Objetivos financieros

Abengoa estima para 2014:

– Ingresos entre 7.900 €M y 8.000 €M, lo que representa un aumento de entre el 7 % y el 9 % en comparación con 2013
– Ebitda entre 1.350 €M y 1.400 €M, lo que representa un incremento de entre el 10 % y el 14 % en comparación con 2013 excluyendo arbitraje, y
– Ebitda Corporativa entre 860 €M y 885 €M, lo que representa un aumento de entre el 3 % y el 6 % en comparación con 2013.

Tras cumplir con los objetivos que se había fijado para 2013, reitera sus objetivos financieros para 2014. La compañía espera alcanzar un ratio de deuda neta corporativa a Ebitda de 2.0x en el 2014 y en adelante, reducir el capex corporativo a 450 €M a partir de 2014 y generar flujo de caja libre positivo a nivel corporativo a partir de 2014.

Fuente: Abengoa.

Para más información: Presentación de resultados (PDF en Inglés).

La multinacional energética Gas Natural Fenosa ganó 1.445 millones de euros en 2013, un 0,3 % más que en 2012, debido principalmente al buen comportamiento de su negocio en el extranjero, que de nuevo compensó la disminución de sus beneficios en España.

En una comunicación al regulador bursátil, la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), la compañía destaca que su «asentada presencia internacional» y una «estricta política financiera» le han permitido contrarrestar el impacto económico de los cambios regulatorios en España.

Sede corporativa de Gas Natural, en Barcelona.

De hecho, Gas Natural estima que las cambios normativos adoptados este año por el Gobierno español le han costado 455 millones de euros, y que el conjunto de medidas regulatorias puestas en marcha desde 2012 tendrán un impacto sobre el beneficio bruto de explotación de 600 millones a partir de este año.

En total, el beneficio bruto de explotación fue de 5.085 millones de euros, un 0,1 % más, gracias al buen comportamiento del negocio internacional, que aumentó un 2,2 % y que ya aporta el 44,1 % del total del beneficio operativo.

En cambio, el beneficio bruto de explotación derivado del negocio de electricidad en España cayó un 12,7 % y el de distribución eléctrica en el país también descendió, aunque un 4,1 %.

No obstante, la multinacional, que el pasado noviembre presentó su plan estratégico para el período 2013-2015, subraya que sus nuevos objetivos son «realistas» y están ya adaptados a los cambios normativos puestos en marcha en España.

En total, la deuda financiera neta de la compañía suma 14.641 millones de euros, un 8,5 % menos que en 2012, lo que supone un nivel de endeudamiento del 49,4 %, si bien tiene pendiente de cobrar en concepto de déficit de tarifa 485 millones de euros.

El año pasado Gas Natural Fenosa hizo inversiones por valor de 1.494 millones de euros, un 10,1 % más que en 2012, si bien en España las inversiones se recortaron un 4 %.

Por tipos de negocio, destaca la actividad mundial de aprovisionamiento y comercialización de gas natural, que creció un 17,3 % y aportó 863 millones de euros al beneficio bruto de explotación (Ebitda) total de la compañía.

El Ebitda de distribución de gas en España sumó 917 millones (+1,9 %), frente a los 686 millones de Latinoamérica (+7,2 %), mientras que la distribución de electricidad en España aportó 588 millones (-4,1 %) y también fue a menos este negocio en Latinoamérica, al suponer 340 millones (-7,1 %).

El beneficio bruto de explotación de la actividad de electricidad en España, esto es, la generación, comercialización mayorista y minorista y el suministro de electricidad a tarifa de último recurso, alcanzó los 789 millones (-12,7 %), afectado por los recortes del Gobierno a la generación, mientras que, en cambio, en Latinoamérica ese negocio ascendió a 275 millones, un 5,4 % más.

Por otra parte, Gas Natural destinará 898 millones a dividendos con cargo a resultados de 2013, lo que supone un 0,3 % más que el año anterior.

Fuente: Agencias y CNMV.

Para saber más: Resultados de Gas Natural Fenosa, en PDF.

Cepsa ha sido reconocida, por Top Employers Institute, como empleador de referencia en España gracias a su política de gestión de Recursos Humanos puesta en práctica en Cepsa. A la gala anual de concesión de certificación en España, celebrada el 12 de febrero en Madrid, acudió el Director de Recursos Humanos y Organización de Cepsa, Carlos Morán, apoyado por todo su equipo de Colaboradores directos: “Nuestros programas alcanzan todas las fases de la carrera profesional, incidiendo en aquellas opciones de desarrollo que se basan en la experiencia, en las relaciones y en la formación”.

Un momento de la entrega de premios.

En el análisis requerido para la certificación, se han evaluado aspectos de la gestión de personas como la progresión de carrera, políticas de bienestar y desarrollo profesional. En concreto, Cepsa ha sido reconocida como empleador de referencia en:

• Atracción del talento
• Compartir mejores prácticas en gestión de Recursos Humanos con otras empresas
• Beneficios otorgados a empleados

Cabe destacar las grandes oportunidades de formación y desarrollo de la carrera profesional, y una fuerte cultura corporativa entre los beneficios que han sido auditados para obtener la certificación.

La certificación Top Employers, basada en estándares internacionales, mide y evalúa la gestión y condiciones de los empleados dentro de la organización. Para conseguir este reconocimiento, las organizaciones deben superar en, al menos, un 60% una serie de criterios y exigencias requeridas que son auditadas externamente.

Para Cepsa este éxito es el primer paso para lograr en el futuro una certificación similar para el resto de sociedades del Grupo. Un impulso al compromiso adquirido para mejorar y desarrollar nuestras políticas de gestión de personas, siendo uno de nuestros valores la mejora continua.

Más información:

www.top-employers.com

http://www.top-employers.com/en/companyprofiles/ES/cepsa/

Fuente: Cepsa.com

Enel Green Power cerró el año 2013 con unos ingresos de 2.800 millones de euros, lo que representa un incremento preliminar del 12% con respecto al ejercicio anterior, informó la filial ‘verde’ de Enel a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

La compañía destacó que este aumento en la facturación se debió fundamentalmente a unos mayores ingresos por venta de energía, incluyendo los incentivos correspondientes, resultantes de un aumento en la producción de energía en Italia y resto de Europa y Norteamérica.

El resultado bruto de explotación (Ebitda) se situó en 1.800 millones de euros a cierre de 2013, lo que supone un aumento del 12,5% con respecto al año anterior.

La deuda neta financiera de Enel Green Power se incrementó en aproximadamente 800 millones de euros, alcanzando los 5.400 millones de euros a 31 de diciembre de 2013.

El consejero delegado y director general de Enel, Fulvio Conti, destacó que los resultados son «excelentes» y que «la diversificación geográfica y el desarrollo de todas las tecnologías comercialmente a disposición hoy en día hacen única y rentable la empresa del grupo Enel de energías renovables».

En lo que respecta a las principales magnitudes operativas de la compañía, la potencia neta instalada del grupo a cierre del año pasado ascendía a un total de 8,9 gigavatios (GW), de los cuales 2,6 GW (un 29%) correspondían a energía hidroeléctrica, 5,1 GW (un 57%) a energía eólica, 0,8 GW (un 9%) a energía geotérmica, 0,3 GW (4%) a energía solar y 0,1 GW (un 1%) correspondían a otras fuentes de energía renovable (biomasa y cogeneración).

Con respecto al cierre del ejercicio anterior, la potencia neta instalada se incrementó en 0,9 GW (un 11,3%), fundamentalmente en el segmento eólico.

La energía eléctrica neta generada por Enel Green Power en 2013 ascendió a 29,5 teravatios/hora (TWh), de los cuales 10,9 TWh (un 37%) procedieron de energía hidroeléctrica, 12,2 TWh (un 41%) procedieron de energía eólica, 5,6 TWh (un 19%) procedieron de energía geotérmica, 0,3 TWh (un 1%) procedieron de energía solar y 0,5 TWh (un 2%) procedieron de otras fuentes de energía renovable (biomasa y cogeneración).

Fuente: Enel.

Alstom ha anunciado la firma de varios contratos por valor de 1.250 millones de euros con las empresas Polimex, Rafako y Mostostal Warsawa (controlada por el Grupo Acciona), para suministrar dos equipos de generación, de 900 megavatios cada uno, para la central de carbón de Opole, en el sudoeste del país.

La planta de Opole se convertirá, cuando esté completamente operativa, en la mayor central de carbón del país, con capacidad para suministrar electricidad a dos millones de hogares.

Alstom se encargará de suministrar su tecnología exclusiva para centrales eléctricas supercríticas de carbón, incluyendo las calderas, los turboalternadores a vapor, equipos para la sala de turbinas, generadores y sistemas de control de la calidad del aire, así como dispositivos auxiliares. Alstom se responsabilizará igualmente del diseño, la ingeniería y la dirección del proyecto, así como de la construcción y puesta en marcha de los equipos, en colaboración con el consorcio encargado de la construcción de la planta.

Tecnología supercrítica de Alstom

Gracias a la utilización de la tecnología supercrítica de Alstom, se podrá obtener un mayor rendimiento de la planta, reduciendo la cantidad de carbón necesario para producir la misma cantidad de electricidad. Se reduce, también, de manera significada, el impacto sobre el medio ambiente y las emisiones, algo fundamental en países como Polonia donde el 90% de la producción de electricidad se basa en el uso del carbón.

Modelo en 3D de los equipos Alstom STF100 USC

Las centrales eléctricas supercríticas operan a una temperatura mayor que las centrales eléctricas de carbón tradicionales. Las altas temperaturas mejoran su eficiencia, aumentando la energía suministrada y reduciendo las emisiones -especialmente las de CO2- por unidad de combustible utilizado.

Alstom es líder mundial en suministro de equipos para centrales de vapor con tecnología supercrítica y ultrasupercrítica. El Grupo ha construido o está actualmente desarrollando proyectos con esta tecnología en todo el mundo con una capacidad total de más de 40 GW.

Fuente: Alstom.

Endesa ha puesto en marcha las tres primeras plantas de almacenamiento de energía eléctrica que se integran en la red eléctrica en España en sus instalaciones de generación de las Islas Canarias. El proyecto STORE es la iniciativa europea más importante sobre almacenamiento energético en entornos insulares, y su principal objetivo es demostrar la viabilidad técnica y económica de sistemas de almacenamiento de energía a gran escala.

Hasta la fecha, almacenar energía eléctrica ha sido extremadamente complejo, y el proceso se ha solucionado generándola en sistemas autónomos, no conectados a la red. Estas tecnologías presentan inconvenientes que limitan su utilización, como el coste o su durabilidad; sin embargo, pueden cumplir un papel primordial en el futuro sistema eléctrico.

Emplazamiento en La Aldea de San Nicolás (Gran Canaria)

Con el proyecto STORE, Endesa quiere demostrar la integración de tres tecnologías de almacenamiento energético en un entorno real, de forma eficiente, en ámbitos eléctricos aislados, donde su impacto es de mayor relevancia, como es el caso de los sistemas insulares.

El proyecto fomenta además la integración plena de las energías renovables, ya que el almacenamiento de energía eléctrica permite ampliar la capacidad operativa de estas energías durante las 24 horas del día, independientemente de las necesidades puntuales del sistema.

El consorcio, liderado por Endesa, cuenta con la participación de Televent, Isotrol e Ingeteam (como socios industriales), y varios centros de investigación. El proyecto, de 11 millones de euros, ha contado con el apoyo del Centro para el Desarrollo Tecnológico e Industrial (CDTI), dependiente del Ministerio de Economía y Competitividad, y del Fondo Tecnológico (una partida especial de fondos FEDER de la Unión Europea dedicada a la promoción de la I+D+i empresarial en España).

Endesa participa en diferentes áreas de investigación y desarrollo, aunque su labor se centra fundamentalmente en la demostración de las tres tecnologías de almacenamiento de energía: baterías de Ión Lítio, ultracondensadores y volantes de inercia.

Cada instalación que se ha desplegado en el archipiélago canario desarrolla, precisamente, una de estas tres tecnologías:

1. La planta instalada en Gran Canaria, en el municipio de La Aldea de San Nicolás, es de almacenamiento electroquímico mediante baterías IonLi, de 1MW/3 MWh, y busca probar las capacidades reales para aportar servicios complementarios como una unidad de generación convencional, permitiendo gestionar la demanda, aportar inercia y potencia activa al sistema, regular tensión, y participar en la regulación secundaria.

2. Los equipos de almacenamiento que se han instalado en el municipio de Alajeró, en La Gomera mediante un sistema de volante de inercia de 0.5MW/18MW, aportan inercia y potencia activa para la regulación primaria, además de conseguir una estabilización continua de la frecuencia de la isla.

3. En Breña Alta, en La Palma, la instalación de la tecnología de ultracondensadores de 4MW/20MW aporta estabilidad a la frecuencia del sistema, y valida su capacidad para evitar pérdidas del suministro ante averías imprevistas, dotando al sistema de mayor robustez y calidad de suministro.

La planta de La Gomera y de La Palma utilizan tecnologías para almacenamiento de energía con tiempos de respuesta muy rápida. Por tanto, son adecuadas para evitar eventos imprevistos, que en los sistemas eléctricos de pequeño tamaño son capaces de provocar pérdidas parciales del suministro eléctrico o provocar incluso un corte general del suministro.

La planta de Gran Canaria, por su parte, cuenta con una mayor capacidad de almacenamiento y puede funcionar como un grupo de generación gestionable, cuya carga y descarga se podrá programar diariamente.

La elección de las Islas Canarias para desarrollar este proyecto ha sido clave, puesto que se intenta dar respuesta a los problemas que presentan los sistemas en las islas, en las que la estabilidad de la red se ve más afectada por tecnologías de generación no gestionables, como es el caso de las renovables.

Con el proyecto STORE, se dispondrá de un mayor cconocimiento sobre la integración en un entorno real de las tecnologías en estudio, bajo las condiciones inherentes a los sistemas eléctricos aislados, así como obtener una base analítica de gran interés para el futuro desarrollo y aplicación industrial de este tipo de tecnologías de almacenamiento.

Gracias al proyecto STORE, se ha podido demostrar que la aplicación de estas tecnologías permitirá aportar servicios complementarios de generación, mejorando la calidad, eficiencia y seguridad, y facilitará la incorporación de nuevas fuentes de generación no gestionable, así como la generación distribuida.

Fuente: Endesa.

Cepsa ha logrado resultados positivos al perforar su primer pozo en Perú como parte de los trabajos exploratorios que realiza en el país, anunció la compañía en una nota de prensa.

El pozo exploratorio, perforado con «resultados alentadores», se encuentra en el bloque 131 de la Cuenca Ucayali, ubicado al Este de Lima, señala la compañía. Estos resultados preliminares deberán ser evaluados con trabajos adicionales que permitan definir la viabilidad del proyecto.

‘Los Ángeles 1XST’ es el primer pozo exploratorio que Cepsa perfora en Perú desde que en 2007 iniciara su actividad en el país. Actualmente, opera tres licencias exploratorias, situadas en las cuencas Marañón (bloque 130), al Norte del país, y del Ucayali, al Este (bloques 114 y 131).

La compañía participa en estos bloques con participaciones del 100%, 60% y 70%, respectivamente. Cepsa añade que, como ha hecho hasta ahora, seguirá trabajando en la zona bajo el compromiso de establecer un marco de confianza e integración con las comunidades del entorno en el que opera, con el máximo respeto medioambiental y dando prioridad a la seguridad de las personas.

Fuente: Agencias.

Cepsa y la compañía japonesa Cosmo Oil Co. han firmado un protocolo de acuerdo para establecer una cooperación estratégica en materia de petróleo y de gas tanto en los Emiratos Árabes Unidos como en el resto del mundo.

Ambas compañías pertenecen al grupo International Investment Petroleum Company (IPIC), que ostenta el 100% de Cepsa y el 21% de las acciones de Cosmo. El acuerdo fue suscrito en la sede de IPIC en Abu Dhabi.

Pedro Miró Roig, CEO de CEPSA y Keizo Morikawa, Presidente de COSMO

De esta forma, Cepsa y Cosmo trabajarán juntos para identificar y desarrollar conjuntamente oportunidades ventajosas para asegurarse nuevas concesiones, promocionando sus negocios de exploración y producción, y buscando sinergias entre sus unidades de refino, marketing, petroquímica, electricidad y renovables.

El consejero delegado de Cepsa, Pedro Miró, explicó que Cosmo es uno de los operadores más antiguos y fuertes en exploración y producción ‘offshore’ en Oriente Medio, con una reconocida trayectoria de 46 años en Abu Dhabi.

NUEVAS CONCESIONES DE PETRÓLEO Y GAS

«Las fortalezas de Cepsa están en sus operaciones de exploración y producción ‘onshore’ en el Norte de África y Sudamérica. Esta iniciativa proporcionará unos fuertes fundamentos desde los que ambas empresas puedan explotar nuevas concesiones de petróleo y gas», añadió Miró.

Por su parte, el consejero delegado de IPIC, Khadem Al Qubaisi, destacó que el holding busca oportunidades para maximizar sinergias y compartir la experiencia dentro de su cartera. «Este acuerdo une la experiencia de dos de nuestras compañías que operan en distintas regiones geográficas. Confiamos en que esta cooperación beneficiará a ambas partes», manifestó.

Finalmente, el presidente de Cosmo, Keizo Morikawa, expresó su deseo de trabajar «más estrechamente» con Cepsa. «Es importante destacar que vemos esto como la ocasión para poder capitalizar las fortalezas geográficas y las competencias técnicas de cada empresa», concluyó.

Fuente: Agencias y Cepsa.com (nota oficial).

Cepsa ha completado la compra de Coastal Energy al precio anunciado a mediados de noviembre, de 19 dólares canadienses por acción, con lo que el valor de la adquirida asciende a 2.300 millones de dólares canadienses (1.631 millones de euros).

En una nota, Coastal señala que el comprador ha sido Condor Acquisition, una sociedad con sede en las islas Caimán y controlada por Cepsa, en la que la sociedad Strategic Resources Global (SRG) ejerce de inversora.

La compra de las acciones se hizo efectiva el pasado viernes y su retirada de la Bolsa de Toronto se produce entre dos y cuatro días laborables después de este hito. Citigroup y Credit Suisse han participado como asesores financieros de Coastal, mientras que Goldman Sachs ha hecho lo propio con Cepsa.

En la operación también ha participado Stikeman Elliott, Cleary Gottlieb Steen & Hamilton y Walkers como asesores legales de Coastal. Mientras, Vesa ha contado con el asesoramiento de Freshfields Bruckhaus Deringer, Blake, Cassels & Graydon, Baker & McKenzie y Conyers Dill & Pearman.

El importe de la operación incluye la asunción de 51 millones de dólares canadienses (36 millones de euros) en deuda neta de Coastal, e implica una prima del 28% respecto al precio de los títulos de la adquirida el día anterior al anunció de la compra.

Coastal Energy, con sede en Houston, realiza actividades de exploración de gas natural y petróleo, con activos en Tailandia y Malasia. Actualmente, tiene en su cartera una serie de proyectos en desarrollo y varios en exploración.

Posee y opera el 100% de los bloques petrolíferos G5/43 y G5/50 en el Golfo de Tailandia, así como diversos intereses gasistas ‘onshore’ al Noreste de Tailandia, incluyendo una participación del 13,7% en el yacimiento de gas de Sinphuhorm.

Fuente: Cepsa y agencias.