El juicio contra la excúpula de Abengoa por sus millonarias indemnizaciones arranca este lunes | Compañías

La excúpula de Abengoa, con su expresidente Felipe Benjumea a la cabeza, será juzgada desde este lunes en la Audiencia Nacional en la causa que aborda las indemnizaciones millonarias que aprobaron pagarles meses antes de que la compañía solicitara el preconcurso de acreedores en 2015.

Se sientan en el banquillo, junto a Benjumea, el exconsejero delegado Manuel Sánchez Ortega, la expresidenta de la comisión de nombramientos y retribuciones Mercedes Gracia, y los exconsejeros, también presentes en la comisión, Alicia Velarde y Antonio Fornieles, quien acabó presidiendo la firma unos meses.

Se les considera los máximos responsables de aprobar una indemnización de 11,484 millones de euros para Benjumea y de 4,484 millones para Sánchez Ortega en un momento en que la empresa atravesaba una crisis que amenazaba con llevársela por delante.

La Fiscalía les acusa de delitos de administración desleal y pide cinco años de prisión y 90.000 euros de multa para Benjumea, que presidió Abengoa de 1988 a 2015; cuatro años y tres meses de cárcel más una multa de 72.000 euros para el exconsejero delegado, y tres años y medio de privación de libertad, más 36.000 euros de multa, para los otros tres acusados.

El Ministerio Público solicita, además, una compensación a Abengoa por responsabilidad social de 4,484 millones de euros a Sánchez Ortega y de 11,484 millones, de forma conjunta y solidaria, a los otros cuatro procesados, que equivalen a las indemnizaciones cobradas por los dos máximos exresponsables de la empresa.

Las indemnizaciones

Los pagos se aprobaron como compensación al cese anticipado de Sánchez Ortega y Benjumea, que abandonaron sus cargos en abril y septiembre de 2015, respectivamente. Sin embargo, ambos quedaron vinculados a la compañía. Benjumea fue nombrado presidente no ejecutivo y firmó un contrato como asesor. El exconsejero delegado, a su vez, firmó un acuerdo de prestación de servicios.

El fiscal José Perales les acusa de “aparentar su marcha de la sociedad” para cobrar las compensaciones por su salida anticipada, recoge Europa Press, aunque ni siquiera cumplían las condiciones establecidas para ello.

Benjumea renunció al cargo “de forma voluntaria” en septiembre de 2015, lo que algunos acusados achacan a la exigencia inamovible de acreedores y bancos, como Santander, que se preparaban para inyectar cientos de millones en una ampliación de capital que debía reflotar Abengoa.

Tras su marcha de la presidencia, Abengoa comunicaba que Banco Santander, HSBC y Crédit Agricole se comprometían a acudir a la ampliación de capital pero que se veía obligada a suspender el reparto de dividendos a sus accionistas para contener el endeudamiento de la compañía. En noviembre de 2015, en todo caso, Abengoa solicitaba el preconcurso de acreedores ante los juzgados mercantiles de Sevilla, lo que llevó a parte de los bonistas de la compañía a demandar a la excúpula por haber abandonado el barco con las manos llenas.

Borrel y otros testigos clave

El juicio por el caso, que fue instruido por la juez Carmen Lamela, tendrá lugar en la sede de la Audiencia Nacional en San Fernando de Henares y está previsto que continúe hasta el próximo martes 24 de octubre.

Siete sesiones en las que pasarán por la sala otras importantes personalidades del mundo empresarial y político. Está previsto que intervengan durante el procedimiento el vicepresidente del Banco Santander y presidente de Santander España, Rodrigo Echenique, el actual presidente de Abengoa, Gonzalo Urquijo, y otros consejeros de la compañía.

Además, comparecerá en calidad de testigo el exlíder socialista y expresidente del Parlamento Europeo Josep Borrell, que también formaba parte de la comisión de nombramientos que aprobó las indemnizaciones pero que asegura que, ausente de la reunión por estar pesentado su libro Las cuentas y los cuentos de la independencia, delegó el voto en Fornieles.

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Abengoa deberá devolver unos 72 millones a los que impugnaron su homologación | Compañías

Abengoa deberá, en principio, devolver en el tiempo y la forma pactados inicialmente unos 72 millones a los dueños de deuda que impugnaron el acuerdo de homologación, según fuentes jurídicas. Ese es el importe que ha sido objetivo de reclamación por varios tenedores a los que el juez ha dado la razón tras alegar que el acuerdo les suponía un “sacrificio desproporcionado”.

Abengoa comunicó el miércoles más allá de las nueve de la noche que facturó 691 millones de euros en el primer semestre y registró un ebitda de 16 millones de euros frente a las pérdidas de más de 59 millones de euros de los mismos meses de 2016.

Estas cifras excluyen el impacto de la actividad de bioenergía y de las concesiones de las líneas de transmisión Abengoa Innovative Technology de Brasil, que se presentan como resultados procedentes de operaciones discontinuadas.

Durante este periodo, Abengoa ha incurrido además en gastos relacionados con el proceso de reestructuración financiera de, entre otros, provisiones de coste de construcción y servicios profesionales independientes por 101 millones de euros.

Excluyendo esos gastos no recurrentes, el ebitda habría ascendido a 117 millones, una mejora respecto de las pérdidas de 59 millones registradas durante el mismo periodo de 2016. El resultado neto ascendió a 4.906 millones por el beneficio atípico de 5.814 millones derivado de la reestructuración.

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En busca de la subasta renovable perfecta | Compañías

Obligar a los promotores a competir por precio, las subastas se han popularizado en todo el mundo como el modo más eficiente de atraer inversiones en sol y viento. El número de países que han adoptado este sistema ha pasado de apenas 6 en 2005 a al menos 67 en la primera mitad de 2016, según Irena, la agencia internacional de las energías renovables.

España no ha sido ajena a esta tendencia: en el último año y medio ha celebrado tres, en las que ha adjudicado un total de 8.700 MW. Pero las empresas han criticado los parámetros utilizados para elegir a los ganadores y la falta de garantías a la rentabilidad de los proyectos.

Las críticas invitan a fijarse en los modelos adoptados por otros países, principalmente el de Alemania y, en América Latina, los de Argentina, México y Chile. La comparación con cualquiera de estos deja al español como una rareza en el contexto internacional: en lugar de premiar al que ofrece producir más al menor precio, como hacen la mayoría de Estados, aquí se incentiva al que promete construir el parque más barato, sin importar la cantidad de energía que vaya a generar después.

En Alemania, país de referencia, se sabe con antelación cuándo y cuánto se licitará, lo que favorece la preparación de los proyectos

“Es un contrasentido, porque lo que queremos es generar la mayor cantidad posible de energía limpia, no llenarnos de plantas”, dice Heikki Willstedt, director de políticas energéticas y cambio climático de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).

José Donoso, director general de la Unión Española Fotovoltaica (Unef), destaca el caso de Chile, donde, al revés que en España, las ayudas se conceden en función de la energía producida y no de la potencia instalada. “Es mejor hacerlo al modo chileno, porque el producto que la empresa se compromete a vender en una subasta y por el cual recibirá la retribución es la energía. De esta forma, además, es más sencillo valorar el estado de cumplimiento de los objetivos de generación renovable”, explica.

Por el contrario, “si el incentivo se basa en la potencia instalada, como pasa en nuestro país, esa planta cobrará una cantidad concreta por cada megavatio que consiga en la subasta y termine construyendo, independientemente de que después esa instalación genere más o menos energía”, precisa.

Otro aspecto interesante en los casos de Chile y Alemania es que sus sistemas se basan en el principio del pay-as-bid (pagar según la oferta), por el cual los ganadores del concurso reciben el incentivo que han ofertado. Si, por ejemplo, la subvención que un postor ha pedido por MWh producido es de 50 euros y entra dentro del cupo de potencia licitada, recibirá esos 50. Si lo que ha pedido es 52, recibirá 52, y así todos y cada uno de los adjudicatarios.

En España, en cambio, la última oferta en casar con los requisitos de las bases marca el precio que cobrarán todos los ganadores, incluso si esta es cero, como ha pasado en las subastas realizadas. Cuando esto ocurre, el Estado se libra de pagar el subsidio, pero entre los adjudicatarios pueden entrar especuladores, lo que no garantiza que las plantas se vayan a instalar.

A esta anomalía se suma el que los postores deben elaborar sus propuestas tomando como referencia unas instalaciones tipo y no emplazamientos reales, y que la rentabilidad que la ley garantiza a los proyectos es revisable cada seis años, plazo que se cumplirá a finales de 2019. “Debido a que estos proyectos requieren grandes volúmenes de inversión, que tardan en recuperarse, es necesario que exista seguridad en la retribución”, comentan fuentes de Cox Energy, que hace un año ganó un contrato en Chile a 20 años por 264 GWh anuales.

Mientras el Gobierno español se decide a perfeccionar (o no) su modelo de subasta, las empresas españolas siguen buscando oportunidades en el exterior. Estas no van a faltar. En la UE entró en vigor a comienzos de año una normativa que exige a sus socios asignar los incentivos al sector por medio de concursos, abandonando el sistema de primas.

En busca de la subasta renovable perfecta

Antes de lanzar las licitaciones, los Estados deben presentar a la ComisiónEuropea la norma que regulará sus convocatorias, a fin de que la Dirección General de Competencia verifique que no generarán distorsiones en el mercado. De momento, Bruselas ha aprobado ya los sistemas de Alemania, Francia y Dinamarca, y es previsible que España reciba una llamada de atención por haber celebrado tres subastas sin contar antes con el visto bueno de la Comisión.

Willstedt, de la asociación eólica, señala que, comparados con el español, los tres sistemas aprobados son más simples, menos inestables en cuanto a la rentabilidad garantizada y permiten la organización de subastas diferenciadas por tecnologías, es decir, que se convocan para un solo tipo de energía (solar, eólica, biomasa…), de manera que compitan de igual a igual.

El esquema nacional, en cambio, defiende la neutralidad tecnológica, es decir, que en una misma subasta pueden pujar empresas especializadas en diferentes fuentes. “Los modelos diferenciados son más convenientes en términos de planificación, ya que te permiten analizar de qué recurso dispones y cuánta potencia necesitas realmente”, sostiene Willstedt. “Ahora se subastan 3.000 MW de lo que sea para instalar donde sea, sin saber si la red está en condiciones de absorber y transportar esa cantidad o si toda ella es necesaria”, subraya.

Alternativa de libre mercado

Qué son. En países como EE UU, un sistema alternativo a las subastas son los contratos de compraventa de energía a largo plazo (PPA, por sus siglas en inglés), que se firman entre un generador y un cliente final. En ellos, las dos partes acuerdan un precio. Así, “las empresas pueden comprar energía a un precio atractivo y estable, lo que les permite planificar sus costes energéticos a medio y largo plazo, y los productores tienen sus ingresos garantizados”, explica José Donoso, de Unef.

Primer caso. En España, EDP Renovables y Calidad Pascual firmaron en julio pasado el primer acuerdo de estas características. El contrato garantiza al grupo de alimentación el suministro de energía limpia a un precio fijo durante cinco años. “El sistema ideal es aquel que proporciona visibilidad y certidumbre a largo plazo”, afirma João Manso Neto, consejero delegado de EDP Renovables, que hace poco se adjudicó también (bajo otra modalidad) 950 MW de eólica marina en Reino Unido.

En Alemania, además, el plan contempla tres subastas de eólica terrestre este año (de las que ya se han celebrado dos), cuatro en 2018 y tres a partir de 2019. En total, se licitarán 2.800 MW al año hasta 2019 y 2.900 a partir de 2020. Este nivel de detalle permite a los inversores preparar con anticipación sus proyectos.

En América Latina, México celebrará en noviembre su tercera subasta desde que adoptó esta modalidad el año pasado, y Brasil ha convocado otra para diciembre. Argentina, por su parte, acaba de lanzar la Ronda 2.0 del programa RenovAr, que sacará a concurso 1.200 MW.

RenovAr es un plan con el que Argentina pretende elevar de manera gradual la participación de las fuentes limpias en su matriz energética, del actual 2% al 20% en 2025. El programa busca también promover la industria nacional. Por eso, favorece con incentivos fiscales y préstamos blandos a los promotores que compren parte de los componentes de los parques a proveedores locales.

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Soria calienta pisos, hoteles, hospitales y colegios con biomasa | Compañías

Soria quiere ser la primera ciudad española con carbono cero. Desde 2015, las calderas de gas o gasóleo están siendo sustituidas por otras de energía renovable para el suministro de agua caliente y calefacción. Un proyecto de 14 millones de euros, con la financiación del Instituto de Crédito Oficial (ICO), que ha desembolsado cuatro millones través de su sociedad gestora de capital riesgo Axis, y la barcelonesa Suma Capital.

La red de calor de Soria, como se ha denominado a la iniciativa que gestiona y comercializa la compañía soriana Rebi, perteneciente al grupo Amatex Bie, cuenta ya con 8.000 clientes tras la finalización de su primera etapa, en el noreste de la capital. E incluye desde comunidades de propietarios –principalmente– hasta hoteles, hospitales, colegios, piscinas, residencias de ancianos y organismos públicos, señala Virginia Borondo, técnica de la compañía.

La central de biomasa para uso térmico –con una potencia de 18 megavatios– consume 16.000 toneladas de materia forestal al año, que generan 45 millones de kilovatios hora anuales. Una producción de energía limpia que evita 16.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2) al año, según la compañía, con 50 empleados. “Ayudamos a recuperar el monte y a mantenerlo limpio”, ha declarado Alberto Gómez, su consejero delegado.

La iniciativa cuenta con el apoyo del ICO, a través de su sociedad gestora de capital riesgo Axis, y Suma Capital

La red es un circuito cerrado de agua caliente subterráneo de 28 km, explica Borondo. “La materia forestal se coloca en la central, con tres calderas de biomasa de seis megavatios cada una, tras su cribado y filtrado. Esto evita que alguna rama atasque el sistema”, añade.

El agua se calienta con el calor generado en el proceso de combustión y luego se bombea por las tuberías a la ciudad, prosigue. En cada inmueble, la compañía instala una subestación de intercambio, que independiza el agua de su circuito de la del edificio. “Garantizamos un ahorro de entre el 10% y el 25%, según la tarifa elegida; solo se factura la electricidad consumida gracias a unos contadores que miden la energía cedida a la vivienda”, asegura. Los contratos, por lo general, son a 10 o 15 años.

Segunda etapa

Rebi amplía hoy sus servicios al centro y sur de Soria, con lo que espera elevar el número de usuarios a 16.000. Para atender a esta mayor demanda, la firma ha incorporado nuevos equipos (acumulador de inercia) para el almacenamiento de la energía térmica y un sistema de rebombeo de agua. “Vimos en Europa que esto mejora la eficiencia, en vez de instalar otro equipo de combustión”, comenta Borondo.

El de Soria no es el único proyecto. El grupo comenzó a explorar este negocio en 2009, al ver el potencial forestal de Castilla y León y la concentración de edificios con calderas de combustibles fósiles en una provincia con inviernos muy fríos.

Beneficios sociales

Objetivo. La red de calor de Soria, que gestiona la empresa Rebi, quiere ser una referencia de modelo urbano energético sostenible en Europa. Y un ejemplo de desarrollo económico en una zona despoblada y con una tasa de paro del 12,4%.

Empleo. Rebi crea en Soria unos 180-200 puestos de trabajo entre directos e indirectos. Además, dicen que el 100% del coste de la biomasa se genera y consume en España, lo que evita déficit comercial.

Así, su primera red surgió en el municipio soriano de Ólvega, operativa desde 2012, o en la Universidad de Valladolid. Ahora acaba de aterrizar en Aranda de Duero (Burgos), tras un acuerdo con el consistorio arandino para abastecer 3.000 viviendas y entidades públicas, con ocho millones de inversión.

Las obras se iniciarán en octubre y operará en dos años, prevén. Los planes de la empresa se extienden también a Guadalajara (Castilla-La Mancha), en tramitación de licencias. Rebi cree, sin embargo, que no podrá llegar a toda Soria, porque hay edificios sin calefacción o que necesitan rehabilitación.

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Sunwood ampliará su negocio de energía renovable con descuento | Compañías

El empresario Juan Juárez, quien fue considerado el cerebro financiero en los inicios de Carbures, ha puesto a velocidad de crucero una de las iniciativas que tenía en ciernes en el arranque de la crisis, la proveedora de energía térmica (calor, frío y agua caliente) a partir de pellet Sunwood. Con tres plantas en producción y otras dos en construcción, este inversor se ha lanzado a lo que denomina biomasa de proximidad.

Sunwood se está dirigiendo a empresas, grandes comunidades residenciales y a la Administración con el reclamo del ahorro en la factura energética sin la necesidad de realizar inversiones. La compañía ofrece contratos de suministro estable a largo plazo (habitualmente diez años) en los que garantiza un ahorro medio del 10% sobre el consumo anterior del cliente. Sus comerciales buscan especialmente hoteles, piscinas climatizadas, hospitales, residencias y demás instalaciones de consumo intenso de calor. Con su pellet tratan de competir con el gasoil.

“La ventaja de Sunwood es que está presente y controla toda la cadena de valor del sector de la energía térmica renovable”, explica Juárez. El primer paso está en la adjudicación de aprovechamientos forestales, entre los que ya tiene 45.000 toneladas de madera al año en montes de Cuenca, Toledo y Jaén, gracias a contratos de hasta 20 años de duración. “Tenemos asegurados los residuos forestales, con lo que limpiamos los montes, y los convertimos en pellet en plantas propias”, afirma el impulsor de Sunwood.

Con unos ingresos de dos millones por fábrica en 2017, el plan de negocio prevé una facturación de 29 millones en 2020

La fábrica de Aldeaquemada (Jaén) ha sido complementada con la compra de sendas instalaciones en Campo de San Pedro (Segovia) y Bailén (Jaén). Y a estas se sumará en octubre de este año una cuarta fábrica en Mohorte (Cuenca) y está en ejecución una quinta en Navalucillos (Toledo). La compañía, que ha invertido una media de 15 millones en casa instalación, estudia otras adquisiciones incluso de mayor calado, al tiempo que está atenta a nuevas concesiones forestales en Toledo.

Las plantas están donde se encuentra el residuo forestal, y lo más cerca posible de grandes núcleos de demanda energética. Todo por reducir el coste logístico, una de las claves para obtener márgenes frente al gasoil. Las calderas de Sunwood utilizan dos kilos del pellet propio (unos 16 céntimo por kilo) por cada litro de gasoil (unos 60 céntimos) para garactizar el mismo rendimiento térmico. Y la concesión de montes tiene precios fijos a largo plazo, frente a la volatilidad del petróleo.

Sunwood se ve así con capacidad para incluir en su oferta el cambio gratuito de caldera: “Cada una de nuestras plantas debe atender diez millones de inversión en calderas de biomasa”.

Con una facturación de dos millones para cada fábrica en este 2017, el plan de negocio prevé ingresos por 29 millones en las cinco instalaciones en 2020. Sunwood producirá este año unas 20.000 toneladas de pellet y espera cerrar el ejercicio con medio centenar de instalaciones, entre las que se encuentran 17 adquiridas en Galicia y nueve institutos adjudicados en Castilla y León.

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El CEO de ThyssenKrupp quiere cambiar el acero por la energía verde | Compañías

Creció en una granja y ha acabado dedicado al negocio del acero, del que se está alejando para apostar por las soluciones industriales y las energías limpias. Heinrich Hiesinger (Bopfingen, Alemania, 25 de mayo de 1960) es el presidente del grupo alemán ThyssenKrupp, que acaba de crear una joint venture al 50% con su rival indio Tata Steel para fusionar sus actividades de acero en Europa.

El grupo será el segundo de Europa por detrás de ArcelorMittal, y su objetivo es afrontar el nuevo escenario del negocio europeo, marcado por la caída de precios, la sobrecapacidad en el mercado y las importaciones baratas desde China.

El mayor de seis hermanos, Hiesinger es doctor en ingeniería eléctrica por la Universidad Técnica de Munich. Preguntado en una entrevista reciente con el diario China Daily si esta formación es relevante para ser CEO, Hiesinger contestaba: “Ser ingeniero nunca es una desventaja. Hoy en día, todo es cuestión de innovación y para mí es mucho más fácil seguir lo que está pasando que para alguien que carece de habilidades y conocimientos en ingeniería. Además, me gustaba mucho ser ingeniero, me parece un trabajo fascinante”.

En 1992 comenzó a trabajar en Siemens, donde fue escalando hasta llegar al consejo de administración en 2007. Tres años después, dejó la compañía por entrar en el consejo de ThyssenKrupp, de la que fue nombrado presidente en 2011. Durante su mandato, ha convertido el grupo en uno de los gigantes globales del acero, apostando por los componentes de alta tecnología y los proyectos de energía limpia.

“Para calentar nuestra casa usamos energía geotérmica. Naturalmente, nos preocupamos mucho por el medio ambiente y también tenemos un gran jardín. Cuando era niño, crecí en una granja, así que siempre me preocupé por el medio ambiente, las plantas y los animales”.

Además, en su tiempo libre, le gusta hacer senderismo. “Afortunadamente, a mi esposa también le gusta y tenemos un perro, por lo que salimos mucho al campo. Un CEO necesita relajarse y tomarse tiempo libre. Si te sientes totalmente agotado, no podrás cumplir con tus deberes en la oficina”. Por eso, intenta dejar libres los fines de semana. “Hace falta apartarse y reflexionar sobre cómo dar forma al futuro.”

Y el futuro tiene menos que ver con el metal asociado con ThyssenKrupp durante dos siglos. El acuerdo con Tata Steel le libera, según el analista de Reuters Olaf Storbeck, de un negocio “volátil y de capital intensivo que lleva años luchando para ganar su coste de capital”.

El acuerdo puede recortar los costes totales entre 400 y 600 millones de euros, entre gastos de oficina, optimización de la distribución y presión a los proveedores. También beneficiará a la situación financiera de ThyssenKrupp, según el analista, pues transferirá obligaciones valoradas en 4.000 millones a la joint venture. Y aunque habrá 4.000 despidos –el 8% de las plantillas– entre ambos socios, “será mejor que si las compañías hubieran seguido por separado, puesto que el grupo alemán habría hecho esos recortes por sí solo.” 2.000 despidos serán de administrativos y los otros 2.000 en producción.

Thyssenkrupp Steel tiene nueve plantas en Europa, todas ellas en Alemania y Bélgica. En España tiene 5.500 empleados y genera 1.600 millones de euros, principalmente por su producción de ascensores.

Por su parte, Tata Steel cuenta con acerías en Reino Unido y Países Bajos, y plantas de manufactura en toda Europa. En España tiene el centro de servicios de Layde, dedicado a la transformación de los productos de acero, en Durango (Vizcaya).

El acuerdo está pendiente de la aprobación de las autoridades antimonopolio, y del consejo supervisor de ThyssenKrupp, la mitad de cuyos asientos están controlados por los trabajadores.
Preguntado por cómo enfrentarse a los reveses del negocio, Hiesinger contestaba: “Hay que ser positivos, hay que hacer frente a los desafíos. También es importante tener una visión. Esto le ayudará a superar los problemas y resolverlos lo más rápido posible. Después de atravesar un revés, uno es mentalmente más fuerte dado que ha solucionado los problemas.”

El CEO de ThyssenKrupp, al anunciar el acuerdo, afirmó: “Queremos darle a Thyssenkrupp y Tata un futuro duradero. Abordamos los desafíos estructurales de la industria siderúrgica europea mediante la creación de una empresa fuerte, número dos del sector”. Está previsto que el contrato se firme a principios de 2018, y que la empresa conjunta reciba la aprobación regulatoria a finales de 2018. Hiesinger todavía tendrá que ordenar el resto del negocio de ThyssenKrupp.

La ‘joint venture’ con Tata Steel

La nueva empresa se llamará ThyssenKrupp Tata Steel y tendrá su sede en Ámsterdam (Países Bajos). Tendrá unas ventas pro forma de 15.000 millones de euros y una plantilla de 48.000 trabajadores. La producción será de unos 21 millones de toneladas al año.

ThyssenKrupp tiene una estructura de negocio ecléctica: ascensores, submarinos, ingeniería de plantas y componentes de automóviles, entre otros productos y servicios. Para Olaf Storbeck, de Reuters, esa diversificación “es difícil de justificar”.

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Iberdrola alcanzará los 1.000 megavatios en México en 2019 | Compañías

La empresa de energía eléctrica Iberdrola está construyendo en estos meses varias plantas eólicas y fotovoltaicas en distintos estados de México, que sumarán 600 megavatios (MW) de generación de energías renovables.

De este modo, la eléctrica alcanzará en 2019 casi los 1.000 megavatios (MW) de potencia instalada en el país azteca, según los datos facilitados por la compañía.

La inversión destinada a estas instalaciones de generación de energías renovables asciende a 780 millones de dólares (661 millones de euros). Supone “la mayor suma destinada hasta la fecha por Iberdrola al sector de las renovables en América Latina”, afirmaron.

En concreto, está construyendo 325 MW eólicos en los estados de Puebla y Guanajuato y otros 275 MW fotovoltaicos en los de San Luis de Potosí y Sonora. Los parques eólicos en construcción son los de PIER, de 220 MW de capacidad y ubicado en el estado de Puebla. Será la siguiente fase del proyecto actualmente en operación de PIER II. Por otro lado, también desarrolla la instalación denominada Santiago Eólico, de 105 MW de capacidad, situado en el estado de Guanajuato. Está previsto que la entrada en funcionamiento de ambos proyectos se produzca en 2019.

En cuanto a las plantas fotovoltaicas, Iberdrola va a construir la de Hermosillo, de 105 MW de capacidad y que estará ubicada en el estado de Sonora, y la de Santiago, de 170 MW de capacidad, en San Luís de Potosí. Se espera que ambas puedan estar operativas a finales de 2018, según detallan desde la compañía.

Estas instalaciones van a suponer “la primera incursión de Iberdrola en el ámbito de la energía fotovoltaica a gran escala”, dada la capacidad instalada con la que contarán, explicaron. Iberdrola ha elegido a México para esta apuesta renovable por sus “excelentes condiciones regulatorias y de recurso solar”, detallaron.

Iberdrola desarrolla estos cuatro proyectos eólicos y solares en el marco de contratos a largo plazo (PPA) “con clientes industriales privados, a los que la empresa suministrará la energía eléctrica generada y los Certificados de Energía Limpia asociados”, afirmaron.
Iberdrola tiene ya 366 MW eólicos instalados repartidos entre los parques de La Ventosa (102 MW), La Venta III (102 MW), Bii Nee Stipa (26 MW), Pier II (66 MW) y Dos Arbolitos (70 MW).

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Vientos de cambio en Siemens Gamesa | Mercados

La cotización de la compañía Siemens Gamesa ha sufrido con fuerza tras la publicación de sus resultados del tercer trimestre. Eran los primeros después de la fusión de las dos compañías que han creado un gigante de la energía eólica. Las cifras que han causado este revuelo muestran un descenso del 7,1% de los ingresos y una contracción del 20,7% de los beneficios antes de impuestos e intereses con respecto a hace un año. Tras la constatación de la disminución de los ingresos por ventas debido al cierre temporal del mercado indio, los expertos de firmas como Macquire, JPMorgan y Barclays disminuyeron sus valoraciones en cifras cercanas al 30%. Al cierre del viernes, la cotización de la empresa se encontraba en los 13,9 euros, un 21,2% menos de su valor antes de la presentación de sus resultados.

Sin embargo, algunos analistas esperan que esta tendencia se revierta en el medio plazo y la acción ya registró un alza notable este viernes, del 4,75%. “El mercado ha sobrerreaccionado”, comenta el analista Alberto Herández, de XTB, que considera que es buen momento para comprar porque la cotización se encuentra muy por debajo del valor real de la acción. En Bankinter, a pesar de que decidieron bajar su precio objetivo a los 18 euros desde los 20 que manejaban antes del 27 de julio, también recomiendan comprar.

La razón por la que algunos expertos se muestran optimistas a pesar de los resultados es que el mercado indio, que conforma una parte fundamental de las ventas de Siemens Gamesa, debería volver a activarse en el corto plazo. En Bankinter argumentan que de los 273 millones que India contribuyó a las ventas de Gamesa del año 2016, este año solo ha aportado 25 millones, por lo que el efecto del parón de este mercado es la causa fundamental de los malos resultados. La transformación regulatoria del mercado Indio, que pasará a ser un sistema de subastas, implica que la bajada de los ingresos es temporal. Desde Bankinter explican que este verano están planeadas dos nuevas subastas. “Si esto fuera así, se reactivaría el negocio en esta región, donde Gamesa es líder del mercado. El nuevo sistema fomenta la competitividad por lo que los márgenes serán más ajustados pero pensamos que la compañía podrá defenderlos gracias a las mejoras de eficencia.” Además, el banco destaca la rapidez de la integración entre las dos empresas y cómo la fusión ha permitido cierta diversificación geográfica, por lo que unas regiones se compensan con otras.

Felipe López Gálvez, analista de Selfbank, también es optimista y opina que la compañía “ha entrado en una espiral bajista preocupante, pero a medio y largo plazo puede ser una opción interesante. Se trata de una empresa sin apenas deuda y con un equipo directivo de primer orden”. Además, este expero destaca que Siemens Gamesa opera en un sector que está llamado a crecer, ya que las energías renovables van a ganar cada vez más presencia.

Sin embargo, desde Barclays no piensan lo mismo. “Las historias de éxito de las sinergias no se dan cuando los ingresos están bajando”. Los expertos de esta firman esperan que en el próximo año continúen los descensos en los ingresos por ventas de aerogeneradores en tierra. Además, predicen que el mercado estadounidense no aporte volúmenes significativos hasta el año 2019 y consideran que, a pesar de que el parón indio sea temporal, la compañía no volverá a alcanzar en esta región ingresos tan altos como los que han tenido lugar en años pasados. Es por ello que han decidido bajar su valoración en casi un 30%, aunque proyecten un aumento del negocio marino de venta de aerogeneradores. Explican que no será suficiente para cubrir las pérdidas en el negocio onshore (en tierra) y que además está presentando ciertos signos de volatilidad como fuente de ingresos.

No existe por tanto un acuerdo entre los analistas acerca de la estrategia que debería seguir el inversor. Las firmas que han cambiado su valoración en porcentajes tan extremos consideran que la empresa no volverá a aumentar sus ingresos en el medio plazo, mientras que aquellos que recomiendan comprar esperan que la tendencia se invierta por la reactivación del mercado indio y por los buenos resultados de la integración. La fusión entre Siemens y Gamesa que tuvo lugar en abril de este año fue motivo de celebración por los mercados, y la cotización de la compañía alcanzó sus máximos tras esta adquisición con un valor de 20,75 euros. Las recomendaciones de Reuters presentan una mayoría de analistas que aconsejan mantener frente a una minoría que recomienda comprar.

Claves

La compañía. Siemens Gamesa Renewable Energy es la empresa surgida tras la fusión de la división de energía eólica de Siemens AG, Siemens Wind Power, y Gamesa Corporación Tecnológica (Gamesa). El grupo se dedica al desarrollo, fabricación y venta de aerogeneradores (división de aerogeneradores) y a la prestación de servicios de operación y mantenimiento (división de Servicios).

Perspectivas. Según el informe de Siemens Gamesa, la demanda eólica potencial se mantiene estable tanto en el corto/medioplazo como en el largo plazo. El creciente número de países comprometidos con las energías renovables como mecanismo de contención del aumento de la temperatura y el cambio climático, y la creciente competitividad de las fuentes renovables y, entre ellas, la eólica sientan las bases de unas sólidas perspectivas de demanda.

Precio objetivo. El precio de la acción el 26 de julio, antes de la publicación de los resultados, era de 17,55 euros, y el precio objetivo rondaba los 22 euros. El pasado 4 de agosto, el precio de la acción eran 13,90 euros y el precio objetivo medio según Reuters había bajado a 19,12. Es decir, la acción está cotizando por debajo del valor de consenso de los analistas.

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Enel prevé cerrar todas sus plantas termoeléctricas para 2035 | Compañías

El consejero delegado y director general de la empresa de energías italiana Enel, Francesco Starace, ha afirmado que el grupo prevé cerrar todas sus instalaciones termoeléctricas en menos de 20 años, en torno a 2035.

“Enel está capacitada para cerrar su parque termoeléctrico en menos de 20 años, en torno a 2035”, afirma Starace en una entrevista publicada hoy por el diario económico italiano Il Sole 24 Ore.

El consejero delegado de Enel recuerda que el grupo ya se planteó “la emisión cero” de gases contaminantes a la atmósfera en sus objetivos para 2050, pero matiza que “muy probablemente se logrará esa meta antes”.

“Enel Green Power ha construido un modelo de negocio que este año permitirá instalar 2.500 megavatios (MW) de potencia. Un récord anual que ninguna otra compañía en el mundo puede alcanzar. Nuestro grupo tiene en funcionamiento 48.000 MW de generación convencional”, apunta.

Starace reconoce que el objetivo de cerrar el parque termoeléctrico del grupo responde a motivos medioambientales pero también económicos: “Está empezando a ser más conveniente construir nuevas instalaciones que utilicen energías renovables que mantener en activo plantas termoeléctricas cuya inversión ya ha sido amortizada”.

El directivo considera que el mundo globalizado camina hacia “un horizonte de sustitución de la energía convencional por la renovable”, un escenario positivo que permitirá “reducir las emisiones” contaminantes a la atmósfera.

“Por esta razón creo que los objetivos del Acuerdo del Clima de París se alcanzarán con antelación, tanto es así que pronto no será necesario marcarse metas para disminuir la emisión de CO2 a la atmósfera”, opina.

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EDP eleva al 82% su control sobre EDP Renovables tras concluir su opa | Compañías

La eléctrica Energías de Portugal (EDP) ha aumentado hasta el 82,6 % su control sobre su filial EDP Renovables, con sede en España, tras concluir ayer la oferta pública de adquisición de acciones (opa) que comenzó el pasado 6 de julio.

 EDP, que pretendía hacerse con la totalidad de las acciones de su filial, pasa de tener el 77,5% de los títulos al 82,6% con esta operación, que será liquidada el próximo martes, según informó la compañía en un comunicado remitido a la Comisión del Mercado de Valores Mobiliarios (CMVM) portuguesa.

La eléctrica ha desembolsado en esta opa 296 millones de euros, con los que ha comprado 43,9 millones de acciones de EDP Renovables a un precio de 6,75 euros por título. La opa fue anunciada el pasado marzo por EDP, que buscaba hacerse con el 22,5 % de los títulos que aún no poseía.

Para financiar la opa, EDP anunció en marzo la venta de la española Naturgas por 2.591 millones de euros a un consorcio de inversores integrado por JP Morgan Infraestructure, Swiss Life y Abu Dhabi Investment Council, transacción que se cerró el pasado 27 de julio.

EDP Renovables cerró el ejercicio 2016 con un beneficio neto de 56 millones de euros, lo que supuso un descenso del 66 % respecto al año anterior, debido en parte a la reestructuración de la deuda.

Por su parte, EDP, con filiales en España, Brasil y Estados Unidos, obtuvo el año pasado un beneficio neto de 961 millones de euros, un 5% más que en 2015.

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