Repsol celebró el lunes una cena con analistas en Madrid (que este martes repetirá en forma de almuerzo en Londres). Desde los departamentos de análisis de Bankinter y Sabadell se aborda dicho encuentro y se coincide en que las próximas cuentas trimestrales serán ¿débiles¿.

TEMAS MÁS RELEVANTES TRATADOS EN LA CENA

¿A qué destinarán los fondos que obtengan por la desinversión en Gas Natural? Sobre los aproximadamente 3.800 millones de la venta, la compañía reitera que está buscando nuevas oportunidades en negocios de alto retorno en gas y/o diversificación en electricidad. El resparto sería: Destinará un tercio de los fondos al desarrollo de exploración más relevantes Alaska, Campos 33, Duvernay y CPO-9 (AC-DC) Dedicará otro tercio a posibles inversiones en gas, una vez que ya no le apliquen restricciones de competencia que sí le aplicaba cuando era accionista de Gas. Con el bajo endeudamiento, así como los ingresos obtenidos por la venta del 20% de Gas Natural, la compañía se podría plantear invertir en activos relacionado con la generación de electricidad. Por ejemplo, adquirir plantas de ciclo combinado para monetizar todo el gas natural que producen (20% de su producción de hidrocarburos) en un escenario de caída de la cotización del gas natural (Henry Hub): -17,02% en 12 meses ó ¿9,3% en 5 años. Por último, el tercio restante lo reservaría para un approach multienergy, entendido como crecimiento orgánico/inorgánico en fuentes alternativas de generación entre las que se incluirán renovables, baterías, generación distribuida¿ Antes de emprender nuevas adquisiciones en Upstream, Repsol rotaría activos productivos poco rentables (20% del total) La producción en Libia, añadieron, está aparentemente normalizada pero sigue siendo ambicioso extrapolar esto para todo el año, debido a los conflictos que no han terminado. La petrolera ve un nicho de crecimiento interesante en México, con un objetivo de hasta 250 estaciones de servicio. Autocartera. La Junta General de Accionistas probablemente procederá a aprobar la amortización de la autocartera que exista en ese momento (3% del capital).  Endeudamiento. Si continúa el proceso de generación de caja como el actual y no se producen inversiones/adquisiciones extraordinarias, la deuda neta se situará en torno a los 4.000 millones de euros (frente a los 6.267 millones de euros en 2017).

 

EL BENEFICIO CAERÁ UN 11% TRAS AJUSTAR GAS NATURAL

7- En la reunión también se abordaron las magnitudes operativas del primer trimestre: La producción de hidrocarburos de 727.000 barriles equivalentes de petróleo/día (es un 4,9% mayor respecto al primer trimestre 2017 y un 1,6% respecto al cuarto trimestre 2017); Indicador del Margen de Refino en España: 6,6 dólares/barril (-7,0% respecto al primer trimestre 2017 y -4,3% respecto al cuarto trimestre 2017); Utilización de Destilación de Refino en España 92,5% (+6,4% respecto al primer trimestre 2017 y -4,7% respecto al cuarto trimestre 2017). 

Los analistas de Bankinter aseguran que esa producción de hidrocarburos es muy alta, manteniéndose por encima de los 700.000 barriles equivalentes de petróleo/día. Sin embargo, su impacto en el resultado operativo de Upstream será menor a lo esperable, debido a la debilidad del dólar en el primer trimestre 2018: euro/dólar primer trimestre 2018 (1,2282 frente a 1,065 del primer trimestre 2017).

Refino: se verá penalizada por la parada técnica de la refinería de Puertollano (17,2% de la capacidad instalada) y por la caída en el diferencial entre gasolinas y Brent. En el segundo trimestre, adelantaron que los márgenes de refino han llegado a superar los 8 dólares/barril, nivel extremadamente alto.

Química: trimestre flojo en precio y volúmenes. Denominador común del sector. Sin embargo, en Repsol se une la parada de mantenimiento de la planta de Tarragona.

En conclusión, no hay que ser muy optimista con los resultados del primer trimestre afectada por factores negativos (paradas técnicas) no recurrentes, señalan.

Una valoración muy similar a la que se extrae desde el departamento de análisis de Sabadell, que esperan unos ¿resultados del primer trimestre más débiles de lo que cabría esperar inicialmente en operativo, pero que se deben a factores estacionales de exploración. En esa reunión con analistas de ayer en Madrid, se dio la mala noticia de unos mayores costes exploratorios. El beneficio neto, según estas previsiones, caerá un 19% resepcto al primer trimestre de 2017 que se debe a "mayores impuestos en upstream y a la comparativa más exigente pir la desconsolidación de Gas Natural". Ajustando esta operación, la caída del beneficio sería del 11%.

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