Repsol alcanzó en el pasado ejercicio un resultado neto de 2.193 millones de euros, un 53,3% inferior al alcanzado en 2010, que incorporaba el efecto extraordinario del acuerdo de Repsol con la compañía china Sinopec en Brasil.
Estos resultados también se vieron afectados, negativamente, por factores externos, como el conflicto armado de Libia y la situación de huelgas y suspensión del Programa Petróleo Plus, en Argentina.
UPSTREAM: RÉCORD DE REPOSICIÓN RESERVA
El resultado de explotación recurrente del área de Upstream (Exploración y Producción) ascendió a 1.301 millones de euros al final de 2011, lo que supone un descenso del 11,7% respecto al ejercicio anterior. Los mayores precios internacionales de crudo y gas en el periodo, junto con los menores costes exploratorios, atenuaron el efecto de la menor producción registrada por factores coyunturales y de la depreciación del dólar frente al euro.
Los precios de realización del crudo de la cesta de Repsol aumentaron un 14,4% respecto al mismo periodo de 2010. Particularmente destacable fue el aumento del 29,6% en el precio de realización del gas de Repsol, frente a un descenso del 9,1% de la cotización internacional del índice de referencia Henry Hub. Los precios de realización tuvieron un impacto positivo de 648 millones de euros en el resultado de explotación del área.
La producción de hidrocarburos de 2011 alcanzó los 298.800 barriles equivalentes de petróleo al día, un 13,2% inferior a la de 2010, principalmente por la menor producción de líquidos en Libia y la mayor actividad de mantenimiento en Trinidad y Tobago. En octubre se reiniciaron las operaciones de producción en Libia, que alcanzan ya niveles brutos cercanos a los 300.000 barriles de petróleo equivalentes al día.
Hay que destacar el crecimiento de la tasa de reemplazo de reservas del Upstream de Repsol, que en 2011 se elevó hasta el 162%, desde el 131% de 2010.
Las inversiones de explotación del Upstream realizadas durante el periodo ascendieron a 1.813 millones de euros, un 62% superiores a las de 2010. La inversión en desarrollo de campos representó un 43% del total y se realizó principalmente en Estados Unidos, Bolivia, Trinidad y Tobago, Venezuela, Perú y Brasil; las inversiones en exploración fueron un 40% del total de inversiones, y se realizaron fundamentalmente en Estados Unidos, Brasil y Angola. El resto de las inversiones se destinaron, fundamentalmente, a la adquisición de Eurotek en Rusia.
Consolidación e incorporación de nuevos proyectos de crecimiento
Durante 2011, se acometieron múltiples operaciones en esta área de negocio, lo que consolidó y aumentó la cartera de activos y proyectos que permitirán a Repsol cumplir sus objetivos de crecimiento de la producción y de la tasa de reemplazo de reservas.
Son destacables el inicio del desarrollo del megacampo de gas Cardón IV, en Venezuela, el nuevo hallazgo en un pozo de delineación de Sapinhoa (antes Guará), en Brasil, que confirma el elevado potencial del yacimiento, además de la declaración de comercialidad que permite apuntar reservas de este campo, y el aumento de producción en los campos Margarita-Huacaya, en Bolivia y Shenzi, en Estados Unidos.
Además, Repsol recibió en 2011 la aprobación de las autoridades para el inicio de los trabajos de desarrollo de los campos de gas del proyecto Reggane, en Argelia.
Adicionalmente, la compañía obtuvo seis nuevos éxitos exploratorios: Sapinhoa Norte, Carioca Nordeste, Gávea (calificado como uno de los 10 más importantes descubrimientos de hidrocarburos del mundo en 2011) y Malombe, en Brasil; Bucksckin 2, en Estados Unidos, y A1-130, en Libia (febrero 2011).
En 2011, Repsol incorporó recursos contingentes por 720 millones de barriles equivalentes de petróleo, provenientes de los mencionados éxitos exploratorios, adquisiciones y revisiones de campos existentes. Durante el mismo ejercicio Repsol adquirió un total de 79.000 km2 de nuevo dominio minero en 13 países, como Colombia, Alaska, Irlanda, Noruega y Estados Unidos.
En lo que va de 2012, Repsol ha anunciado dos nuevos descubrimientos, uno en Sierra Leona (Júpiter) y otro, altamente promisorio, en el presal de la Cuenca de Campos en Brasil (Pao de Açúcar).
GNL: EXCEPCIONALES RESULTADOS
El resultado de explotación recurrente de la división de gas natural licuado (GNL) ascendió a 388 millones de euros al cierre de 2011, un 205,6% más que los 127 millones de euros obtenidos el año anterior. Estos excelentes resultados se explican, fundamentalmente, por los mayores volúmenes, al estar operativa la planta de Perú LNG, y los mayores márgenes de comercialización del producto.
DOWNSTREAM: MAYOR Y MEJOR CAPACIDAD DE REFINO
El resultado de explotación recurrente del área de Downstream (Refino, Marketing, GLP, Trading y Química) al final de 2011 fue de 1.223 millones de euros, un 17,1% inferior al de 2010.
Este menor resultado se explica fundamentalmente por los bajos márgenes de refino y la ausencia de resultado de Refap (Brasil) tras la venta de la participación a finales de 2010. Los negocios de Marketing, GLP y Química presentan resultados similares a los del año anterior.
Las inversiones de explotación en esta área ascendieron a 1.712 millones de euros en el ejercicio, y se destinaron principalmente a los proyectos estratégicos de ampliación y conversión del complejo industrial de Cartagena y a la Unidad Reductora de Fuelóleo (URF) de Bilbao, ya operativos.
Ambos proyectos favorecen una mayor eficiencia del negocio, y permitirán incrementar los márgenes de refino de Repsol entre 2 y 3 dólares por barril, y aumentar el volumen de producción de gasóleos.
La eficiente ejecución de los proyectos de Cartagena y Bilbao permitió reducir la inversión hasta los 4.080 millones de euros, frente a los 4.304 presupuestados inicialmente. La culminación con éxito de ambos proyectos sitúa a Repsol como una de las compañías europeas con el ratio de conversión más alto, y supone el cumplimiento de uno de los principales proyectos de la estrategia Horizonte 2014.
YPF: EL HALLAZGO "VACA MUERTA", EXITOSO FRUTO DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACIÓN
El resultado de explotación recurrente de YPF en 2011 ascendió a 1.352 millones de euros, un 16,8% inferior al del cierre de 2010, debido fundamentalmente al efecto de las huelgas sobre la producción de crudo, al aumento de los costes, y a la suspensión del Programa Petróleo Plus.
La producción de hidrocarburos de YPF en 2011 fue de 495.100 barriles equivalentes de petróleo al día, un 8,5% menos que en el año anterior por los ya mencionados efectos de las huelgas, que tuvieron un impacto de 20.200 barriles de petróleo al día en la producción de líquidos y de 6.000 barriles equivalentes de petróleo al día en la producción de gas del periodo.
Es destacable el incremento de la tasa de reemplazo de reservas de YPF, que alcanzó el 112% en 2011, desde el 84% en 2010, siendo la tasa de reemplazo de crudo del 169%, frente al 100% del año anterior.
Las inversiones de explotación de YPF durante el ejercicio 2011 alcanzaron 2.182 millones de euros, de los cuales 1.499 millones de euros se destinaron a Exploración y Producción. Un 72% de estas inversiones se destinaron a proyectos de desarrollo y un 18% a exploración, donde destacan 128 millones de euros en el yacimiento de Vaca Muerta.
El pasado 8 de febrero, Repsol YPF anunció el aumento de la previsión de recursos y reservas del gran descubrimiento de hidrocarburos no convencionales en la formación Vaca Muerta, en la provincia argentina de Neuquén.
Los resultados del estudio realizado por la consultora internacional Ryder Scott sobre un área total de 8.071 km2, en la que YPF tiene una participación neta de 5.016 km2, determinaron en un área de 1.100 km2 una estimación de recursos contingentes asociados de 1.115 Mbbl de petróleo y 410 Mbep de gas, es decir, un total de 1.525 Mbep. Para la participación de YPF, estos recursos contingentes serían de 883 Mbbl de petróleo y 330 Mbep de gas, un total de 1.213 Mbep.
Los positivos resultados obtenidos animan a continuar con la actividad de exploración, para definir la extensión y productividad del yacimiento tanto en las áreas de petróleo, como en las de gas y gas húmedo de toda la cuenca. Continuando con la actividad, YPF, en algunos casos sola y en otros conjuntamente con diversos socios, realizará la perforación y terminación de 20 pozos exploratorios en el año 2012 para continuar investigando el potencial de los recursos prospectivos.
Con estos resultados, Argentina puede replicar la revolución que los hidrocarburos no convencionales han significado para Estados Unidos, mediante el desarrollo masivo de los recursos de la formación Vaca Muerta.
GAS NATURAL FENOSA
El resultado de explotación recurrente de Gas Natural Fenosa ascendió a 821 millones de euros al cierre de 2011, un 3,3% menos que en 2010.
El descenso se explica por los menores resultados de comercialización de electricidad en España, de distribución de electricidad en Latinoamérica, y la ausencia de resultados por desinversiones realizadas en 2010 y 2011, que se compensó parcialmente con los mayores márgenes de comercialización mayorista de gas y la mejora en los resultados de distribución de electricidad en España.
Las inversiones de explotación alcanzaron 582 millones de euros, y se destinaron, principalmente, a las actividades de distribución de gas y electricidad, tanto en España como en Latinoamérica e incluyen el importe destinado por Repsol a comprar acciones de Gas Natural Fenosa para mantener su participación del 30% tras la ampliación de capital suscrita por Sonatrach.
Los recursos mencionados no constituyen a la fecha reservas probadas y serán reconocidos bajo dicho concepto cuando cumplan con los criterios formales exigidos por la Securities and Exchange Commission.
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