Upstream
Flexibilidad y eficiencia

El área de Upstream de Repsol engloba las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural. Contamos con una cartera de activos equilibrada y diversificada centrada en áreas productivas estratégicas como Norteamérica, Sudeste Asiático y Latinoamérica. Desarrollamos proyectos que generan valor incluso en el actual escenario de precios del petróleo y el gas, con el foco en onshore, no convencionales y offshore en aguas someras.

La estrategia del negocio es generar valor y resiliencia a través de la gestión de la cartera de activos y de la eficiencia en costes manteniendo un firme compromiso con la seguridad y el medio ambiente.


Flexibilidad y eficiencia de Repsol
 

Aumento
de la producción

 

23%

 

 
Reservas

 

2.382

Millones de barriles
equivalentes

 

 
 

 

103%

Tasa de reemplazo
de reservas

 



Gas
65%

de nuestra
producción

75%

de nuestras
reservas

Programa de eficiencia y sinergias

Programa
de eficiencia
y sinergias
Superado
ampliamente
objetivo marcado
para 2016


+900

millones de euros
de ahorro



  Hitos 2016

Abril

Abril

Inicio de la producción
en el pozo Perla 9
en el mega-campo
Perla (Venezuela),
uno de los mayores
campos de gas offshore
de Latinoamérica


Mayo

Mayo

Récord de producción
de 1 billón de pies cúbicos
en el campo de Marcellus
(Pennsylvania, Estados
Unidos), uno de los
campos de gas shale
más grandes y prolíficos
del mundo


Octubre

Octubre

Firma de la ampliación
de las operaciones
en bloque de Caipipendi
(Bolivia) por 15 años más,
hasta el año 2046


Diciembre

Diciembre

Arranque de la producción
en el campo offshore
de Lapa, ubicado
en el presal de Brasil,
generando una producción
total de 7.200 barriles
equivalentes al día


Diciembre

Diciembre

Reinicio de la actividad
en el campo de Sharara
(Libia), con una
producción total inicial
de 20.000 barriles
de petróleo al día

  Hitos 2017

Marzo

Marzo

Anuncio del mayor
descubrimiento
de petróleo convencional
de los últimos 30 años
en suelo estadounidense,
con unos recursos
estimados de unos
1.200 millones
de barriles recuperables
de crudo ligero

 

 

 

Upstream

En 2016 nuestra área de Upstream ha participado en proyectos de exploración y producción en 30 países, con una superficie de dominio minero bruto de 490.894 km2 a 31 de diciembre.

La proporción de gas en nuestra cartera de activos de producción aumentó hasta el 65%. A 31 de diciembre, la producción de gas se incrementó un 27%, pasando de 352.000 a 447.000 barriles equivalentes de petróleo al día.

La flexibilidad y capacidad de adaptación de esta área han sido claves para mejorar en 977 millones de euros su resultado neto ajustado respecto a 2015. La diversidad y calidad de nuestra cartera de activos nos han permitido centrarnos en proyectos que generan valor en el entorno actual de precios del crudo.

Otro aspecto fundamental ha sido el programa de eficiencia y sinergias, que ha logrado ahorros de más de 900 millones de euros. Gracias al control de las inversiones y la mejora de eficiencia en las operaciones hemos superado ampliamente el objetivo previsto para el año.


RESULTADO NETO AJUSTADO
Millones de euros 2015 2016 Variación
Europa, África y Brasil (124) 167 291
Latinoamérica
(27) 234 261
Norteamérica
(124) 9 133
Asia y Rusia
19 (4) (23)
Exploración y otros
(669) (354) 315
Resultado neto ajustado
(925) 52 977
 

Producción

Nuestra producción neta media en 2016 alcanzó los 690.200 barriles equivalentes de petróleo al día, un 23% más respecto a 2015. El incremento se debió principalmente a la contribución de los activos aportados por la compra de Talisman, actualmente denominada Repsol Oil & Gas Canada Inc. (ROGCI), que en 2016 permitieron aumentar la producción media en 113.400 barriles equivalentes de petróleo al día. En 2015, la producción de ROGCI se incorporó a la de Repsol a partir de la fecha efectiva de la compra, 8 de mayo.

Además, destacó el incremento de producción de Cardón IV (Venezuela), los nuevos pozos de Sapinhoá Norte (Brasil), la incorporación del campo Gudrum (Noruega) y las mayores entregas de gas en el bloque 57 (Perú). Estos proyectos ayudaron a compensar la menor actividad en Trinidad y Tobago como resultado de diversas obras de mantenimiento, la venta en Estados Unidos del 26% de la participación en Eagle Ford y el cierre temporal del campo Akacias (Colombia), motivado por los bajos precios del crudo.


PRODUCCIÓN TOTAL DE LÍQUIDOS Y GAS NATURAL
POR ÁREA GEOGRÁFICA
   POZOS PRODUCTIVOS
POR ÁREA GEOGRÁFICA
  Líquidos (Mbbl) Gas natural (bcf) Total (Mbep)   Petróleo Gas
  2015 2016 2015 2016 2015 2016   2015 2016 2015 2016
Europa 9 16 7 17 10 19   231 236 2 3
   Noruega 3 7 6 16 4 10   67 60 - 1
   Reino Unido
5 8 1 1 5 8   154 166 1 1
   Resto países Europa 
1 1 - - 1   10 10 1 1
Latinoamérica
 35 39 419 486 110 125   1.130 953 233 216
   Brasil
11 14 3 5 12 15   26 28 - -
   Colombia
4 5 10 11 6 7   414 395 17 -
   Perú
4 5 52 68 13 17   - - 27 27
   Trinidad y Tobago
4 4 216 188 43 37   91 - 55 55
   Venezuela
5 5 69 129 17 28   376 324 34 32
   Resto países Latinoamérica
7 6 69 85 19 21   223 206 100 102
América del Norte
18 20 182 262 51 67   2.852 2.924 2.664 2.610
   Canadá
5 8 48 82 14 23   1.151 1.126 1.593 1.574
   Estados Unidos
13 12 134 180 37 44   1.701 1.798 1.071 1.036
África 3 3 16 16 5 6   86 128 78 79
Asia y Oceanía
10 11 98 137 28 36   619 621 99 91
   Indonesia
1 1 63 94 12 18   89 55 55 45
   Malasia
3 4 19 28 6 9   87 90 36 38
   Rusia
4 4 15 14 7 7   403 448 8 8
   Resto países Asia y Oceanía
2 2 1 1 3 2   40 28 - -
TOTAL
75 89 722 918 204 253   4.918 4.862 3.076 2.999
 

Reservas

A 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas de la compañía ascendían a 2.382 millones de barriles (Mbep), de los cuales 584 Mbep (25%) correspondían a crudo, condensado y gases licuados, y el resto, 1.798 Mbep (75%), a gas natural. Estas reservas fueron estimadas de conformidad con los criterios establecidos por el sistema Petroleum Reserves Management System de la Society of Petroleum Engineers.

La evolución de las reservas fue positiva, con la incorporación total de 261 Mbep procedentes principalmente de extensiones y descubrimientos en Perú, Estados Unidos y Canadá; revisiones de estimaciones previas en Trinidad y Tobago, Perú y Venezuela; y recuperación mejorada en Brasil.

En 2016 conseguimos una tasa de reemplazo de reservas (cociente entre las incorporaciones totales de reservas probadas en el periodo y la producción del periodo) del 103% para petróleo crudo, condensado, GLP y gas natural (96% en petróleo crudo, condensado y GLP, y 107% en gas natural), en línea con nuestros objetivos a largo plazo, incorporando recursos que fortalecen significativamente el crecimiento futuro de Repsol.