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Upstream (Exploración y Producción)
El área de Upstream de Repsol engloba las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural, excluidas las operaciones de YPF. Para información relativa a las actividades de exploración y producción de YPF, véase el capítulo correspondiente a esta compañía y sus filiales de la presente publicación.
Repsol gestiona su cartera de proyectos de Upstream con el objetivo de alcanzar un crecimiento rentable, diversificado, sostenible y comprometido con la seguridad y el medio ambiente. Los pilares de su estrategia son el aumento de la producción y las reservas, la diversificación geográfica de la actividad con el incremento de su presencia en países de la OCDE, la excelencia operativa y la maximización de la rentabilidad de los activos. Para ello, durante los últimos años se ha materializado un exitoso esfuerzo en inversión en capital humano para favorecer el crecimiento, se ha definido una estructura organizativa adecuada a los objetivos estratégicos y orientada a la calidad de las operaciones, se han rediseñado y estandarizado procesos técnicos y comerciales, y se han desarrollado las capacidades tecnológicas para operar exitosamente en aguas profundas.
Resultados (*extracto)
resultados de explotación
| Millones de euros | |||
|---|---|---|---|
| 2009 | 2010 | 10/09 | |
| América del Norte y Brasil | 63 | 2.911 | 4.521% |
| Norte de África | 372 | 642 | 72% |
| Resto del mundo | 346 | 560 | 62% |
| total | 781 | 4.113 | 427% |
El resultado de explotación de la
actividad de Upstream en 2010 fue
de 4.113 millones de euros [...]
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Plataforma de exploración en aguas de Brasil
Desde un punto de vista geográfico, el área de Upstream centra su estrategia tanto en las zonas clave tradicionales, localizadas en Latinoamérica (Trinidad y Tobago, Perú, Venezuela, Bolivia, Colombia y Ecuador, fundamentalmente) y en el norte de África (Argelia y Libia), como en las áreas estratégicas de crecimiento a corto y medio plazo consolidadas en los últimos años. En estas últimas destacan especialmente el Golfo de México estadounidense (con el importante campo Shenzi, en producción desde 2009, uno de los principales proyectos estratégicos de la compañía) y el offshore de Brasil.
actividad presente de repsol por área geográfica
| 31 de diciembre de 2010 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dominio minero | Nº de pozos exploratorios en perforación(1) | |||||
| Nº de bloques | Área neta (km2) (2) | |||||
| Desarrollo | Exploración | Desarrollo | Exploración | Brutos | Netos | |
| Europa | 12 | 25 | 385 | 7.160 | - | - |
| América del Sur | 51 | 31 | 5.933 | 39.997 | 3 | 1 |
| Trinidad y Tobago | 7 | - | 2.363 | - | - | - |
| Resto de países de América del Sur | 44 | 31 | 3.570 | 39.997 | 3 | 1 |
| América Central | - | 1 | - | 4.492 | - | - |
| América del Norte | 7 | 280 | 479 | 5.159 | - | - |
| África | 16 | 19 | 2.208 | 57.785 | 2 | 1 |
| Asia | - | 6 | - | 17.814 | 1 | * |
| total | 86 | 362 | 9.005 | 132.407 | 6 | 2 |
(1) Un pozo bruto es aquel en el que Repsol es propietaria de una participación efectiva.
El número de pozos netos es la suma de las fracciones de participación que se posee en los pozos brutos.
(2) El área bruta de dominio minero es aquella en la que Repsol es propietaria de una participación. El área
neta de dominio minero es la suma del área bruta de cada dominio minero por sus respectivas participaciones.
* Cantidades menores a un pozo exploratorio en base a la participación neta de Repsol.
dominio minero
| (km2) | a 31 de diciembre de 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Desarrollado(1) | No desarrollado(2) | |||||
| Bruto(3) | Neto(4) | Bruto(3) | Neto(4) | |||
| Europa | 31 | 24 | 12.785 | 7.521 | ||
| América del Sur | 973 | 297 | 107.951 | 45.633 | ||
| Trinidad y Tobago | 158 | 59 | 5.420 | 2.304 | ||
| Resto de países de América del Sur | 815 | 238 | 102.531 | 43.329 | ||
| América Central | - | - | 11.231 | 4.492 | ||
| América del Norte | 18 | 5 | 10.719 | 5.633 | ||
| África | 612 | 170 | 116.053 | 59.823 | ||
| Asia | - | - | 47.324 | 17.814 | ||
| total | 1.634 | 496 | 306.063 | 140.916 | ||
(1) El dominio minero desarrollado es aquel asignable a pozos productivos. Las cantidades
que se muestran corresponden al dominio minero, tanto de desarrollo como de exploración.
(2) El dominio minero no desarrollado abarca la superficie en la que no han sido perforados pozos o éstos
no se han terminado hasta el punto en que permita la producción de cantidades económicas de petróleo
y gas, independientemente de si dicha superficie contiene reservas probadas.
(3) El dominio minero bruto es aquel en el que Repsol posee una participación.
(4) El dominio minero neto es la suma de las fracciones de participación que se posee en el dominio minero bruto.
En este país, a los exitosos resultados exploratorios de los últimos años se une el importante acuerdo alcanzado con la compañía china Sinopec para la creación de una de las mayores empresas energéticas de Latinoamérica, valorada en 17.777 millones de dólares. Repsol posee un 60% de la compañía y Sinopec, el 40% restante. Esta transacción pone en valor el éxito de la actividad exploratoria desarrollada por Repsol en Brasil durante los últimos años, y supone el reconocimiento a la acertada estrategia y al esfuerzo inversor realizado, tanto en recursos humanos como técnicos y materiales, en particular en el offshore presalino de Brasil.
Asimismo, el crecimiento estratégico a medio plazo se potenciará con los importantes proyectos de gas que se están desarrollando en Venezuela, Perú, Bolivia y Brasil, y más a largo plazo, con la cartera de activos que se está consolidando en Noruega, Canadá, África Occidental e Indonesia.
El megacampo Perla es el mayor descubrimiento de gas de la historia de Repsol y uno de los más importantes en Venezuela
Dentro de la estrategia definida de diversificación geográfica, en 2010 ha destacado la entrada en áreas de alto potencial exploratorio en Indonesia, Noruega, Angola, Rusia y Omán.
La compañía está cumpliendo los compromisos adquiridos y materializando la próxima etapa de crecimiento, basada fundamentalmente en sus éxitos exploratorios, que están impulsando la creación de valor para sus accionistas. Dentro de este proceso de materialización del crecimiento futuro destacan los proyectos estratégicos en diferentes fases de desarrollo que se están llevando a cabo y que en 2009-2010 han recibido un impulso decidido en el Golfo de México estadounidense (Shenzi, ya en producción en 2009), Brasil (Guará, Carioca y Piracucá), Venezuela (Cardón IV y Carabobo), Bolivia (Margarita-Huacaya), Perú (Kinteroni), Argelia (Reggane) y Libia (I/R).
Muchos de estos proyectos se desarrollan en áreas offshore donde Repsol se está consolidando como una de las empresas más competitivas y con más experiencia en la exploración y producción, y continuará apostando decididamente por ello. Los objetivos de Repsol en sus operaciones offshore, especialmente en aguas profundas, continúan siendo fortalecer la implementación ya existente de las mejores prácticas y recomendaciones dentro de los estándares más exigentes de la industria, seguir cumpliendo estrictamente con todas las regulaciones y formar parte del grupo de mejores compañías tras el levantamiento de la moratoria en el Golfo de México.
El ratio de reemplazo de reservas probadas en el área de Upstream fue del 131% en 2010, frente al 94% de 2009 y el 65% de 2008.
Resultados
El resultado de explotación de la actividad de Upstream en 2010 fue de 4.113 millones de euros, frente a los 781 millones obtenidos en el ejercicio anterior, lo que supone un incremento del 426,6%. El EBITDA ascendió a 2.478 millones de euros, frente a los 1.699 millones de 2009. El resultado de 2010 incluye una plusvalía de 2.847 millones de euros, generada como consecuencia del acuerdo alcanzado entre Repsol y Sinopec para desarrollar conjuntamente proyectos de exploración y producción en Brasil. Sin tener en cuenta el citado beneficio, el resultado de la actividad de Upstream es superior en 2010, fundamentalmente debido a los mayores precios de realización del crudo y del gas, y al aumento de la producción en el periodo, pese a los mayores costes en exploración y a los efectos derivados de la decisión de discontinuar el proyecto Persian LNG.
El precio medio de venta de la cesta de líquidos de Repsol fue de 72,6 US$/barril (54,7 €/barril), frente a los 56,7 US$/barril (40,7 €/barril) de 2009. El precio medio del gas se situó en los 2,7 dólares por mil pies cúbicos, lo que supone un incremento del 19% respecto al del ejercicio anterior. Estas variaciones están en línea con la experimentada por los precios de referencia de los mercados internacionales.
El coste de extracción (lifting cost) alcanzó los 3 dólares por barril. Esta cifra es muy similar a la correspondiente al ejercicio 2009 (2,9 dólares por barril). En cuanto al coste de descubrimiento (finding cost) sobre reservas probadas, la media para el periodo 2008-2010 ha sido de 44,1 dólares por barril.
