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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 realizadas por YPF. Para información relativa a las actividades de exploración y producción de la energética argentina, véase el capítulo correspondiente a esta compañía y sus filiales.

El área de Upstream de Repsol gestiona su cartera de proyectos 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 Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (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.

Dentro de la estrategia de diversificación geográfica, en 2011 destacó la incorporación de áreas de alto potencial en Estados Unidos, Rusia, Irlanda, Irak, Tunez y Portugal

Resultados de explotación
Millones de euros 2010 2011 Variación
2011/2010
América del Norte y Brasil 2.911 419 (86%)
Norte de África 642 99 (85%)
Resto del mundo 560 895 60%
TOTAL 4.113 1.413 (66%)
Vídeo
Presencia en nuevos países
Duración: 2'02"

Áreas estratégicas

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. Entre estas últimas áreas 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.

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, Indonesia, Alaska y Rusia.

Dentro de la estrategia de diversificación geográfica, en 2011 destacó la incorporación de áreas de alto potencial en Alaska, Rusia, Irlanda, Irak, Túnez y Portugal.

pozos exploratorios terminados 2011(1)
Positivos Negativos En evaluación Total
Brutos Netos Brutos Netos Brutos Netos Brutos Netos
Europa - - 1 * - - 1 *
América del Sur 2 * 1 * - - 3 *
Trinidad y Tobago - - - - - - - -
Resto de países América del Sur 2 * 1 * - - 3 *
América Central - - - - - - - -
América del Norte - - 1 * - - 1 *
África 1 * 4 2 - - 5 2
Asia - - 1 * - - 1 *
TOTAL 3 * 8 3 - - 11 4
pozos de desarrollo terminados 2011(1)
Positivos Negativos En evaluación Total
Brutos Netos Brutos Netos Brutos Netos Brutos Netos
Europa - - - - - - - -
América del Sur 75 22 6 2 - - 81 24
Trinidad y Tobago 2 * - - - - 2 *
Resto de países América del Sur 73 21 6 2 - - 79 23
América Central - - - - - - - -
América del Norte 2 * 1 * - - 3 *
África 3 * - - - - 3 *
Asia - - - - - - - -
TOTAL 80 23 7 3 - - 87 25

La compañía está cumpliendo los compromisos adquiridos y materializando la próxima etapa de crecimiento, basada fundamentalmente en sus éxitos exploratorios y en el desarrollo y puesta en producción eficiente de los mismos. Dentro de este proceso de materialización del futuro crecimiento destacan los proyectos estratégicos en diferentes fases de desarrollo que se están llevando a cabo y que en 2009-2011 recibieron un impulso decidido en el Golfo de México estadounidense (Shenzi, ya en producción en 2009), Brasil (Guará, Carioca y Piracucá/ Panoramix), 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 exploración y producción, y continuará apostando decididamente por ello. En los últimos años, Repsol ha aumentado significativamente sus esfuerzos en el ámbito de la exploración y ha aprovechado su experiencia técnica para convertirse en una compañía importante en la exploración offshore.

En sus operaciones, especialmente en aguas profundas, Repsol aplica las mejores prácticas y recomendaciones dentro de los estándares más exigentes de la industria, y cumple estrictamente con todas las regulaciones, con el objetivo de formar parte del grupo de mejores compañías tras el levantamiento de la moratoria en el Golfo de México.

En septiembre se inauguró en Barcelona el "Repsol-BSC Research Center", un centro de investigación tecnológicamente puntero y cuyo objetivo es profundizar y estabilizar la cooperación entre Repsol y el Barcelona Supercomputing Center (BSC). Esta colaboración permite abordar múltiples proyectos de investigación en áreas de interés para las operaciones de Repsol. El centro es una prueba de la apuesta de la compañía por la investigación tecnológica y de las ventajas que el BSC aporta a la industria española. Los programas iniciales son la continuación del proyecto Caleidoscopio y se centran en la mejora de la generación de imágenes del subsuelo mediante métodos sísmicos y electromagnéticos, de gran importancia para las operaciones en aguas profundas, entre otras.

Al cierre del ejercicio, el área de Upstream de Repsol participaba en bloques de exploración y producción de petróleo y gas de 31 países, directamente o a través de sus participadas. La compañía era el operador en 23 de ellos.

En los últimos cinco años, Repsol ha incrementado notablemente tanto sus actividades exploratorias en tierra como en mar, consiguiendo grandes descubrimientos de gas y petróleo a escala mundial. Adicionalmente, la unidad de Upstream de Repsol logró en 2011 una tasa de reemplazo de reservas probadas récord, alcanzando un 162%, lo que incluso supera el buen ratio del 131% del ejercicio anterior, y ha incorporado recursos que fortalecen significativamente sus perspectivas de futuro.

pozos productivos por área geográfica A 31 de diciembre de 2011(2)
Petróleo Gas
Brutos Netos Brutos Netos
Europa 8 6 - -
América del Sur 1.056 357 163 64
Trinidad y Tobago 99 69 48 16
Resto de países América del Sur 957 288 115 48
América Central - - - -
América del Norte 14 4 - -
África 113 27 79 24
Asia - - - -
TOTAL 1.191 394 242 88
producción neta de líquidos y gas natural por área geográfica
2010 2011
Líquidos Gas natural Total Líquidos Gas natural Total
Mbbl bcf Mbep Mbbl bcf Mbep
Europa 1 2 1 1 2 1
España 1 2 1 1 2 1
América del Sur 26 390 96 26 370 92
Bolivia 2 33 8 2 35 8
Brasil 3 1 3 2 - 2
Colombia 2 - 2 1 - 1
Ecuador 6 - 6 9 - 9
Perú 3 23 7 3 37 10
Trinidad y Tobago 6 282 56 5 250 49
Venezuela 4 51 14 5 47 13
América Central - - - - - -
América del Norte 10 3 11 10 3 10
Estados Unidos 10 3 11 10 3 10
África 16 12 18 4 12 7
Argelia 1 12 3 1 12 3
Libia 15 - 15 3 - 3
Asia - - - - - -
PRODUCCIÓN TOTAL NETA 53 407 126 40 387 109
Dominio minero 2011
km2 Desarrollado(3) No desarrollado(4)
Bruto(5) Neto(6) Bruto(5) Neto(6)
Europa 21 16 31.586 18.252
América del Sur 1.465 401 116.681 49.337
Trinidad y Tobago 170 63 5.409 2.300
Resto de países América del Sur 1.295 338 111.272 47.037
América Central 0 0 5.269 2.108
América del Norte 18 5 16.385 8.172
África 613 170 185.750 121.893
Asia 0 0 58.909 24.979
TOTAL 2.116 591 414.580 224.740
actividad presente de repsol por área geográfica 2011
Dominio minero
Nº de bloques Área neta (km2)(8) Nº de pozos exploratorios en perforación(7)
Desarrollo Exploración Desarrollo Exploración Brutos Netos
Europa 11 38 348 17.920 - -
América del sur 51 31 6.020 43.718 8 2
Trinidad y Tobago 7 - 2.363 - - -
Resto países América del Sur 44 31 3.658 43.718 8 2
América Central - 1 - 2.108 - -
América del Norte 7 444 479 7.698 - -
África 5 34 2.692 119.371 2 *
Asia - 9 - 24.979 - -
TOTAL 74 557 9.539 215.792 10 2

El resultado de explotación de la actividad de Upstream en 2011 fue de 1.413 millones de euros, frente a los 4.113 millones obtenidos en el ejercicio anterior. El EBITDA ascendió a 2.072 millones de euros, frente a los 2.478 millones de 2010. 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 esta plusvalía y la variación entre ambos ejercicios del efecto en resultados del registro del test de deterioro del valor de los activos, el resultado de explotación disminuye en 2011 debido a la suspensión de las operaciones en Libia, la caída de la producción fundamentalmente por la suspensión citada y la depreciación del dólar frente al euro, todo ello compensado parcialmente por el mayor precio del crudo y del gas y los menores costes de exploración.

El precio medio de venta de la cesta de líquidos de Repsol fue de 83,3 US$/barril (59,8 €/barril), frente a los 72,6 US$/barril (54,7 €/barril) de 2010. El precio medio del gas se situó en los 3,5 dólares por mil pies cúbicos, lo que supone un incremento del 28,3% respecto al ejercicio anterior. Estas variaciones están en línea con el cambio experimentado por los precios de referencia de los mercados internacionales.

El coste de extracción (lifting cost) alcanzó los 3,6 dólares por barril. Esta cifra es superior a la correspondiente al ejercicio 2010 (3 dólares por barril) debido a la disminución de la producción, principalmente en Libia y Trinidad y Tobago, que explica la mayor parte de la variación, y en menor medida, por incremento de los costes. En cuanto al coste de descubrimiento (finding cost) sobre reservas probadas, la media para el período 2009-2011 ha sido de 15,2 dólares por barril equivalente.

(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.
* Menos de un pozo exploratorio.
(2) 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.
(3) El dominio minero desarrollado es aquel asignable a pozos productivos. Las cantidades que se muestran corresponden al dominio minero, tanto de explotación como de exploración.
(4) 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 producción neta de líquidos y gas natural por área geográfica cantidades económicas de petróleo y gas, independientemente de si dicha superficie contiene reservas probadas.
(5) El dominio minero bruto es aquel en el que Repsol posee una participación.
(6) El dominio minero neto es la suma de las fracciones de participación que se posee en el dominio minero bruto.
(7) 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.
(8) 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.