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Upstream

La producción de hidrocarburos de Repsol (sin tener en cuenta YPF) se cifró en 298.791 bepd en 2011, lo que supone una disminución del 13,2% respecto a 2010.

El conflicto en Libia provocó la caída de la producción en dicho país a una cuarta parte de las cifras de 2010, y explicó prácticamente las dos terceras partes del descenso total.

Adicionalmente, se experimentó principalmente en la segunda mitad del año una disminución de la producción de gas en Trinidad y Tobago por tareas de mantenimiento tanto en los trenes de licuefacción de Atlántic LNG como en las plataformas de producción; de menor entidad son el declive natural de Albacora Leste (Brasil), junto a una disminución de la participación en este activo tras el acuerdo alcanzado con Sinopec, y el efecto de la moratoria en la perforación en el Golfo de México de 2010, cuyo impacto continuó en la primera mitad de 2011.

En la parte positiva, se produjo un incremento del 35% de la producción en Perú (mayoritariamente suministro de gas, durante todo 2011, a la planta de licuefacción de Peru LNG, que entró en servicio en 2010), y un cambio en los contratos de Ecuador, si bien no llegó a compensar las caídas anteriores.

Reservas

Al cierre de 2011, las reservas probadas de Repsol (sin tener en cuenta YPF), estimadas de conformidad con el marco conceptual definido para la industria de petróleo y gas por la US Securities and Exchange Commission (SEC) y de acuerdo con los criterios establecidos por el sistema Petroleum Reserves Management System de la Society of Petroleum Engineers (PRMS-SPE), ascendían a 1.167 Mbep, de los cuales 393 Mbep (34%) correspondían a crudo, condensado y gases licuados, y el resto, 774 Mbep (66%), a gas natural.

Estas reservas se localizan principalmente en Trinidad y Tobago (31%). Un 52% de las mismas se sitúan en el resto de los países de Sudamérica (Venezuela, Perú, Brasil, Ecuador...), el 12% en el norte de África (Argelia y Libia), el 4% en el Golfo de México (Estados Unidos) y aproximadamente un 1% en España.

En 2011, la evolución de las citadas reservas fue positiva, con una incorporación total de 177 Mbep, destacando las incorporaciones del campo Perla en Venezuela, el proyecto Reggane en Argelia, la declaración inicial de Sapinhoa en Brasil y la revisión del plan de desarrollo de Kinteroni en Perú.

En 2011, se consiguió un ratio de reemplazo de reservas (cociente entre las incorporaciones totales de reservas probadas en el periodo y la producción del periodo) de 162% para petróleo crudo, condensado, GLP y gas natural (141% en petróleo crudo, condensado y GLP, y 174% en gas natural).

Inversiones

El área de negocio de Upstream realizó unas inversiones de explotación en 2011 que ascendieron a 1.813 millones de euros, un 62% superiores a las del ejercicio 2010 (1.119 millones de euros). La inversión en desarrollo representó el 43% del total y se realizó principalmente en Estados Unidos (19%), Bolivia (17%), Trinidad y Tobago (15%), Venezuela (13%), Perú (12%) y Brasil (12%). Las inversiones en exploración representaron un 40% de la inversión total y se concentraron sobre todo en Estados Unidos (38%), Brasil (20%) y Angola (14%). El resto de inversiones corresponde sobre todo a la adquisición de Eurotek en Rusia.