Upstream

El área de Upstream de Repsol engloba las actividades de exploración y desarrollo de proyectos y de producción de petróleo y gas natural. Cuenta con un portafolio equilibrado de activos que, apoyados en una gestión eficiente y en la digitalización de las operaciones, permite ser rentable con cualquier escenario de precios

Cifras
 

Producción
neta media
715.000
barriles equivalentes
de petróleo al día
Reservas
probadas netas
2.340 Millones
barriles equivalentes
de petróleo
Porcentajes de gas en nuestra cartera de activos
73%
de nuestras
reservas
63%
de nuestra
producción

Claves
del año

Imagen Flechas
Aumento del 3%
la producción media
en 2018
Gestión eficaz
de un sólido portafolio
de activos
Rentabilidad
con cualquier escenario
de precios
Eficiencia
y digitalización

como motores de la
mejora constante del
negocio

Resultado
neto ajustado

En 2018, el negocio de Upstream centró sus esfuerzos en la mejora de la eficiencia la reducción del breakeven de caja y la optimización del portafolio.

El resultado neto ajustado aumentó un 110%, hasta los 1.325 millones de euros, frente a los 632 millones de 2017. Este resultado, que estuvo impulsado por la gestión de la compañía y los programas de eficiencia y digitalización, contó como factores decisivos con el incremento de la producción y la mejora en los precios de realización del crudo y del gas.

En 2018, Upstream participó en proyectos de exploración y producción en 28 países. En total, la superficie de dominio minero neto era de 237.825 km2 a 31 de diciembre.

Durante el ejercicio, nuestra compañía puso en marcha proyectos que aportan un importante valor y garantizan un crecimiento sostenido.

En el Golfo de México estadounidense se iniciaron las operaciones de perforación contempladas dentro del programa de desarrollo y puesta en producción del proyecto de aguas profundas Buckskin.

Repsol participa con un 22,5%, siendo el operador la compañía LlOG. Se espera que Buckskin comience a producir en el segundo semestre de 2019.

En Colombia, en el bloque CPO-9 se aprobó el inicio de la Fase 1 del Plan de Desarrollo del proyecto Akacias. Repsol tiene una participación del 45%, mientras que Ecopetrol es operador con el 55%.

Esta fase recoge la perforación de 19 pozos. En marzo de 2019 se alcanzó en Akacias una producción récord de 20.000 bbl/d (incluidos los pozos existentes).

En el marco del Plan de Desarrollo del campo Sagari en Perú, se inició la producción de un nuevo pozo en el bloque 57 y se completó el proyecto de compresión. Este campo, ubicado en la cuenca Ucayali-Madre de Dios, está operado por Repsol con una participación del 53,84%.

En Bolivia se recibió la ratificación oficial de la extensión de la Licencia Caipipendi, en el campo Margarita, por diez años, hasta 2041, más cinco años adicionales en función del volumen de reservas a ser incorporadas. Incluye inversiones exploratorias en los proyectos Boyuy y Boicobo Sur. Repsol tiene una participación del 37,5%.

También, la Asamblea Boliviana aprobó la adjudicación del contrato de exploración y explotación del área Iñiguazu, de la que Repsol es operadora y titular del 37,5%.

En Brasil se obtuvo la declaración de comercialidad del Entorno Sapinhoá, en el prolífico presal del país.

En Trinidad y Tobago se instaló la plataforma de producción no operada Angelin, en el campo West Block, a 60 km de la costa sudoriental. Las instalaciones son operadas remotamente y el gas generado se lleva hasta la plataforma Serrette a través de un nuevo ducto de 21 km y luego al Cassia Hub para su procesamiento. En diciembre se aprobaron dos nuevos desarrollos para bloques productivos de gas ya existentes.

En Malasia se pusieron en producción nuevos pozos en el proyecto de redesarrollo del bloque offshore Kinabalu, en el oeste de la cuenca Malay. En 2017 se inició la producción de crudo en este proyecto, en el que Repsol es la compañía operadora con una participación del 60%.

En Indonesia se completaron tres pozos de desarrollo en el bloque Corridor, uno en el campo Sumpal y dos en el campo Suban.

En Noruega, nuestra compañía adquirió un 7,7% del campo Visund y a comienzos de 2019 se hizo con una participación del 7,65% en el campo Mikkel. Además, se aprobó el proyecto de redesarrollo del campo Yme.

También se obtuvo la adjudicación de nuevos bloques exploratorios en distintas rondas de licitación en México, Brasil, Noruega, Grecia, Bulgaria y Estados Unidos y, por adjudicación directa, en Indonesia.

La producción media aumentó un 3% respecto a 2017, hasta alcanzar los 715.000 barriles equivalentes de petróleo diarios (bep/d). La compañía produjo un 63% de gas, mientras que un 37% fueron líquidos.

El incremento de la producción se debe, fundamentalmente, a los nuevos barriles obtenidos de los proyectos de Reggane (Argelia), Juniper y TROC (Trinidad y Tobago), Monarb (Reino Unido), Kinabalu y Bunga Pakma (Malasia) y Sagari (Perú), a los que se sumó la adquisición del campo Visund (Noruega), la conexión de nuevos pozos en Marcellus (Estados Unidos) y la mayor aportación proveniente de Libia.

En cuanto a la campaña exploratoria, en 2018 se concluyó la perforación de 21 sondeos exploratorios y un sondeo de delineamiento/appraisal, cinco con resultado positivo (cuatro exploratorios en Colombia y un appraisal en Rusia), 16 con resultado negativo y uno con resultado en evaluación (Noruega).

En febrero de 2019 se anunció el importante descubrimiento del pozo Kaliberau Dalam-2X (KBD-2X), en el bloque onshore Sakakemang, situado en el sur de la isla de Sumatra (Indonesia), donde Repsol es la compañía operadora con el 45% de participación.

Las estimaciones preliminares de los recursos recuperables se sitúan en torno a dos billones de pies cúbicos (TCF) de gas, lo que le sitúa como uno de los principales descubrimientos de hidrocarburos del mundo en los últimos 12 meses y el mayor descubrimiento de gas en Indonesia de los últimos 18 años.

A 31 de diciembre de 2018, las reservas probadas netas de Repsol ascendían a 2.340 millones de barriles equivalentes de petróleo (Mbep), de los cuales 1.702 Mbep (73%) correspondían a gas natural, y el resto, 638 Mbbls (27%) eran crudo, condensado y gases licuados.

La incorporación de reservas probadas netas en 2018 fue de 246 millones de barriles equivalentes de petróleo (Mbep), procedentes de extensiones y descubrimientos en Estados Unidos, Trinidad y Tobago y Canadá; y revisiones de estimaciones previas en Brasil, Estados Unidos, Noruega, Argelia y Reino Unido.

El ratio de reemplazo de reservas total se situó en un 94% en 2018, cinco puntos por encima del 89% logrado en 2017.

+246 Mbep
incorporación de reservas
netas probadas

Datos de Upstream
por regiones

Imagen del mundo

Producción neta
Barriles equivalentes de petróleo al día
175.000

Reservas probadas netas
Millones de barriles equivalentes de petróleo
535

Dominio minero neto
Km2
14.696

Producción neta
Barriles equivalentes
de petróleo al día
343.000

Reservas probadas netas
Millones de barriles equivalentes de petróleo
1.419

Dominio minero neto
Km2
95.786

Producción neta
Barriles equivalentes
de petróleo al día
60.000

Reservas probadas netas
Millones de barriles equivalentes de petróleo
102

Dominio minero neto
Km2
13.044

Producción neta
Barriles equivalentes
de petróleo al día
57.000

Reservas probadas netas
Millones de barriles equivalentes de petróleo
129

Dominio minero neto
Km2
13.195

Producción neta
Barriles equivalentes
de petróleo al día
80.000

Reservas probadas netas
Millones de barriles equivalentes de petróleo
154

Dominio minero neto
Km2
101.103

Millones de euros 2017 2018 Variación
Resultado de las operaciones 1.009 2.514 1.505
Impuesto sobre beneficios (408) (1.211) (803)
Participadas y minoritarios 31 22 (9)
Resultado Neto Ajustado(1) 632 1.325 693
Resultados específicos (151) (326) (175)
Resultado Neto 481 999 518
Tipo Impositivo Efectivo (%) (40) (48) (8)
EBITDA 3.507 4.801 1.294
Inversiones 2.089 1.973 (116)
(1) Detalle Resultado Neto Ajustado por área geográfica.
Millones de euros 2017 2018 Variación
Europa, África y Brasil 355 768 413
Latinoamérica-Caribe 386 501 115
Norteamérica (43) 212 225
Asia y Rusia 161 264 103
Exploración y otros (227) (420) (193)
Resultado Neto Ajustado 632 1.325 693