Repsol obtiene un resultado operativo de 963 millones de euros en un trimestre marcado por la brusca caída del precio del crudo

Repsol obtuvo en el primer trimestre de 2009 un resultado de 963 millones de euros, sin contar el efecto inventario, lo que supone un descenso del 27,7% respecto al del mismo periodo del año anterior. El beneficio neto, incluyendo el citado efecto, alcanzó los 516 millones de euros, un 57,4% inferior al registrado en el primer trimestre de 2008.

Estas cifras tuvieron lugar en un contexto caracterizado por la brusca caída del precio del crudo y una drástica contracción de la actividad económica, así como por los menores resultados extraordinarios registrados frente al primer trimestre de 2008, en el que se contabilizaron parte de los ingresos provenientes de la venta de un porcentaje de YPF.

Durante el primer trimestre de 2009, los resultados de todo el sector petrolero se vieron severamente afectados por la caída de los precios internacionales del crudo y gas. La cotización media del crudo Brent en este periodo fue de 44,5 dólares barril, un 54,0% inferior a los 96,7 dólares barril del primer trimestre de 2008. También el crudo WTI (West Texas Intermediate) cotizó a 43,3 dólares barril durante los primeros tres meses de 2009 y a 97,8 dólares barril en el mismo periodo del año anterior, lo que supone una reducción del 55,7%.

Por su parte, el precio medio de realización del gas en el trimestre se situó en 2,5 dólares/miles pies cúbicos, frente a los 4,3 dólares del trimestre anterior (lo que supone una caída del 41,9%).

La deuda financiera neta de la compañía al final del primer trimestre de 2009 se situó en 5.376 millones de euros, lo que supone un incremento de 2.042 millones de euros respecto al cierre de 2008 (3.334 millones de euros). Este aumento se explica principalmente por el impacto que ha tenido en el importe de la deuda consolidada del Grupo la operación de adquisición de Unión Fenosa por parte de Gas Natural.

En el actual entorno de crisis financiera y crediticia mundial, Repsol presenta un elevado nivel de liquidez, de 7.000 millones de euros, y una sólida posición financiera para afrontar su plan de inversiones. 

Respondiendo al actual contexto económico, la compañía ha puesto en marcha un plan extraordinario de ahorro de 1.500 millones de euros, lo que supone una reducción superior al 10% en el presupuesto inicialmente previsto para el ejercicio. Esta medida se centra en la revisión de los gastos corrientes y de todas las compras y contrataciones de la compañía.

El resultado de explotación en el área de Upstream (Exploración y Producción) alcanzó los 185 millones de euros, lo que supone un descenso del 67,9% respecto al primer trimestre de 2008, motivado por la caída del 54,2% y 41,9% en los precios de realización del crudo y del gas respectivamente.

Durante este periodo, Repsol ha alcanzado un récord de descubrimientos de hidrocarburos con 10 importantes hallazgos en Brasil, Golfo de México y Norte de África, áreas clave de crecimiento para la compañía. Los éxitos exploratorios de 2009 se suman a los obtenidos en 2008, año en el que Repsol participó en 3 de los 5 mayores descubrimientos del mundo.

La producción de hidrocarburos de Repsol en el primer trimestre de 2009 fue de 317.350 bep/día, un 3,2% superior a la del mismo periodo de 2008 una vez aislados los efectos negativos debidos a cambios contractuales en Bolivia y Libia y a pesar de la reducción de las cuotas de la OPEP.

Las inversiones en el área de Upstream en el primer trimestre de 2009 ascendieron a 314 millones de euros. Las inversiones en desarrollo representaron un 38% de la inversión y han sido realizadas fundamentalmente en USA (46%) Trinidad y Tobago (20%) y Libia (9%).

El resultado de explotación en el área de GNL (gas natural licuado) alcanzó los 11 millones de euros, un 65,6% menos que en el primer trimestre de 2008. La evolución de estos resultados se debió a los menores precios del gas natural y la electricidad en España y a menores oportunidades de comercialización en Asia.

Las inversiones en GNL ascendieron a 30 millones de euros y se han dedicado fundamentalmente a completar el proyecto de construcción y operación de la terminal de regasificación de Canaport LNG, en Canadá.

El resultado de explotación del área de Downstream (Refino, Marketing, GLP y Química), sin tener en cuenta el efecto contable de los inventarios, ascendió a 316 millones de euros los que supone un aumento del 51,9% respecto al mismo trimestre del año anterior. El resultado de explotación, incluido el efecto inventario, ascendió 293 millones de euros, un 39,2% inferior al del mismo periodo de 2008. Esto se explica principalmente por la diferencia de valoración entre el primer trimestre de 2008 y el primer trimestre de 2009, que se sitúa en 297 millones de euros.

Las inversiones del área de Downstream en el primer trimestre de 2009 ascendieron a 325 millones de euros y se destinaron fundamentalmente a los proyectos de ampliación de Cartagena y a la Unidad Reductora de fuelóleo de Bilbao.

El resultado de explotación de YPF alcanzó los 323 millones de euros, un 11,5% menos que en el mismo periodo del ejercicio anterior. El incremento de los precios de comercialización ha compensado parcialmente la disminución de los ingresos por exportaciones (consecuencia de la caída de los precios internacionales) y la de los productos vendidos internamente, pero referenciados a la evolución de dichas cotizaciones internacionales del crudo.

Las inversiones de YPF en el primer trimestre ascendieron a 236 millones de euros y se han destinado en un 83% a proyectos de desarrollo en Exploración y Producción.

El resultado de explotación de Gas Natural SDG en el primer trimestre ascendió a 169 millones de euros, frente a los 157 millones de euros del mismo periodo del año anterior, lo que supone un incremento del 7,6%.

Las inversiones de Gas Natural SDG durante el primer trimestre de 2009 ascendieron a 1.963 millones de euros. Estas inversiones se han dedicado fundamentalmente al aumento de su participación en Unión Fenosa y a las actividades de distribución y generación de electricidad.

Tablas de resultados

Nueva estructura organizativa

El Consejo de Administración de Repsol aprobó el 26 de febrero cambios organizativos encaminados a simplificar y concentrar el equipo directivo de la compañía. La nueva organización, que reduce en tres el número de direcciones generales, supone una mayor racionalización y simplificación de la cúpula directiva de Repsol, y profundiza en los perfiles profesionales multidisciplinares, con visión global y gran capacidad de adaptación a entornos de cambio.

Nombramiento en el Consejo

El Consejo de Administración de Repsol acordó el pasado 25 de marzo proponer a la Junta General de Accionistas, que se celebrará el próximo 14 de mayo, la designación como Consejera Independiente de María Isabel Gabarró Miquel, que ocupará la vacante producida por la renuncia de Antonio Hernández-Gil, la cual se hará efectiva el mismo día de celebración de la Junta General.

Repsol reconocida como compañía “Gold Class”

El Anuario de Sostenibilidad 2009, realizado por PricewaterhouseCoopers y Sustainable Asset Management (SAM), calificó a finales de enero a Repsol como una de las cinco compañías “Gold Class” de las 109 evaluadas en el sector Oil&Gas. La compañía fue especialmente reconocida por su estrategia ante el cambio climático y su relación con las comunidades.

Refuerzo de la presencia en Trinidad y Tobago

El Presidente Ejecutivo de Repsol, Antonio Brufau, anunció el 17 de febrero que la compañía reforzará sus inversiones en Trinidad y Tobago y participará en nuevas rondas exploratorias
de hidrocarburos. En este país, Repsol participa en la planta Atlantic LNG, desde donde se suministra el 20% del gas que consume España.

Principio de acuerdo en Ecuador  

El pasado 13 de marzo Repsol y el Gobierno de Ecuador alcanzaron un acuerdo que permitirá, en el plazo de un año, establecer un marco contractual estable. En virtud del citado acuerdo, se amplía en seis años, de 2012 a 2018, el período de explotación del Bloque 16, y se establece un plazo transitorio de un año, durante el cual el gobierno
ecuatoriano reducirá del 99% al 70% el impuesto sobre los beneficios extraordinarios. Durante ese año se negociará entre ambas partes un Contrato de Prestación de Servicios de
largo plazo que regulará de manera definitiva las actividades de Repsol en Ecuador.

Comienza la producción en el campo Shenzi
A finales de marzo, Repsol comenzó la producción de petróleo y gas en el campo Shenzi, en aguas del Golfo de México estadounidense, una de las zonas de aguas profundas más
atractivas del mundo en rentabilidad y potencial, en la que la compañía posee 72 licencias.
La plataforma encargada de extraer los hidrocarburos tiene una capacidad de producción de 100.000 barriles de petróleo/día y 50 millones de pies cúbicos/día de gas, y se alimenta de 7
pozos conectados, que se ampliarán hasta un total de 15. El desarrollo de la primera fase del proyecto se culminó antes del plazo previsto y de acuerdo con el presupuesto.

Éxito sin precedentes de la campaña exploratoria 

Cuatro nuevos yacimientos de gas en Argelia.

El pasado 26 de enero Repsol anunció el descubrimiento de tres nuevos pozos de gas en el desierto del Sahara argelino, uno en la Cuenca de Reggane, otro en la adyacente Cuenca
de Ahnet y un tercero en la Cuenca de Berkine. Todos ellos, que arrojan un caudal inicial equivalente al 1% del consumo de gas en España, apuntan en sus primeras pruebas un alto
potencial. El 1 de abril, Repsol realizó un nuevo descubrimiento de gas en la cuenca de Ahnet, que confirma el potencial del área y ofrece nuevas posibilidades de desarrollo.
Repsol, con una participación del 33,75%, es el operador del consorcio descubridor de este pozo, denominado TGFO-1.

Importante descubrimiento de petróleo en el Golfo de México

Repsol comunicó el 6 de febrero un nuevo e importante descubrimiento de petróleo en aguas estadounidenses del Golfo de México, el pozo submarino Buckskin, a 300 kilómetros de la costa de Houston. Repsol es el operador exploratorio del yacimiento, adyacente y con una estructura geológica similar al campo Jack, operado por la petrolera Chevron, que apunta la existencia de importantes recursos de petróleo ligero y dulce.

Descubrimiento de gas en aguas de Marruecos  

El 30 de marzo Repsol realizó un descubrimiento de gas en la zona exploratoria de Tánger-Larache, a 40 kilómetros de la costa de Marruecos. El hallazgo consiste en dos columnas de gas que suman 90 metros en el pozo denominado Anchois-1, a una profundidad de 2.359 metros. Repsol, con una participación del 36%, es la operadora del consorcio descubridor.

La Cuenca de Santos, una zona con gran potencial

Repsol y Petrobrás confirmaron el 13 de abril a las autoridades brasileñas la viabilidad económica del descubrimiento Piracucá, realizado en el mes de enero en el bloque BM-S-7,
en aguas someras de la Cuenca de Santos brasileña. Se trata de un yacimiento de crudo ligero y gas, con un volumen preliminar “in situ” estimado en 550 millones de barriles
equivalentes.
Tan sólo dos días después, el 15 de abril, Repsol anunció un nuevo descubrimiento en la misma Cuenca de Santos. El pozo, denominado Iguazú, se sitúa en el área BM-S-9, a 340
kilómetros de la costa del estado de São Paulo, y en profundidades de agua de 2.140 metros. Esta es la misma área de evaluación en la que se encuentran los megacampos de
Carioca y Guará. El consorcio descubridor, en el que Repsol participa con un 25%, continuará con el Plan de Evaluación del área y prevé la perforación de un nuevo pozo a
corto plazo. Los primeros resultados de las pruebas realizadas en el pozo Iguazú muestran indicios de crudo ligero a profundidades de cerca de 4.900 metros.
El pasado 15 de enero Repsol halló indicios de hidrocarburos en el pozo Panoramix (S-M-674), situado en el área BM-S-48 a 180 kilómetros de la costa del estado de São Paulo, y
en profundidades de agua de 170 metros en la Cuenca de Santos.

Primer descubrimiento off-shore en Libia
Repsol realizó el pasado mes de abril su primer descubrimiento “offshore” de hidrocarburos en la costa de Libia, país en el que en el que es el mayor operador extranjero y en el que la
compañía tiene una importante presencia. El pozo, que alcanzó una profundidad de 4.820 metros, con una lámina de agua de unos 50 metros, es el primero realizado en el bloque NC
202 ubicado en la Cuenca de Sirte, a unos 15 km de la costa, cuya concesión adjudicó NOC a Repsol y sus socios en noviembre de 2003.