Repsol tiene previsto invertir 400 millones de dólares (291 millones de euros) en el reciente descubrimiento de petróleo no convencional en Argentina, cuyo desarrollo tendrá un coste total de unos 2.000 millones de dólares (más de 1.450 millones de euros). Repsol tiene previsto invertir 400 millones de dólares (291 millones de euros) en el reciente descubrimiento de petróleo no convencional en Argentina, cuyo desarrollo tendrá un coste total de unos 2.000 millones de dólares (más de 1.450 millones de euros).
En una conferencia con analistas, el director financiero del grupo, Miguel Martínez, señaló que el coste de extracción del crudo por barril rondará los 20 dólares (unos 15 euros). El hallazgo realizado por su filial YPF en Vaca Muerta, al sur del país, es el mayor de su historia y consiste en 927 millones de barriles equivalentes de petróleo de hidrocarburos no convencionales, de los que un 80% son de alta calidad.
Ante la pregunta de si Repsol se arrepentía de haber reducido al 58% su participación en YPF, Martínez aseguró que “no lamentamos nada”, para añadir que la entrada de nuevos socios permitirá “catalizar mejor el crecimiento”.
Respecto a los proyectos en Cuba, el directivo aseguró que se desarrollan sin problemas y que probablemente en dos meses el grupo iniciará las operaciones en el país. “En Cuba hay buenas noticias porque no hay noticias”, indicó.
En el caso de Libia, la compañía que preside Antonio Brufau espera alcanzar en noviembre y diciembre una producción de 100.000 barriles diarios y elevarla el año que viene hasta los 170.000 barriles, la mitad de los que se obtenían antes de inicio del conflicto.
Repsol elevó un 6,4% su beneficio de los nueve primeros meses del año, hasta los 1.901 millones de euros. La petrolera ha atribuido esta subida al repunte de los precios internacionales del crudo y gas, así como al menor coste exploratoria, que ha conseguido compensar el efecto de la menor producción de petróleo y la depreciación del dólar frente al euro.
Según una nota remitida a la CNMV, el beneficio del tercer trimestre bajó un 14,5% pese al aumento del resultado operativo, por los mayores gastos financieros derivados sobre todo de las posiciones por el tipo de cambio.
Así, el resultado del área de Upstream (Exploración y Producción) alcanzó los 1.105 millones, con aumento del 15,7% respecto al mismo periodo de 2010, debido fundamentalmente al incremento de los precios de realización de crudo y gas y a los menores costes de exploración. El resultado del área de Downstream (refino, marketing, GLP, trading y química) retrocedió, sin embargo, el 3,2% hasta 1.097 millones, afectado fundamentalmente por los bajos márgenes internacionales del refino.
La división de GNL (gas natural licuado) alcanzó por su parte los 276 millones, lo que supone casi triplicar su resultado de explotación, debido fundamentalmente a la puesta en marcha de la planta de Perú LNG y a los mayores márgenes y volúmenes de comercialización. El resultado de explotación de YPF y Gas Natural Fenosa, por último, descendió un 16% y un 5% respectivamente.
La deuda financiera neta del grupo (excluyendo Gas Natural Fenosa) al final del tercer trimestre 2011 se situó en 2.909 millones, lo que supone 910 millones más respecto al cierre del primer semestre. Supone un ratio sobre el capital empleado del 8,4%.
