Imagen de archivo de una planta de gas de Repsol
Imagen de archivo de una planta de gas de Repsol - ABC

La petrolera Repsol se convierte en gasista al cumplir los 30 años

El 65% de su producción y el 75% de las reservas son de gas natural y el resto crudo

MADRIDActualizado:

El Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH) creó en noviembre de 1986, con un capital simbólico de 60.000 pesetas, Repsol S.A. como resultado de la reordenación del sector petrolero español. La actividad de este grupo público englobaba, a través de cinco filiales, la exploración, producción, transporte y refino de petróleo y gas.

Desde entonces, su principal actividad ha sido la petrolera, tanto el crudo como sus derivados. De hecho, cuenta en España con varias refinerías, alguna de las cuales, como la de Cartagena, es de las más modernas y eficientes del mundo.

Sin embargo, el gas natural ha ido teniendo una presencia cada vez más importante en su porfolio, consolidada con la adquisición de la compañía canadiense Talisman en mayo de 2015. Los principales activos gasistas de Repsol están localizados en Trinidad y Tobago, Estados Unidos, Venezuela, Indonesia, Bolivia, Canadá y Perú.

Por lo tanto, se puede decir que Repsol es ahora más un grupo gasista que petrolero, ya que el 65% de la producción total y el 75% de sus reservas es gas natural, según los datos de cierre de 2016. Durante los nueve primeros meses de 2017, la producción neta de gas fue el 63% del total de hidrocarburos (el 37% fueron líquidos).

La compañía que preside Antonio Brufau justifica esta transformación en que población mundial aumentará hasta 9.700 millones de personas en 2050 (2.700 millones más) impulsada por los países emergentes, por lo que el mundo necesitará un mayor suministro de energía para alimentar este crecimiento. Las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) le otorgan al gas natural un gran protagonismo en la transición energética, para poder llegar a un modelo que satisfaga este aumento de la demanda mundial de energía de una forma sostenible.

Transición energética

Para poder afrontar este reto, Repsol apuesta por « una transición energética hacia un futuro de bajas emisiones, en el que el petróleo seguirá teniendo un papel protagonista en la movilidad y en la industria y en el que el gas natural tendrá una participación destacada, debido a que las emisiones de CO2 asociadas suponen aproximadamente la mitad de las del carbón. El gas natural va a desempeñar un papel clave e inmediato en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, principalmente en el ámbito de la generación eléctrica», destacan en la compañía. Y subrayan que «si bien todas las fuentes de energía serán necesarias en el futuro, el gas tendrá un papel creciente y fundamental. Se trata de una de las energías más eficientes para promover una transición estructurada, encaminada a disminuir las emisiones».

La evolución de Repsol en los últimos años ha sido evidente: en 2010, las reservas probadas ascendían a 1.100 millones de barriles equivalentes de petróleo (724 millones de gas natural, el 66% del total). En 2014 (último ejercicio antes de la adquisición de Talisman) las reservas probadas ascendían a 1.539 millones de barriles (1.098 millones de gas natural, el 71% del total). Y en 2016, las reservas sumaban 2.382 millones de barriles (1.798 millones de gas natural, el 75% del total).

Trinidad y Tobado, un hito

Entre esas reservas cabe destacar a Trinidad y Tobago, donde Repsol anunció el pasado verano el hallazgo de su mayor volumen de gas de los últimos cinco años. Se trata también del mayor descubrimiento de gas en ese país en la última década. La compañía estima unos recursos de unos 2 billones de pies cúbicos de gas (2 TCF, en sus siglas en inglés), lo que equivale a dos años del consumo de gas en España. Repsol participa con un 30% en el consorcio descubridor, bpTT, mientras que el resto pertenece a BP.

Por otro lado, las autoridades de Trinidad y Tobago han autorizado el desarrollo del proyecto Angelin, en el que Repsol también tiene una participación del 30%. Su producción se estima en aproximadamente 600 millones de pies cúbicos de gas al día (109.000 barriles equivalentes de petróleo al día). La fase de perforación de este proyecto comenzará previsiblemente durante el segundo semestre de 2018, para empezar a producir en 2019. Además, en el mes de agosto se inició la producción de gas en Juniper (Trinidad y Tobago), que cuenta con unos recursos totales estimados en 1,2 billones de pies cúbicos.

Después de Estados Unidos, Trinidad y Tobago es el país más importante en términos de producción para Repsol. La compañía produjo en este país 101.887 barriles equivalentes de petróleo al día en 2016.

Megacampos Margarita y Perla

En Bolivia, uno de los países donde la compañía cuenta con mayores recursos gasísticos, la compañía reforzará su presencia en el país y además, explorará en un nuevo bloque, Iñiguazu, ubicado en el sur del país, donde se encuentran los principales campos productores de gas, como Margarita-Huacaya. En 2016, la producción neta total de gas del grupo en el país alcanzó los 2.390 millones de metros cúbicos (Mm³), fundamentalmente en el campo Margarita-Huacaya, operado por Repsol y cuya producción equivale a más de la mitad del consumo de gas de España. En la actualidad, Repsol ejecuta la tercera fase del proyecto Margarita-Huacaya, el mayor campo de la historia de Bolivia, con una capacidad actual de entrega de 19 millones de metros cúbicos diarios de gas.

En Perú, el campo Sagari fue descubierto en 2012 en una zona en la que también se ubica Kinteroni, otro relevante yacimiento de gas de Repsol y que fue uno de los cinco mayores descubrimientos del mundo en 2008.

También se pueden resaltar otros hitos, como el récord de producción de un billón de pies cúbicos de gas que se alcanzó en el campo Marcellus, en Pennsylvania (Estados Unidos), en mayo de 2016. Se trata uno de los campos de gas «shale» (esquisto) más grandes y prolíficos del mundo. Asimismo, en abril de 2016 se inició la producción en el yacimiento Perla 9, del megacampo Perla, en Venezuela, el mayor descubrimiento de gas en la historia de la compañía y el campo «offshore» (en el mar) más grande de Latinoamérica, con un volumen de gas en subsuelo cifrado en 17 billones de pies cúbicos de gas (Tcf), cantidad equivalente a 18 veces el consumo anual de gas de España.