13 Ago 2018

EL ECONOMISTA, 13 Agosto 2018. Repsol está aplicando desde inicios de año un nuevo sistema para calcular el valor y la amortización de sus reservas de hidrocarburos -sobre todo el de los recursos no convencionales en EEUU-, considerando todo el petróleo y el gas que espera extraer con las inversiones realizadas. La compañía, que obtuvo la aprobación para la modificación de sus auditores actuales, PwC, y de los anteriores, Deloitte, ya se ha anotado 165 millones de euros hasta el primer semestre, que rondarán los 300 millones a finales de año.

Cuando Repsol compró Talisman en 2015 las reservas de hidrocarburos de esta compañía no estaban del todo claras; por ejemplo, el megacampo de Duvernay, en Canadá, que se empezará a explotar el año que viene, estaba sin delimitar. Y, en todo caso, el valor de estas reservas se ha incrementado al aplicarles las métricas operativas de Repsol: en el Reino Unido, desde 2014, el coste de extracción del barril ha bajado un 63% y la producción, que declinaba, ha subido un 60%.

Así, tras culminar el análisis de los recursos petrolíferos en su actual cartera y analizar el comportamiento de estos activos, la multinacional presidida por Antonio Brufau ha empezado a aplicar los criterios del sistema SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System, y ha convertido reservas probables en reservas probadas.

En la jerga petrolera se considera que son reservas probadas aquellas que, con la información disponible en la actualidad, pueden ser explotadas con una probabilidad superior al 90%. Y se denomina reservas probables las que tienen una menor perspectiva de éxito, del 50 por ciento. O sea, que ahora la petrolera calcula, con los nuevos criterios, que extraerá más hidrocarburos de los yacimientos y eso provoca un efecto contable positivo: durante el primer semestre fue mixto, con pérdidas de 26 millones y ganancias de 85 millones, que en el segundo semestre se han convertido en 165 millones.

Depende de la explotación

El valor contable de las reservas de hidrocarburos se revisa cada ejercicio -con los correspondientes test de deterioro- y la petrolera indica que el impacto futuro de este efecto, de la distribución temporal de las amortizaciones, dependerá del comportamiento de la producción y de la operación, en función de los activos que explote.

Repsol añade que la mayoría del efecto se deriva de la explotación de los recursos no convencionales de EEUU. A diferencia de los hidrocarburos convencionales, aquellos -shale en inglés- pueden ponerse en producción muy rápidamente, por lo que no es posible predecir su impacto económico futuro.

No obstante, la compañía dirigida por Josu Jon Imaz no prevé grandes cambios durante la segunda parte del año, que cerrará con un volumen de extracción de 715.000 a 720.000 barriles diarios, frente a los 700.000 barriles que obtuvo en 2017, ejercicio en el que el 22% de la producción fue shale.

Así, otras fuentes apuntan que, a menos que suceda algo extraño, la firma debería anotarse un valor de amortización equivalente al del primer semestre, aunque quizá un poco más pequeño, porque habitualmente desciende la demanda global de gas en la segunda mitad del año.

2.400 millones de inversión

Con vistas a futuro, el nuevo Plan Estratégico de Repsol, presentado el pasado mes de junio, indica que entre 2018 y 2020 destinará el 30% de la inversión en exploración y desarrollo -unos 8.000 millones- a los activos shale de yacimientos como Marcellus, Eagleford o Duvernay, todos ellos en norteamérica. De hecho, estos hidrocarburos deben aportarle la mayoría del incremento de producción que augura para alcanzar el objetivo de 750.000 barriles diarios en 2022.

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