Repsol

Contén reservas de gas equivalentes a máis de 13 anos do consumo en España

Repsol inicia o desenvolvemento do megacampo Perla en Venezuela

Antonio Brufau asina en Caracas o contrato de subministración de gas que permitirá o desenvolvemento do proxecto de explotación das grandes reservas do campo Perla, o maior descubrimento de gas de Repsol e de América Latina, e un dos maiores do mundo
Perla foi descuberto por Repsol e Eni en 2009 no bloque Cardón IV, en augas superficiais do Golfo de Venezuela, a 50 quilómetros da costa
A produción esperada de Perla nos primeiros anos é de 300 millóns de pés cúbicos ao día de gas, que posteriormente se prevé cuadriplicar ata acadar 1.200 millóns de pés cúbicos ao día
O investimento estimado para a primeira fase do proxecto será de 1.500 millóns de dólares
Iniciada a fase de desenvolvemento, PDVSA participará cun 35% no consorcio e Repsol e Eni cun 32,5% cada un
Perla contén cinco pozos que serán postos en produción mediante plataformas e conexións submarinas para levar o gas á costa, onde será procesado e enviado á rede de distribución venezolana
Cardón IV é un dos dez proxectos de exploración e produción máis importantes no actual portafolios de negocios de Repsol
Antonio Brufau: "Sentímonos moi satisfeitos, xa que o inicio da produción das grandes reservas de gas de Perla marca un fito na historia da nosa compañía en canto a incorporación de recursos, e tamén na historia enerxética de Venezuela"

Nota de Prensa

23 de decembro de 2011 18:30 CET

O presidente de Repsol, Antonio Brufau, o presidente de Eni, Paolo Scaroni, e o ministro do Poder Popular de Petróleo e Minaría de Venezuela, Rafael Ramírez, asinaron hoxe en Caracas o contrato de subministración de gas natural que permitirá o desenvolvemento do proxecto de explotación das grandes reservas do campo Perla.

O megacampo Perla contén preto de 17 billóns de pés cúbicos (TCF nas súas siglas en inglés) de gas in situ, equivalentes a 3.000 millóns de barrís de petróleo, aproximadamente. Descuberto por Repsol e Eni en 2009 no bloque Cardón IV, está situado en augas superficiais do Golfo de Venezuela a 50 quilómetros da costa. Dende entón, perforáronse un total de cinco pozos, que agora poñeránse en produción mediante plataformas e conexións submarinas que levarán o gas á costa para ser procesado e enviado á rede de distribución de gas venezolana.

O proxecto desenvolverase por fases, cun investimento estimado na primeira delas de 1.500 millóns de dólares, incluíndo a fase de exploración e avaliación na que se espera producir 300 millóns de pés cúbicos ao día de gas. Nas dúas seguintes fases espérase cuadriplicar a produción ata os 1.200 millóns de pés cúbicos ao día de gas, volume que se mantería ata o final do contrato en 2036.

O Contrato de Suministro asinado ata 2036 prevé un compromiso recíproco de entrega e adquisición de máis de 8,7 TCF de gas natural: será unha das fontes de abastecemento da demanda interna de gas de Venezuela, que se prevé que creza co consumo doméstico, industrial, petroquímico e de xeración eléctrica nos próximos anos. Dada a súa gran dimensión, o campo Perla ofrece ademais posibilidades de exportación de gas natural, que Repsol e Eni analizarán con PDVSA e o Ministerio do Poder Popular de Petróleo e Minaría.

A licenza do bloque Cardón IV foi adxudicada a Repsol e Eni ao 50%. A compañía estatal de petróleos de Venezuela, PDVSA, poderá participar cun 35% no desenvolvemento do proxecto, co que Repsol e Eni terían unha participación de ata o 32,5% cada unha.

Repsol en Venezuela

Repsol está presente no sector de petróleo e gas de Venezuela dende 1993, cunha produción neta media en 2011 de 42.300 barrís equivalentes de petróleo por día.

Participa no megaproxecto da empresa mixta Petrocarabobo, que consiste no desenvolvemento, conxuntamente con PDVSA, das reservas de cru pesado das áreas Carabobo 1 Norte e Carabobo 1 Centro, situadas na Faixa Petrolífera do Orinoco. Esta zona é unha das que contan con maiores reservas de hidrocarburos sen desenvolver do mundo. O bloque Carabobo está situado na zona este da faixa venezolana, que segundo o US Geological Survey, podería ter un volume recuperábel de ata 513.000 millóns de barrís de cru pesado.

En Carabobo 1 acadarase unha produción total de 400.000 barrís por día de cru sintético de calidade mellorada durante un período de 40 anos e inclúe a construción dun mellorador de cru pesado con capacidade para procesar 200.000 barrís de petróleo/día. Parte do cru pesado deste proxecto destinarase ás refinarías españolas de Repsol, o que permitirá sacar partido á aposta da compañía polo uso de avanzadas técnicas de conversión profunda nas súas instalacións.

Adicionalmente, Repsol incorporouse en 2010 ao proxecto en produción Barúa Motatán, localizado na conca do lago de Maracaibo. O operador é a empresa mixta Petroquiriquire, S.A., na que Repsol ten unha participación do 40%.

Mapa de localización

Este documento non constitúe unha oferta ou convite para adquirir ou subscribir accións, de acordo co establecido na Lei 24/1988, do 28 de xullo, do Mercado de Valores e na súa normativa de desenvolvemento. Así mesmo, este documento non constitúe unha oferta de compra, de venda ou de troco nin unha solicitude dunha oferta de compra, de venda ou de troco de títulos valores en ningunha outra xurisdición.

Este documento contén información e afirmacións ou declaracións que constitúen estimacións ou proxeccións de futuro sobre Repsol YPF. As devanditas estimacións ou proxeccións poden incluír declaracións sobre plans, obxectivos e expectativas actuais, incluíndo declaracións en relación con tendencias que afecten á situación financeira de Repsol YPF, ratios financeiros, resultados operativos, negocios, estratexia, concentración xeográfica, volumes de produción e reservas, gastos de capital, aforros de custos, investimentos e políticas de dividendos.

As devanditas estimacións ou proxeccións poden incluír tamén asuncións sobre futuras condicións de tipo económico ou de calquera outro tipo, tales como os futuros prezos do cru ou outros prezos, marxes de refinamento ou mercadotecnia e tipos de cambio. As estimacións ou proxeccións de futuro identifícanse xeralmente polo uso de termos como "espera", "anticipa", "prognostica", "cre", "estima", "aprecia" e expresións similares. As devanditas declaracións non constitúen garantías dun futuro cumprimento, prezos, marxes, tipos de cambio ou de calquera outro suceso, e encóntranse suxeitas a riscos significativos, incertezas, cambios e outros factores que poden estar fóra do control de Repsol YPF ou que poden ser difíciles de prever. Entre tales riscos e incertezas están aqueles factores identificados nos documentos rexistrados por Repsol YPF e as súas filiais na Comisión Nacional do Mercado de Valores en España, na Comisión Nacional de Valores en Arxentina, na Securities and Exchange Commission dos Estados Unidos de América e no resto de autoridades supervisoras dos mercados nos que se negocian os valores emitidos por Repsol YPF e/ou as súas filiais.

Agás na medida que o requira a lei aplicable, Repsol YPF non asume ningunha obriga -aínda cando se publiquen novos datos ou se produzan novos feitos- de informar publicamente da actualización ou revisión destas manifestacións de futuro.

A información incluída neste documento non foi verificada nin revisada polos auditores externos de Repsol YPF.

Os recursos mencionados non constitúen ata o momento reservas probadas e serán recoñecidos baixo o devandito concepto cando cumpran cos criterios formais esixidos pola Securities and Exchange Commission.