Los pró­ximos dos años prio­ri­zará la efi­cien­cia, re­du­cirá las in­ver­siones y op­ti­mi­zará el ca­pital

Repsol afronta cinco años de ajustes para mantener el dividendo y encarar la transición

La pe­tro­lera re­ba­jará la pro­duc­ción a 650.000 ba­rriles dia­rios y se cen­trará en pro­yectos de ciclo corto

Josu Imaz, Repsol.
Josu Imaz, Repsol.

“La nueva es­tra­tegia de Repsol tendrá un alto grado de fle­xi­bi­lidad en fun­ción del es­ce­nario ma­cro­eco­nó­mi­co”. Bajo esta pre­misa, la com­pañía pe­tro­lera que pre­side Antonio Brufau se pre­para para afrontar los pró­ximos cinco años del curso ener­gé­tico. Un pe­riodo que, en pa­la­bras de su con­se­jero de­le­gado Josu Jon Imaz, arroja “mucha in­cer­ti­dum­bre” para 2021 y 2022 y “expectativas de cre­ci­miento” para los tres años si­guien­tes.

Con este escenario, la petrolera se ha marcado dos objetivos para el siguiente lustro: resistir con el cinturón apretado los dos primeros ejercicios y tomar velocidad de crucero a partir de 2023. Todo en aras de seguir distribuyendo un dividendo alto -comenzar con 0,60 euros en 2021 y llegar a 0,75 euros en 2025-, y encarar con garantías la transición energética que la descarbonización exige.

Obligada por la gravedad de la situación económica de España y el escenario macroeconómico mundial, la petrolera española ha emprendido un tortuoso camino con un cambio de estrategia en la principal pata de su negocio como es la exploración y producción (actividad upstream) y un plan de resiliencia para aguantar la mala coyuntura por la que atraviesa el petróleo. Por medio de esta vía, el grupo espera ahorrar unos 2.400 millones de euros al final del ejercicio 2020.

Eficiencia, reducir inversiones y optimizar capital

Según señala en su informe del Plan Estratégico 2021-2025, durante el primer periodo de dos años, la petrolera “priorizará medidas de eficiencia, reducirá inversiones y optimizará el capital”, al tiempo que “desarrollará proyectos para liderar la transición energética”. A partir de 2022, una vez recuperado el impacto de la crisis del Covid-19, el plan se enfoca hacia la aceleración del crecimiento.

Fruto de los bajos precios del crudo -en el entorno de los 48 dólares/barril-, de la fuerte caída de la demanda a nivel mundial y del giro que está sufriendo el sector por la huella de carbono -totalmente enfocado hacia las energías renovables y los biocombustibles-, la petrolera ha modificado ligeramente el tiro en el negocio del usptream (la exploración y producción de crudo). De los 18.300 millones de euros que Repsol invertirá los próximos cinco años, unos 5.000 millones de euros los destinará a esta actividad, equivalente al 27,32% del total de la inversión.

En la actualización del plan 2018-2020, la petrolera planteó unas inversiones de 15.000 millones de euros para los tres años de vigencia, repartidos en un 53% en el negocio del upstream y en un 45% en downstream (refino, marketing, lubricantes, trading, GLP, gas) y en activos de bajas emisiones de CO2.

La compañía barajaba en junio de 2018 cuando revisó el plan estratégico 2018-2020 una producción de crudo de hasta 750.000 barriles equivalentes de petróleo al día. La producción media para el siguiente lustro se sitúa, en cambio, en unos 650.000 barriles diarios. Con esa previsión, la presencia global de la petrolera en campos de exploración y producción de petróleo se concentrará en 14 países, con una actividad exploratoria “más eficiente y focalizada”.

Áreas geográficas rentables

Por tanto, la nueva estrategia de la empresa en el negocio de la exploración se enfocará hacia áreas geográficas clave, “priorizando el valor sobre el volumen y reduciendo las emisiones de su cartera de activos”, señala en el informe. El objetivo no es otro que concentrar la producción en áreas muy rentables de modo que permitan al grupo aumentar su aportación y generar caja positiva a pesar de “reducir la intensidad de la inversión”.

La previsión es que el negocio del upstream generará unos 4.500 millones de euros de caja libre entre 2021 y 2025, cinco veces más que en el periodo 2016-2020, con igual escenario de precios para el crudo -una media de unos 50 dólares barril-.

Por ejemplo, cinco proyectos de desarrollo como Alaska (Estados Unidos), Duvernay (Canadá). Akacias (Colombia), Sagitario y Campos 33 (Brasil), cuentan con un break even (umbral de rentabilidad) conjunto de unos 42 dólares barril. La empresa estima que el break even de caja bajará un 20%, hasta situarse por debajo de los 40 dólares/barril para el periodo del plan estratégico.

El compromiso ahora de la petrolera es desarrollar proyectos de ciclo corto, que pueden ser gestionados con “flexibilidad” y con una intensidad de capital “limitada”, que se sitúa entre las más bajas del sector, según señala la compañía. La estimación es que los proyectos que aportarán nueva producción incrementarán en más de un 20% el valor del negocio y “añadirán gran flexibilidad para adaptarse a los diferentes escenarios de precios”.

Respecto a los países que podían estar en duda por su situación política como es el caso de Libia, el consejero delegado aseguró en la rueda de prensa que el plan de la compañía no ha cambiado y que seguirán con sus proyectos en el país. “Libia está en la vía de lograr una estabilidad después de una década convulsa. Es un país en el que queremos seguir estando. A pesar de las circunstancias, ha mantenido un marco regulatorio sólido y estable”, señaló.

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