El Gobierno de Nicaragua negocia con Repsol un contrato de exploración y explotación de yacimientos petrolíferos en el mar Caribe, según ha informado un diario local, que cita a fuentes oficiales.
Según el acuerdo presidencial 140-2013, publicado en el diario oficial La Gaceta y divulgado hoy por El Nuevo Diario, de Managua, el presidente del país, Daniel Ortega, autorizó al ministro de Energía y Minas, Emilio Rappaccioli, iniciar ese proceso de negociación con la compañía Repsol Exploración S.A. La firma española abrirá el primer pozo, en agosto próximo, a una distancia de 190 kilómetros de El Bluff, en la bahía de Bluefields, en el Caribe Sur de Nicaragua, con profundidad de 3.000 metros y con una inversión de 30 millones de dólares, adelantó el funcionario, a El Nuevo Diario. Rappaccioli aseguró que Repsol "ya tiene el permiso y la autorización" de los gobiernos de las Regiones Autónomas del Atlántico Sur y Atlántico Norte (RAAS y RAAN, respectivamente) para hacer la exploración. "Hay expectativas de que la exploración salga con estudios positivos, es lo que se espera, aunque no es seguro", agregó.
El ministro nicaragüense de Energía y Minas anunció en diciembre pasado que Repsol había mostrado interés en realizar exploraciones de yacimientos petrolíferos en el mar Caribe y que, en ese momento, hacía "una exploración previa" en aguas ubicadas al este de RAAN para valorar si era factible o no continuar investigando. Esos estudios previos que realizó Repsol son superficiales y fueron para valorar algún potencial de petróleo entre 2.000 metros y 3.000 metros de profundidad, bajo el lecho marino, indicó en esa ocasión el funcionario. Rappaccioli aclaró en ese momento que, si bien Repsol no había decidido con exactitud dónde realizaría sus investigaciones más detalladas, Nicaragua no tendría inconveniente en que lo hiciera en los espacios marítimos delimitados en noviembre pasado por la Corte Internacional de Justicia (CIJ) con Colombia en el mar Caribe. En Nicaragua existen cinco proyectos de exploración de petróleo en territorio marítimo y seco de Nicaragua.
El Gobierno de Nicaragua otorgó, en abril de 2008, dos contratos de exploración y explotación de petróleo y reservas de gas natural en el mar Caribe nicaragüense a la empresa estadounidense MKJ Exploraciones Internacionales S.A., socia del consorcio Noble Energy Ltd. Esa compañía explora en dos áreas ubicadas en la plataforma marítima del Caribe nicaragüense, en el banco Tyra, a 120 kilómetros al este-sureste de Bilwi, Caribe norte, y en el banco Isabel, a 170 kilómetros al noreste de Bluefields, Caribe sur. La firma estadounidense invertirá en Nicaragua de 90 a 335 millones de dólares en la perforación de un primer pozo petrolero de exploración, el cual comenzará en agosto próximo tras haber determinado en una fase de exploración que existe un 25 % de probabilidad de hallar hidrocarburos en el Caribe nicaragüense con viabilidad comercial. Las autoridades nicaragüenses han expresado su confianza de que ese consorcio estadounidense encuentre "cantidades comerciales" de petróleo en el mar Caribe nicaragüense "para producción".
Repsol ha decidido abandonar uno de sus descubrimientos estrella en Brasil, país donde la petrolera española tiene puestas sus grandes esperanzas en el área de exploración. La compañía presidida por Antonio Brufau ha decidido no continuar con los trabajos de perforación en
el pozo Panoramix, en la Cuenca de Santos, del que esperaba obtener
378.600 metros cúbicos de gas.
Miguel Martínez, el director general económico-financiero, dijo ayer en la presentación de los resultados del primer semestre que Repsol no va a continuar con la explotación del área BM-S-48, situada a 180 kilómetros de la costa del Estado de Sao Paulo, un hallazgo descubierto en 2009 del que la española, junto con sus socios, preveía sacar 1.570 barriles por día (bpd) de gas condensado.
Sin embargo, el director general de Repsol señaló en la reunión con los analistas que hay problemas para comercializar este gas, situado en arenas a profundidades entre 4.400 y 4.500 metros. Las primeras pruebas habían indicado que el pozo tenía una capacidad de abastecimiento máxima de 850.000 m3/d de gas y 3.520 bpd de condensado, lo que confirmaba "su potencial y la importancia estratégica que el área tiene para Repsol", aseguró la empresa cuando anunció el descubrimiento.
La multinacional española era la líder del consorcio creado para la explotación, al tener el 40% del capital. Como compañeros de viaje tenía a la brasileña Petrobrás, con un 35%, a Vale, con un 12,5% y a Woodside, con otra participación similar.
El área BM-S-48, donde se localizaba Panoramix, fue adjudicada en la séptima ronda de licitaciones realizada en 2005 por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). En esa zona, Repsol tenía otros dos grandes campos de exploración, el llamado Piracucá e Iguazú, que siguen su curso, según puntualizó Martínez a preguntas de los analistas financieros.
El 'top ten' de Brufau
El desarrollo de los proyectos en aguas profundas de Brasil es uno de los 10 proyectos claves contemplados en el Plan Estratégico de Repsol 2012-2016. "El gran potencial exploratorio de la zona la ha convertido en una de las principales áreas de crecimiento del grupo en el mundo", indica la compañía, que también tiene sus esperanzas puestas en los pozos de Margarita (Bolivia), Carabobo y Cardón (Venezuela), Kinteroni (Perú), Arog (Rusia), Zona Central (Estados Unidos), Reggane (Argelia) y Lubina-Montanazo (España). Los dos más grandes son el brasileño Saphinoa y el venezolano Carabobo.
Repsol es la primera compañía extranjera de Brasil por dominio minero exploratorio off-shore en las cuencas de Santos, Campos y Espíritu Santo, con participaciones en 24 bloques, en 11 de ellos como compañía operadora. Repsol lidera junto con Petrobras la actividad exploratoria en la Cuenca de Santos, en la que se encuentran 19 de estos bloques.
El área de upstream es la división sobre la que se basa la estrategia de crecimiento de Repsol para dejar de ser una empresa refinera y convertirse en un explorador de prestigio internacional. Entre 2008 y 2011 descubrió cinco de los mayores yacimientos de gas del mundo y hasta 2016 prevé un crecimiento de la producción de crudo del 7%. En ese año, Repsol espera producir 500.000 barriles al día, con una tasa de reemplazo de las reservas del 120% y con unas inversiones anuales de 1.000 millones de dólares.
Finalmente, Repsol reconoció ayer que "tiene que pensar en profundidad" sobre su permanencia en el accionariado de Gas Natural Fenosa, donde tiene una participación del 31 %, tras la venta de sus activos de gas natural licuado (GNL), aunque ha subrayado que no tienen "prisa". El director financiero de la compañía, Miguel Martínez, apuntó ayer durante una conferencia con analistas que cualquier eventual operación "sería más fácil y más simple" si se hace "de acuerdo con La Caixa", que controla un 36 % de la compañía gasista. "La lógica de tener Gas Natural Fenosa por sinergias" en cuestiones de GNL "desaparece con venta de activos a Shell", acordada en los primeros meses de este año.
En cualquier caso, Martínez ha insistido en que no tienen prisa por cerrar una operación en ese sentido. Martínez ha señalado ante los analistas que la reforma eléctrica aprobada por el Gobierno es pasado 12 de julio impactará en sus cuentas con una reducción de ingresos de alrededor de 100 millones de euros anuales. Este impacto corresponde, por una parte, a la repercusión de su participación en Gas Natural -que prevé una reducción de ingresos de 90 millones de euros este año y 180 millones el próximo- y, por otra, a sus negocios de cogeneración.
