Repsol refuerza su presencia en Argelia. La compañía española ha cerrado este mes de octubre la compra de un 6,75% de participación adicional en el yacimiento de Reggane Nord mientras que Wintershal se quedará con el otro 4,5% que tenía Edison en una operación que está valorada en más de 100 millones de euros.
La compra, que ha tardado más de un año en cerrarse, se enmarca dentro de la estrategia de la compañía de buscar oportunidades para aumentar su participación en los suministros de gas hacia Europa. De esta manera, el yacimiento de Reggane Nord queda participado de la siguiente forma: Repsol 36%, Sonatrach 40% y Wintershal Dea con un 24%.
El proyecto de Reggane Nord está compuesto por seis campos de gas (Azrafil Sud-Est, Kahlouche, Kahlouche Sud, Tiouliline, Sali y Reggane) y se estima que su producción se extenderá hasta 2041.
Reganne Nord incluye además una planta de procesamiento para el gas extraído desde los seis campos existentes. Para la puesta en marcha de este yacimiento en 2017 se necesitó también construir 209 km de colectores de gas, más de 160 km de carreteras y un ducto de 74 km para conectar Reggane Nord con las instalaciones de exportación del país.
Actualmente, Reganne Nord consta de 19 pozos productivos que producen 2.800 millones de metros cúbicos de gas al año, y que se venden en su totalidad a Sonatrach en base a un contrato a largo plazo.
Repsol cuenta en Argelia con bloques en producción (Tin-Fouye Tabankort, Menzel Ledjmat North, El Merk, Ourhoud, Sureste Illizi y el propio Reganne Nord.
El área de Exploración y Producción alcanzó una producción de 600 kbep/d en los primeros nueve meses de 2023, 51 kbep/d superior a la del mismo periodo de 2022 como consecuencia de la conexión de nuevos pozos en los activos no convencionales de Marcellus y Eagle Ford (Estados Unidos), la adquisición de los activos de Inpex en Eagle Ford (Estados Unidos), una menor actividad de mantenimiento en Perú, la ausencia de paradas por fuerza mayor en Libia, la mayor demanda de gas en Venezuela y la mayor producción en YME (Noruega).
Estos incrementos fueron parcialmente compensados por la venta de activos en Chauvin, Duvernay y Montney en Canadá, así como las actividades de mantenimiento llevadas a cabo en Trinidad y Tobago, Brasil e Indonesia así como el declino natural de los campos.
Durante los primeros nueve meses de 2023, la petrolera ha llevado a cabo un pozo exploratorio, Tinamú-1 en Colombia, y un pozo appraisal, Blacktip-2 ST1 en los Estados Unidos, que fueron declarados positivos. Tres pozos exploratorios, Leyenda-1, Kimera-1 y Magnus-1, en Colombia, que se encuentran todavía bajo evaluación.
Al final de los primeros nueve meses de 2023, un pozo appraisal, Sagitario-2 App, en Brasil y un pozo exploratorio, Mollerussa-1, en los Estados Unidos se encontraban en progreso. Pese a todos estos avances, los costes exploratorios durante los primeros nueve meses de 2023 ascendieron a 68 millones€, un 74% inferior a los del mismo periodo de 2022.