Repsol puja por nuevas áreas de exploración en el Mar del Norte noruego

Repsol vuelve a competir por terreno exploratorio en aguas noruegas. La compañía española figura entre la veintena de grupos petroleros que han solicitado nuevas licencias de producción en la ronda anual que convoca el Gobierno de Noruega, según la documentación consultada por La Información, el área económica de 20minutos. La decisión llega pocos meses después de que la petrolera se hiciera con dos permisos en la convocatoria anterior.

Qué se está repartiendo

Las licencias que adjudica Noruega otorgan a su titular el derecho exclusivo a explorar, perforar y extraer hidrocarburos dentro de un área geográfica delimitada. Es decir, no garantizan que haya petróleo o gas: dan acceso al subsuelo y obligan a un plan de trabajo. La convocatoria en curso pone sobre la mesa 70 bloques, repartidos entre el Mar de Barents (38), el Mar de Noruega (10) y el Mar del Norte (22). En la edición anterior se adjudicaron 57 permisos.

El listado de aspirantes reúne a buena parte de las grandes del sector: la británica Shell —que regresa tras no concurrir el año pasado—, la estadounidense ConocoPhillips, la francesa TotalEnergies y los pesos pesados locales Equinor, Aker BP y Vår Energi. También se han presentado la austriaca OMV, la polaca Orlen y las japonesas Japex e Idemitsu. En total, según el propio ministerio noruego, han solicitado licencias 21 empresas.

El precedente de Repsol: dos permisos y el papel de operador

En la última adjudicación, la compañía que dirige Josu Jon Imaz obtuvo dos licencias de exploración y, en ambos casos, la condición de operador. Esa figura es relevante desde el punto de vista industrial: el operador es quien dirige los trabajos de exploración y perforación en el área, coordina a los socios del consorcio y asume la gestión técnica del proyecto, frente a los socios que solo participan con un porcentaje del capital.

Noruega es uno de los mercados tradicionales de la división de exploración y producción de Repsol, junto con Estados Unidos, América Latina y el norte de África. La plataforma continental noruega ofrece un marco regulatorio estable y una red de infraestructuras muy desarrollada, dos factores que pesan cuando se evalúa si un hallazgo pequeño resulta o no viable.

Cómo se decide y cuándo

Las autoridades noruegas examinan ahora las propuestas recibidas. Según explica el ministerio, la evaluación atiende al conocimiento geológico que aporta cada compañía, a los planes de exploración presentados para las áreas solicitadas y a la experiencia técnica y la capacidad financiera de los candidatos. El proceso concluirá a comienzos de 2027, cuando está previsto que se anuncien los permisos finalmente adjudicados.

El ministro de Energía noruego, Terje Aasland, valoró el número de solicitudes en un comunicado oficial: "Resulta muy alentador constatar la gran confianza que las empresas depositan en las oportunidades para realizar nuevos descubrimientos". Aasland añadió que "la exploración continua y los nuevos descubrimientos son cruciales para que Noruega siga siendo un proveedor estable de petróleo y gas" y vinculó la actividad del sector con el empleo, la financiación del estado del bienestar y la seguridad energética europea.

Yacimientos cada vez más pequeños

Las propias actas del ministerio reconocen que el tamaño medio de los descubrimientos en estas zonas maduras está disminuyendo. Tras más de cinco décadas de exploración, el sistema de concesiones cubre ya buena parte de las áreas accesibles del offshore noruego, por lo que el foco se desplaza hacia hallazgos pequeños que difícilmente justificarían por sí solos un proyecto de desarrollo, pero que pueden resultar rentables si se integran con otros descubrimientos o se conectan a instalaciones ya existentes.

Esa lógica explica el formato de las rondas anuales en áreas predefinidas: dar a las petroleras acceso recurrente a nuevo terreno para sostener la actividad y evitar una caída brusca de la producción. Noruega es hoy el principal proveedor de gas por tubería de la Unión Europea, un papel que ganó peso tras la reducción de los flujos rusos y que ha reforzado el interés político del país en mantener viva la exploración.

Para Repsol, la operación se enmarca en su estrategia de reponer reservas en geografías consideradas de bajo riesgo político. La compañía combina esa actividad de upstream —exploración y producción— con sus inversiones en renovables y combustibles bajos en carbono, un equilibrio que también marca la agenda de las grandes operaciones en el sector energético español.