Según informa la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), el recorte se explica por la ausencia de plusvalías, como la proveniente de la venta en 2018 de su participación en Naturgy (344 millones), y la menor valoración de los inventarios de hidrocarburos debido a la caída de los precios del crudo, que tienen un efecto comparativo negativo de 329 millones.

En lo que respecta a las materias primas, el crudo Brent se negoció a una media de 64,6 dólares por barril entre enero y septiembre, con un descenso superior al 10% respecto a la cotización media del mismo periodo de 2018. El crudo WTI tuvo un precio medio un 15% más bajo, 57,1 dólares por barril, mientras que el gas Henry Hub se situó en una media de 2,7 dólares por MBtu, con un descenso del 7% respecto a los nueve primeros meses de 2018.

De hecho, el beneficio neto ajustado, que mide específicamente la marcha de los negocios de la compañía, se redujo mucho menos y se situó en 1.637 millones de euros, un 4,8% inferior que los 1.720 millones logrados entre enero y septiembre de 2018.

En este contexto, la compañía ha continuado generando valor y ha incrementado su flujo de caja operativo en un 22% durante el año, hasta los 4.074 millones de euros. El negocio de Upstream (Exploración y Producción) logró en los nueve primeros meses del año un resultado de 864 millones de euros, cifra un 14,9% más baja que la del año pasado. Estuvo influido por los menores precios del crudo y del gas, y por las paradas de producción en Libia.

La producción media de los primeros nueve meses del año se situó en 702.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bep/d), frente a los 713.000 bep/d del mismo periodo del año anterior. Esta menor producción se explica, principalmente, por las interrupciones temporales de la actividad en Libia, los trabajos de mantenimiento en Trinidad y Tobago, la desinversión en Midcontinent (Estados Unidos) y el vencimiento de la licencia Jambi Merang (Indonesia).

Durante el periodo, la compañía obtuvo nuevos barriles de producción provenientes de la conexión de pozos en Marcellus e Eagle Ford (Estados Unidos), Duvernay (Canadá) y Akacias (Colombia), así como de la adquisición de Mikkel y Visund (Noruega).

A esto se añadió el inicio de la producción en Buckskin, un relevante proyecto localizado en el Golfo de México estadounidense y que en su fase inicial ha alcanzado un volumen de 30.000 barriles de petróleo al día.

En cuanto a la actividad exploratoria, Repsol realizó 17 pozos en los primeros nueve meses del año, nueve de ellos positivos y otros tres, todavía en evaluación. Destaca el descubrimiento realizado en el bloque Sakakemang, en Indonesia, considerado el mayor en tierra del mundo de lo que llevamos de año.

Por su parte, el negocio de Downstream (Refino, Química, Movilidad, Lubricantes, GLP, Trading, Mayorista de Gas, y Repsol Electricidad y Gas) obtuvo un resultado de 1.087 millones de euros, en línea con los 1.098 millones que registró entre enero y septiembre del año anterior.

Las áreas de Química, Perú, Trading y Movilidad tuvieron un comportamiento más positivo, mientras que la actividad de refino se vio influida por un entorno internacional adverso. La compañía avanzó también en sus objetivos de comercialización de electricidad y gas, donde cuenta ya con más de 965.000 clientes.