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10 grandes petroleras, entre ellas Repsol, invertirán 900 millones de euros en la próxima década para reducir emisiones

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EFE / Servimedia.– La Oil and Gas Climate Initiative (OGCI), de la que forman parte 10 grandes petroleras, entre ellas Repsol, invertirá 1.000 millones de dólares (900 millones de euros) en los próximos 10 años para desarrollar tecnologías que permitan reducir las emisiones y acelerar su implantación comercial. El fondo OGCI Climate Investments buscará implantar nuevas tecnologías desarrolladas por las compañías que integran la organización o por otras, indicó OGCI. Además, identificará proyectos encaminados a disminuir la energía utilizada en el transporte y la industria.

Los consejeros delegados de las 10 compañías han subrayado en una declaración conjunta que la creación del fondo OGCI CI muestra su «determinación colectiva de proporcionar tecnología a gran escala que permita dar un salto cualitativo en la lucha contra el cambio climático». OGCI CI buscará así que la reducción de emisiones se multiplique al aplicarse a otras industrias, trabajando con otras iniciativas similares de diferentes grupos de interés y sectores. «Estamos comprometidos personalmente para asegurar que, trabajando con otros actores, nuestras compañías jugarán un papel clave en la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, proporcionando al mismo tiempo la energía que el mundo necesita», añade la declaración.

Almacenamiento de carbono, reducir emisiones

Tras un debate con distintos grupos de interés y un trabajo técnico, la OGCI identificó dos áreas iníciales en las que enfocar su tarea: acelerar el desarrollo de la captura, uso y almacenamiento de carbono, y reducir las emisiones de metano de la industria del petróleo y el gas para maximizar los beneficios del gas natural en la lucha contra el cambio climático. El fondo abordará también inversiones que apoyen la mejora de la eficiencia en industrias intensivas en el uso de la energía. Además, trabajará con los fabricantes para mejorar la eficiencia energética en todos los modos de transporte.

La organización anunciará próximamente el nombramiento de un consejero delegado y un equipo de gestión para el fondo OGCI. Los miembros de la OGCI son Repsol, BP, CNPC, ENI, Pemex, Reliance Industries, Royal Dutch Shell, Saudi Aramco, Statoil y Total, empresas que representan una quinta parte de la producción mundial de petróleo y gas. La organización fue creada tras la reunión anual del World Economic Forum de 2014 y se lanzó oficialmente en la Cumbre sobre el Clima de la ONU, en septiembre de 2014.

La italiana Eni pierde 1.242 millones de euros en el primer semestre del año

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EFE.- La petrolera italiana Eni registró una pérdida neta de 1.242 millones de euros en el primer semestre de 2016 frente a los 735 millones de beneficios que obtuvo en el mismo periodo del año precedente, según comunicó la sociedad. El resultado operativo ajustado fue de 771 millones de euros, lo que implica una contracción si se compara con los 3.086 millones de hace un año, en un contexto caracterizado por la debilidad del precio del petróleo.

En cuanto al segundo trimestre del año, Eni registró unas pérdidas de 446 millones de euros, mayores que las de hace un año, de 97 millones de euros, pero inferiores a las de los tres primeros meses del 2016, cuando alcanzaron los 796 millones. En el primer semestre del 2016, Eni registró un flujo de caja neto de la actividad operativa de 3.100 millones de euros, también en caída si se compara con los 6.554 millones registrados en términos interanuales.

La petrolera alcanzó una producción de 1.734 millones de barriles, un 0,5% más que hace un año. En este sentido, la compañía confirmó como estables las líneas trazadas a nivel productivo para este año, a pesar de la paralización de la central de Val d’Agri (Italia). Eni remarca que en lo que va de año se han producido 5 «comienzos relevantes de producción», entre ellos el de Goliat (mar de Barents). La sociedad confirmó proyectos de desarrollo en curso que permitirán un incremento productivo superior al 5% en el 2017.

El consejero delegado de Eni, Claudio Descalzi, afirmó que «en 2016, en un mercado débil pero con unos primeros síntomas de recuperación», la compañía «consigue resultados relevantes». Destacó que «la producción de hidrocarburos supera las expectativas», lo que en su opinión «compensa el bloqueo de las actividades en Val d’Agri y las interrupciones de producción en Nigeria». Descalzi refirió que Eni mantiene «una estructura patrimonial muy sólida a partir de un Brent por encima de 50 dólares por barril», por lo que propuso un dividendo de 0,40 euros por barril.

La portuguesa Galp gana 247 millones de euros hasta junio, un 20% menos, y suspende las prospecciones en el Alentejo

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EFE.- La petrolera lusa Galp anunció la suspensión de la búsqueda de petróleo que iba realizar junto a la italiana Eni en la cuenca del Alentejo (Portugal) al alegar cambios contractuales. Por otro lado, Galp obtuvo un beneficio neto de 247 millones de euros en el primer semestre, lo que supone un descenso del 20% respecto al mismo período del 2015.

Según explicó Galp a la Comisión del Mercado de Valores lusa (CMVM), sus resultados se vieron perjudicados por la fuerte caída del precio del petróleo, que no pudo ser compensada por el aumento de la producción. En concreto, la producción total de petróleo y gas ascendió a 55.500 barriles de petróleo por día, un 30% más que en el primer semestre de 2015. Por el contrario, disminuyeron las ventas de gas natural, hasta los 3.454 millones de metros cúbicos, un 15% menos debido esencialmente a la caída de los volúmenes vendidos en los mercados internacionales.

Los márgenes de refino de la compañía, la diferencia entre el valor del crudo y los ingresos generados por su venta en productos como la gasolina o el gasóleo, también se redujeron y pasaron de 6,6 dólares por barril a 4,3 dólares. De hecho, el ebitda (resultado bruto de explotación) se contrajo un 23%, hasta los 631 millones de euros.

La inversión de Galp en el primer semestre ascendió a 630 millones de euros, de los que un 89% se dedicó a la rama de exploración y producción, y la deuda líquida se situó en los 1.891 millones de euros. La petrolera, que cuenta con una red de más de 1.400 estaciones de servicio en la Península, es una de las mayores compañías de Portugal.

Suspende las prospecciones del Alentejo

El presidente de Galp, Carlos Gomes da Silva, justificó la suspensión de la búsqueda de petróleo que iba realizar junto a la italiana Eni en la cuenca del Alentejo (Portugal) debido a la decisión de la Dirección General de Recursos Naturales, Seguridad y Servicios Marítimos (DGRM), que resolvió prorrogar 30 días la consulta pública abierta sobre la concesión hasta el próximo 3 de agosto. «Se perdió la oportunidad. Veremos si el próximo año hay inversión, si tenemos condiciones, si vale la pena», apuntó Gomes da Silva, quien reconoció que han tenido costes por los preparativos.

Las exploraciones se sitúan a 46,5 kilómetros de Aljezur (un punto turístico del Alentejo) con una profundidad de 1.070 metros. En caso de que las prospecciones fuesen fructíferas, Galp, que invirtió al menos 70 millones de euros en análisis sísmicos y estudios de campo, había acordado quedarse con un 30% del crudo extraído, mientras que a Eni le correspondería el 70%. Son varios los tramos de costa portuguesa que están en vías de explorar por consorcios energéticos. El del Algarve, que corresponde a la portuguesa Partex y la española Repsol, ha suscitado protestas de grupos medioambientales contrarios a las prospecciones.

Standard & Poors amenaza con bajar la nota a 5 petroleras europeas, entre ellas Repsol

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EFE.- La agencia de calificación crediticia Standard & Poors (S&P) colocó en revisión negativa a las petroleras europeas Repsol, BP, Eni, Statoil y Total y rebajó un peldaño la nota de la deuda de Royal Dutch Shell, a causa de la caída del precio del petróleo.

Según comunicó la agencia, tras revisar sus previsiones sobre el precio del Brent, decidió modificar la perspectiva de Repsol, aunque le mantiene la nota en BBB- (aprobado bajo). No obstante, la agencia indica que Repsol podría seguir con la misma calificación si mantiene el nivel de determinados ratios, al tiempo que anuncia que se reunirá con la dirección de la petrolera para evaluar la situación del grupo una vez adquirida Talisman. Asimismo, también indica que los negocios de refino y comercialización (downstream) pueden compensar la presión sobre los de exploración y producción (upstream), muy afectados por el desplome del crudo.

S&P revisó su escenario de precios y cree que el barril Brent estará en torno a 40 dólares este año, 45 dólares en 2017 y 50 dólares de 2018 en adelante, por lo que cree que las principales empresas de petróleo y gas estarán «probablemente» por debajo de su calificación actual. En la misma línea que Repsol, S&P espera además que BP, Eni, Statoil y Total puedan asumir en sus negocios el impacto del bajo precio del crudo. S&P esperará a la presentación de resultados de 2015 de las cinco compañías para tomar una decisión.

La agencia indica que «no descarta completamente» una rebaja de dos escalones a la multinacional británica BP, ya que cree que sus indicadores financieros no van a mejorar durante los dos próximos años como preveían. De la francesa Total, S&P subraya que debido a su apalancamiento financiero de es poco probable que su nota mejore en los dos próximos años, aunque reconoce los pasos que está dando para solucionar dicha situación. Respecto a la italiana Eni y la noruega Statoil, la agencia indica que la actual coyuntura de precios podría implicar una bajada de un escalón en su calificación crediticia.

En cuanto a la angloholandesa Royal Dutch Shell, S&P rebajó la nota de su deuda a largo plazo de sobresaliente bajo (AA-) a notable alto (A+) con perspectiva negativa ante el nuevo escenario de precios. La bajada refleja los peores pronósticos respecto a la deuda de la petrolera para los próximos tres años, sobre todo para 2016 y 2017, en los que según explica S&P debería tener una calificación aún más baja. No obstante, la agencia valora para otorgarle el notable alto ya que es una petrolera muy grande, con una base de activos diversificados y de muy largo plazo.

La perspectiva negativa refleja la opinión de S&P de que la adquisición de BG supondrá una carga adicional de deuda para Shell así como un elemento más de incertidumbre futura. Sobre este impacto S&P prevé pronunciarse en junio. Una de las razones para adquirir BG, fue la idea de Shell de expandir el negocio de gas licuado (GNL), un sector que en los próximos años necesitará un crecimiento significativo de la demanda dado el aumento de capacidad mundial de GNL, y su negocio en Brasil, donde la producción en zonas marinas tiene un coste alto.

Fitch advierte de que un barril de petróleo a menos de 30 dólares «no es sostenible»

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Europa Press.- Un barril de petróleo a un precio inferior a los 30 dólares «no es sostenible», advierte la agencia de calificación crediticia Fitch, que considera que por debajo de este umbral de 30 dólares numerosos proyectos dejarán de ser rentables al no cubrir sus costes operativos y echarán el cierre.

No obstante, el precio medio del barril de petróleo manejado por Fitch se sitúa este año en 45 dólares, casi un 50% por encima de la cotización actual, mientras que para 2017 espera un precio de 55 dólares y para 2018 de 60 dólares. Asimismo, para examinar a las grandes petroleras considera un escenario menos optimista, con un barril de petróleo a 45 dólares en 2016, 50 dólares en 2017 y 55 dólares en 2018.

A este respecto, Fitch señala que la española Repsol, la francesa Total, la angloholandesa Shell, la italiana Eni y la austriaca OMV, cuentan con unas previsiones de ratio de endeudamiento a 2017 por encima del nivel correspondiente a sus actuales ratings, aunque Fitch asegura que no contempla la rebaja de un rating por el incumplimiento temporal de este parámetro. De hecho, la agencia recuerda que las petroleras anunciaron agresivos planes de reducción de sus gastos de capital que podrían incrementarse.

Así, los analistas de Fitch apuntan a la angloholandesa Shell como la petrolera que mayor esfuerzo debería hacer para conservar su rating (AA/vigilancia negativa), incluyendo una reducción del 49% de su gasto discrecional en caso de no llevar a cabo desinversiones. Además, la agencia estima que, en ausencia de desinversiones, la francesa Total debería reducir sus gastos discrecionales un 44% para mantener su nota AA-/estable, mientras la española Repsol debería reducir este gasto un 37% para mantener su rating BBB/estable.

La OPEP llama al resto de productores a colaborar para reducir la producción

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EFE.- Después de una jornada en la que el crudo Brent se mantiene por encima de los 30 dólares, cayendo un 5,22%, hasta 30,5 dólares, y con el precio del barril de la OPEP impulsado por la subida del pasado viernes del 11,4%, hasta los 25,5 dólares, su precio más alto de los últimos 10 días, el secretario general de la OPEP, Abdalá El-Badri, hizo un llamamiento a los países productores externos al cártel a colaborar para reducir el exceso de oferta, que desplomó los precios un 70%.

«Es cierto que la OPEP ha contribuido algo al aumento de la producción, pero la mayoría de ese volumen proviene de otros países», dijo el secretario general de la organización, que desde 2012 ha mantenido invariable su techo de producción oficial en 30 millones de barriles diarios (mbd). El-Badri, antiguo ministro de Petróleo libio, afirmó que entre 2008 y 2014 la producción externa a la OPEP aumentó en 6,29 millones de barriles diarios, en gran medida por el incremento de extracciones en Estados Unidos, mientras que el bombeo de la organización decreció en cambio en 0,31 mbd en ese periodo.

Los precios del crudo caen de forma sostenida desde julio de 2014 y alcanzaron la semana pasada niveles no vistos desde 2003, descenso que los analistas atribuyen al pulso entre la OPEP, liderada por Arabia Saudí y sus socios del Golfo, y la naciente industria del esquisto en Estados Unidos, que amenaza con hacerse con parte la cuota de mercado de los productores tradicionales. El secretario general de la OPEP indicó que resulta «vital» recuperar el equilibrio entre la oferta y la demanda para no comprometer la rentabilidad del sector.

El mercado comenzará a corregirse

«Con los precios actuales, no es viable toda la inversión necesaria para el futuro. Los precios extremos, ya sean demasiado altos o demasiado bajos, no benefician a los intereses ni de los productores ni de los consumidores», sostuvo el secretario general de la OPEP, quien cree que la brecha entre la oferta y la demanda «comenzará a corregirse» este año.

Algunos de los miembros menos opulentos de la organización, como Venezuela y Nigeria, cuyas economías están sufriendo especialmente a causa de los bajos precios, han reclamado en los últimos días una reunión extraordinaria del cártel para tratar de acordar una rebaja en el objetivo común de producción. El grupo, en el que Riad y sus socios tienen especial peso en la toma de decisiones y capacidad económica suficiente para mantener un pulso que está dañando a la industria estadounidense, optó hasta ahora por defender su cuota de mercado antes que el nivel de los precios.

A pesar de los llamamientos de la organización para reconsiderar esa estrategia, El-Badri sostuvo que la asfixia de los mercados por el exceso de bombeo «es un asunto que los productores de la OPEP y de fuera de la OPEP deben abordar juntos». «Todos los grandes productores deben sentarse y llegar a una solución«, dijo El-Badri, que cree que ya se han visto «signos» de que el mercado puede «comenzar a equilibrarse» este año. «Las fuerzas del mercado, junto con la cooperación entre los productores, devolverán la estabilidad», auguró El-Badri.

Recortes en producción no OPEP

A ese respecto, la propia OPEP informó en su último informe mensual de que el nivel de producción de sus competidores se reducirá durante 2016 por primera vez en 7 años, situación que, según los analistas, podría llevar a una recuperación de los precios en el segundo semestre. La organización recortó en noviembre en 210.000 barriles diarios su producción conjunta, que fue en diciembre del año pasado de 32,18 mbd, por encima de su límite oficial. Según los datos del grupo, la OPEP aumentó en 2015 su producción en 1,07 millones de barriles diarios, mientras que el bombeo de los países externos a la organización ascendió en 1,24 millones de barriles diarios el último año.

En el mismo acto, el consejero delegado de la petrolera italiana Eni, Claudio Descalzi, sostuvo que la volatilidad actual de los precios está dominada por «la visión a corto plazo» de los mercados, si bien consideró que a largo plazo se recuperarán los «precios realistas para el petróleo y el gas». «La producción todavía excede a la demanda en 1,5 millones de barriles diarios, principalmente debido a los incrementos en Arabia Saudí e Iraq», sostuvo Descalzi, quien advirtió de que, «si esta situación persiste, el sector energético quedará extremadamente dañado».

Las petroleras europeas caen ante el desplome del crudo mientras Arabia Saudí se plantea sacar Aramco a Bolsa

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EFE / Europa Press.- Arabia Saudí se plantea sacar a Bolsa la petrolera estatal Aramco mediante una oferta pública de venta de acciones (OPV), ante la fuerte caída del precio del crudo que ha llevado a las autoridades saudíes a situar entre sus objetivos a largo plazo conseguir una menor dependencia de los ingresos provenientes del oro negro. Por su parte, las grandes petroleras europeas cotizadas sufrieron un nuevo castigo en Bolsa, con caídas que durante la sesión han llegado a superar el 5%.

No obstante, a cierre de mercado las principales compañías petroleras del continente lograron recuperar parte del terreno perdido. A cierre de mercado, la mayor caída la protagonizó Repsol, con un descenso del 3,96% de su valor en Bolsa. Royal Dutch Shell se ha dejado un 3,75%; la británica BP ha perdido un 1,67%; la francesa Total, un 2,43%, y la italiana Eni, un 0,76%. El barril de crudo de Brent llegó a cotizar por debajo de los 33 dólares el barril por primera vez desde 2004, un desplome que se profundiza estos días y que comenzó en el verano de 2014, cuando el precio del petróleo superaba los 100 dólares.

Analistas: los dividendos corren peligro

Según los analistas, es posible que los precios se mantengan en estos niveles a lo largo de 2016. El analista de Self Bank Felipe López-Gálvez comenta que, pese a que la caída de los precios del último año se debe a un «exceso de oferta, al fracking y al levantamiento del veto a Irán», este último descenso se debe a una «bajada de la demanda en China». Con respecto a las petroleras, cree que si las cuentas no cuadran, podrían tener que «modificar su política de dividendo o incluso cancelarla».

Jaime Díez, de XTB, afirma que existe una «guerra de precios» entre los países productores, y que ninguno de ellos «quiere ceder cuota de mercado», por lo que se termina hundiendo el precio del activo. Díez cree que, si la situación se mantiene en 2016 y 2017, podríamos ver fusiones, y considera que existe la posibilidad de que Repsol sea «opada», es decir, que otra empresa lance una OPA (oferta pública de adquisición) sobre ella.

Sacar Aramco a los mercados

Por otro lado, Arabia Saudí se plantea sacar a Bolsa la petrolera estatal Aramco mediante una oferta pública de venta de acciones (OPV). El número dos en la línea sucesoria de la corona saudí, el príncipe Mohamed bin Salman, ha asegurado que se adoptará una decisión en los «próximos meses». «Es algo que se está revisando y creemos que se adoptará una decisión en los próximos meses. Personalmente estoy entusiasmado ante este paso. Creo que es en el interés del mercado saudí y de Aramco, y es en el interés de una mayor transparencia y para detener la corrupción, si hay», afirmó el príncipe Mohamed en declaraciones a The Economist.

El número dos de la línea sucesoria del rey Salman ha abordado el objetivo de Arabia Saudí de incrementar sus ingresos no petrolíferos a largo plazo, ante lo que ha señalado el turismo religioso como ejemplo de activos que en la actualidad se encuentran «infrautilizados». La caída del precio del petróleo a mínimos de hace 12 años obliga a las autoridades saudíes a replantearse su principal fuente de ingresos y las subvenciones a la energía, agua y electricidad de las que se beneficia su población.

Valorada en «billones» de dólares

Pese a que Aramco en la actualidad es una de las empresas más herméticas, las autoridades han indicado que la petrolera estatal estaría valorada en «billones de dólares», lo que la convertiría en la compañía con mayor valor del mundo, según el diario británico. En este sentido, Aramco no revela información sobre sus ingresos y ofrece datos muy limitados sobre sus reservas. Hace unos días se conoció que la compañía había rebajado el precio de su petróleo a Europa. Este movimiento ha sido interpretado como un intento de eliminar la competencia en un año en el que Irán pretende aumentar sus ingresos petroleros tras el levantamiento de las sanciones por parte de la comunidad internacional.

Las grandes petroleras mundiales ganan un 77% menos por el desplome del precio del petróleo

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Europa Press.- Las grandes petroleras mundiales ganaron 19.031 millones de euros en los nueve primeros meses del año, un 77% menos que los 84.322 millones del mismo periodo de 2014. La fuerte caída en las ganancias responde al desplome del precio del crudo, que ronda los 48 dólares, cerca de la mitad de los 95 dólares marcados hace un año. En términos ajustados, el beneficio de las grandes petroleras cayó un 45%.

Entre las compañías analizadas para establecer esta comparación figuran Statoil (3.020 millones de pérdidas hasta septiembre, frente a beneficio de 3.310 millones un año antes), BP (2.789 millones de pérdidas frente a 7.594 millones de beneficio) y Conoco Philips (886 millones de pérdidas frente a 6.260 millones de beneficio). También se tienen en cuenta los resultados de ENI (361 millones de pérdida frente a beneficio de 3.675 millones), Shell (beneficio de 906 millones, un 93% menos que en 2014), Chevron (4.698 millones, un 67% menos), Exxon (12.138 millones, un 48% menos), BG (2.144 millones, un 41% menos), Total (6.084 millones, un 32% menos) y Galp (117 millones, un 75% más).

El descenso en el beneficio de estas empresas viene acompañado de desinversiones, provisiones y revisiones en la política de retribución al accionista. En el ámbito de las desinversiones, Total anunció la venta de activos por 3.800 millones de dólares, mientras que BP pondrá en venta activos por otros 7.800 millones de dólares. En cuanto a las provisiones, Shell reservó 7.800 millones para hacer frente a la cancelación de un proyecto en Canadá y al cese de su actividad exploratoria en Alaska, frente a los 535 millones de Statoil.  Shell, BP, Total y Statoil mantendrán el dividendo, mientras que Galp es la única que aumenta el beneficio neto hasta septiembre, al comenzar a operar muchos proyectos.

Por su parte, la española Repsol está haciendo frente al actual escenario de caídas de precios a través de la eficiencia y la gestión de la cartera de activos, como se explicó en la reciente presentación del Plan Estratégico 2016-2020. El plan de la compañía española se basa en autofinanciarse, mantener una competitiva retribución al accionista y reducir el endeudamiento. Su Plan Estratégico contempla en los próximos cinco años desinversiones por valor de 6.200 millones de euros en activos no estratégicos y una reducción del volumen de inversión del 38%.

Incendio sin consecuencias en una planta operada por Repsol y Eni en Venezuela

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EFE.- El incendio registrado en una planta gasífera del noroeste de Venezuela que controlan Repsol y Eni de Italia, «no dejó pérdidas humanas ni materiales», según informó la estatal PDVSA. El fuego afectó a la Planta de Tratamiento de Gas de Tiguadare (Cardón IV), y obligó a Petróleos de Venezuela (PDVSA) a activar el plan de contingencia previsto para garantizar el suministro de gas a los sectores termoeléctrico, doméstico e industrial del país.

PDVSA indicó que el incendio «se produjo por la ruptura de un calentador del sistema de gas combustible del tren de producción de esta instalación que se encuentra en fase de prueba». La única consecuencia negativa fue «una disminución en la entrega al mercado nacional de 150 millones de pies cúbicos estándar diarios (MMPCED)», equivalente a un 6% del consumo interno venezolano, precisó. Actualmente se realizan las investigaciones de rigor, pero «la situación está controlada y en las próximas horas se prevé la normalización de la entrega de gas de Cardón IV», destacó la estatal.

La planta de Cardón IV recibe el gas explotado en un yacimiento situado a 50 kilómetros de la costa, donde se ha confirmado la existencia de reservas de gas de 17 billones de pies cúbicos (TCF). El yacimiento fue descubierto en 2009 por Repsol y Eni. En agosto registró su primer envío de gas a tierra firme a través de una red de gasoductos. La licencia del bloque está operada por la empresa mixta Cardón IV-SA, constituida al 50% por Repsol y Eni, y el restante 50% por PDVSA. Actualmente se producen allí 150 millones de pies cúbicos al día, cifra que alcanzará los 450 millones a finales de año y se prevé que para 2020 superará los 1.200 millones.

Eni descubre en aguas de Egipto el mayor yacimiento de gas en el Mediterráneo

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La compañía de hidrocarburos italiana ENI ha hecho público el hallazgo de un yacimiento de gas en aguas de Egipto, que consideró el mayor descubrimiento hasta ahora en el Mediterráneo y puede ser una de las mayores del mundo, según un comunicado.

El yacimiento denominado Zohr se encuentra a 1.450 metros de profundidad marina, y de las informaciones geológicas y geofísicas disponibles tras el descubrimiento, presenta un potencial de hasta 850.000 millones de metros cúbicos de gas y una extensión de 100 kilómetro cuadrados.

Zohr, añade la nota de la compañía italiana, representa el mayor descubrimiento de gas efectuado en Egipto y en el Mediterráneo y puede convertirse en una de las mayores del mundo.

Este descubrimiento ofrecerá una contribución fundamental para satisfacer la demanda en Egipto de gas natural durante décadas.