Repsol y TotalEnergies refuerzan su presencia en el Mar del Norte con la compra del negocio petrolero de la japonesa Sojitz en Reino Unido, una operación que se cerrará por un precio base de 2,2 millones de euros a través de Neo Energy, la compañía británica en la que participan ambas. La transacción, aprobada el pasado 24 de junio y prevista para este próximo mes, supone la salida de Sojitz del sector upstream británico, lastrado por las pérdidas acumuladas en el campo Gryphon.
Una operación con precio simbólico y ajustes de cierre
El vehículo comprador es NEO NEXT+ Energy Upstream UK Limited, con sede en Aberdeen y activos de unos 4.186 millones de euros. Está participada por Repsol, TotalEnergies y la propia Neo Energy, que actuará como operador local especializado en yacimientos maduros del Reino Unido. Según ha confirmado Sojitz (sojitz.com), el precio base de la transacción asciende a 2,2 millones de euros, aunque el importe final se ajustará en función de la caja, equivalentes de efectivo y el capital circulante de la filial en la fecha de cierre.
Antes de la venta, la japonesa ejecutará una ampliación de capital en Sojitz Energy Development Limited que elevará sus recursos propios desde unos 7 millones de euros hasta cerca de 96,8 millones. Tras la ampliación y la venta, Sojitz dejará de tener participación alguna en esta sociedad. La operación, de un tamaño casi testimonial para los gigantes que la adquieren, refleja la realidad de un activo que ha pasado de ser un productor relevante a un generador de pérdidas.
El campo Gryphon, un cierre anticipado que lastra las cuentas
El principal activo de Sojitz Energy Development era el campo Gryphon, situado en el Mar del Norte y operado por TotalEnergies. Este yacimiento dejó de producir crudo y gas el 31 de diciembre de 2024, casi tres años antes de la fecha prevista de cese productivo (2027). La decisión, según las cuentas de la filial, respondió tanto a razones medioambientales —la necesidad de eliminar el venteo y la quema de gas— como a factores económicos: la caída de los ingresos petroleros dejó de cubrir los costes operativos.
El deterioro operativo se traduce en números rojos cada vez más profundos. En el ejercicio cerrado a marzo de 2025, los ingresos de la filial británica fueron de apenas 4,2 millones de euros, con pérdidas de 8 millones y un déficit de fondos propios de 68,1 millones. Un año después, en marzo de 2026, la facturación cayó a 2,9 millones, las pérdidas alcanzaron los 7,4 millones y los activos netos negativos se situaron en 60,5 millones. La sangría, aunque contenida, es continuada.
Pese a la clausura de Gryphon, la sociedad conserva exposición al proyecto Quad 9, considerado uno de los mayores recursos de gas pendientes de desarrollo en la plataforma continental británica. La licencia asociada fue prorrogada hasta enero de 2028 por los retrasos en el plan de desarrollo, si bien el estudio de predesarrollo seguía temporalmente suspendido por discrepancias entre los socios. El cambio de accionista podría desatascar esa parálisis.
Comprar un negocio que pierde 7 millones al año puede parecer un error, pero para Repsol y TotalEnergies es la entrada más barata a uno de los mayores recursos gasistas sin explotar del Reino Unido.
Una apuesta de bajo coste con opcionalidad gasista
El movimiento de Repsol y TotalEnergies, a través de Neo Energy, no se lee en clave de producción actual sino como una opción de futuro. Quad 9, aunque congelado, representa potenciales volúmenes de gas que podrían ser relevantes en un contexto de precios elevados y de necesidad de suministro europeo. Ambos grupos cuentan con infraestructura y conocimiento operativo en el Mar del Norte; TotalEnergies, de hecho, ya operaba Gryphon. Adquirir por un precio testimonial los derechos sobre ese activo y la licencia de Quad 9 equivale a pagar una prima simbólica por un call a largo plazo.
No es oro todo lo que reluce. La carga para el comprador incluye pasivos de desmantelamiento significativos del campo Gryphon, un coste que tiende a crecer en cuencas maduras y que Sojitz ha querido sacudirse. Para Repsol y TotalEnergies, absorber esa responsabilidad puede tener sentido si se integra en una estrategia más amplia de gestión de activos late-life, donde se exprimen infraestructuras existentes para prolongar la vida de las cuencas. La presencia de Neo Energy, especializada precisamente en ese tipo de operaciones, refuerza la viabilidad del plan.
También hay que considerar el factor de los desacuerdos entre socios en Quad 9. La suspensión del estudio de predesarrollo se debió a diferencias que no se han detallado, pero que ahora, con una propiedad más alineada (TotalEnergies es socio operador y Repsol tiene intereses coincidentes), podrían encontrar una solución más rápida. La prórroga de la licencia hasta 2028 ofrece margen, pero no infinito. Si en los próximos dos años no se avanza, el coste hundido será mínimo, pero la oportunidad se desvanecerá.
En mi lectura, la operación encaja en la lógica de consolidación que vive el upstream británico. Las grandes petroleras están recomprando activos maduros a precios de derribo mientras los vendedores buscan escapar de los pasivos medioambientales. Sojitz ha puesto el contador a cero en su negocio británico; Repsol y TotalEnergies, en cambio, han comprado tiempo y opcionalidad. Si Quad 9 se desarrolla, la rentabilidad de estos 2,2 millones se multiplicará. Si no, el coste adicional de mantener el activo será manejable. La pregunta, abierta, es si el resto de socios del proyecto están dispuestos a moverse al ritmo que ahora marquen los nuevos dueños.
