Le premier groupe pétrolier espagnol Repsol YPF a annoncé ce mardi avoir dégagé au premier trimestre un bénéfice net en forte hausse de 36,5% sur un an à 1,212 milliard d'euros. Le résultat net "ajusté", tenant compte des changements de périmètre du groupe en particulier la vente, en février, de 14,9% du capital de la filiale argentine YPF, s'élève à 976 millions d'euros en hausse de 16,5% sur un an. Ce résultat est nettement supérieur à la fourchette des prévisions des analystes, allant de 718 à 756 millions, selon le sondage réalisé par l'agence financière Thomson Financial.

Le résultat d'exploitation Ebit "ajusté" pro forma s'affiche à 1,645 milliard d'euros, en hausse de 16,7% sur un an, là aussi au-dessus de la prévision des analystes (de 1,331 à 1,367 milliard d'euros prévus). "Ce résultat est la conséquence d'une amélioration de l'activité commerciale pour les branches Upstream (production pétrolière, ndlr) et GNL (production gazière, ndlr)", découlant de la flambée des prix des hydrocarbures, explique le groupe pétrolier dans un communiqué.

Le groupe souligne une "amélioration substantielle" de sa situation financière grâce aux revenus supplémentaires générés par la poussée des prix pétroliers et aussi par la vente de 14,9% du capital d'YPF à l'homme d'affaires argentin Enrique Eskenazi pour 1,5 milliard d'euros. En conséquence, la dette du groupe s'est réduite de 32,5% s'affichant à la fin du trimestre à un total de 2,357 milliards d'euros.

La hausse de prix pétrolier et les gains découlant de la cession partielle d'YPF permettent de gommer l'impact de la baisse de la production globale du groupe. La production globale pétrole et gaz de Respol, sans tenir compte de la filiale argentine YPF, recule de 25,3% sur un an tandis que celle de YPF décline de 1,1%. En additionnant les deux branches, le groupe affiche une production moyenne globale de gaz et pétrole de 965.000 barils équivalents pétrole par jour, en retrait de 11% sur un an (1,085 million de bep/j). Ce recul s'explique par les baisses "contractuelles" de production à Dubaï et en Bolivie et aussi par des restrictions locales dans la fourniture de gaz vénézuélien.