Repsol: Informe Anual 2013

Magnitudes básicas ......................... 4
Carta del Presidente Ejecutivo ........6
Hitos...............................................10
La acción de Repsol ........................ 22
Órganos rectores ............................24
Grupo Repsol ............................. 28
Entorno............................................. 30
Resultados........................................ 34
Situación financiera..........................38
Áreas de negocio.......................40
Upstream..........................................44
Downstream.................................... 82
Gas Natural Fenosa.........................92
Áreas corporativas....................96
Personas...........................................98
Seguridad y medio ambiente........ 102
I+D.................................................. 108
Responsabilidad corporativa......... 114
Tabla de conversiones ................... 118
Glosario de términos ..................... 119
Índice

4 5
Magnitudes básicas
El beneficio neto recurrente a CCS de Repsol, que mide específicamente la marcha de los negocios
de la compañía, ascendió en 2013 a 1.823 millones de euros, un 6,7% inferior al del ejercicio anterior.
El resultado neto, cifrado en 195 millones de euros, se explica fundamentalmente por los saneamientos
extraordinarios vinculados al acuerdo por YPF e YPF Gas, y las provisiones realizadas.
2010 2011 2012
1,4 1,1 0,9
2012
2012
2013
2013
0,9
0,9
0,6
0,6
2012
2013
0,9 0,6
2013
2012
0,9
0,6
2013
2012
0,9
0,6
2.072 3.438
Hombres Mujeres
1.062
49% mujeres
5.358
2013
5.358
2012 2013
7.432
5.358
2012 2013
7.432
5.358
2012 2013
2013
5.358
2013
7.432 5.358
-27,9%
2012 2013
1.954 1.823
2012 2013
1.954
1.823
2012 2013
1.8231.9543
+xx% +7,2% +3,2% 2.423
+34%
83
+12%
19
+16%
Social
xx,xx
I+D
89
Formación
19,61
+7,2% +3,2%
+xx%
89
I+D
+7,2%
Formación
+3,2%
Social voluntaria
+2,2%
19,61
24,58
Tasa de reemplazo
de reservas probadas
Resultado neto recurrente a CCS
Deuda neta*
Atracción de talento Aportación a la sociedad
Seguridad en el trabajo
Porcentaje
Millones de euros
Millones de euros
* Ex Gas Natural Fenosa e incluyendo preferentes
Nuevos contratos fijos en 2013 Millones de euros
Índice de frecuencia de accidentes
2010 2011 2012
1,4 1,1 0,9
2012
2012
2013
2013
0,9
0,9
0,6
0,6
2012
2013
0,9 0,6
2012
2013
0,9 0,6
2013
2012
0,9
0,6
2013
2012
0,9
0,6
2012 2013
0,91
0,59
2012 2013
0,9
0,6
Hombres Mujeres
1.062
49% mujeres
1.062
49% mujeres
2010
131
2013
275
2012
204
2011
162
131
162
204
275

6 7
Carta del Presidente
Ejecutivo
Queridos accionistas,
Un año más, me dirijo a ustedes para darles cuenta
de los acontecimientos más relevantes para Repsol
ocurridos durante 2013 y las primeras semanas de 2014.
Ha sido precisamente durante estas últimas semanas
cuando, tras casi dos años de intenso trabajo,
ha fructificado el esfuerzo realizado por nuestra
compañía para alcanzar una compensación adecuada
por la expropiación a Repsol del 51% del capital social
de YPF e YPF Gas, ocurrida en abril de 2012.
Durante estos dos últimos años la estrategia de Repsol
se ha centrado en defender los derechos e intereses
de todos sus accionistas con una doble vertiente
de actuación: de una parte, una amplia y firme ofensiva
jurídica ante tribunales de justicia y organismos
internacionales de arbitraje, y de otra, mantener
una abierta actitud de diálogo para conseguir
un acuerdo amistoso de compensación satisfactorio
para la compañía.
Esta doble estrategia dio finalmente sus frutos y, tras
meses de intenso trabajo, el pasado 25 de febrero el
Consejo de Administración de Repsol aprobó
el “Convenio de Solución Amigable y Avenimiento
de Expropiación” con la República Argentina,
por el que esta última reconoce el derecho de Repsol
a percibir 5.000 millones de dólares por la expropiación,
se establecen los mecanismos jurídicos y financieros
necesarios para garantizar su cobro y ambas partes
desisten y renuncian a una serie de acciones
y reclamaciones recíprocas.
En Repsol estamos satisfechos con este acuerdo,
ya que, además de garantizar una compensación
económica adecuada, permite a nuestra compañía
iniciar una nueva etapa libre de incertidumbres,
aumentar nuestra fortaleza financiera e incrementar
nuestras opciones de crecimiento.
Señores accionistas, tenemos ante nosotros muchas
oportunidades que veremos madurar en los próximos
años. Quiero darles las gracias a todos ustedes
y también a los trabajadores de Repsol por el esfuerzo
y el apoyo que han mostrado durante estos dos años.
Definimos una estrategia, nos pusimos a trabajar,
y ahí están los resultados.
En cualquier caso, tal y como tuve ocasión
de manifestarles durante la pasada Junta General
de Accionistas, celebrada en mayo de 2013,
es voluntad del Consejo de Administración de Repsol,
y muy especialmente de este presidente, someter
a la consideración de todos ustedes la ratificación
de este acuerdo. El citado convenio también deberá
ser ratificado por el Congreso de la Nación Argentina.
Paralelamente, en la gestión del día a día de los negocios
de Repsol, nuestra compañía ha demostrado
su capacidad de respuesta en un contexto complicado,
caracterizado por la conflictividad en Libia
y la desaceleración económica general. Repsol obtuvo
en 2013 un beneficio neto recurrente, excluyendo
los resultados atípicos y considerando los costes
de los crudos y productos a valor de reposición, de
1.823 millones de euros, lo que supone una disminución
del 6,7% respecto al ejercicio anterior. El resultado neto
final del ejercicio se cifró en 195 millones de euros, como
consecuencia fundamentalmente del saneamiento
extraordinario de 1.279 millones de euros por el
acuerdo alcanzado con Argentina y a los 1.105 millones
de euros en provisiones realizadas sobre activos

8 9
norteamericanos de GNL no incluidos en la venta
acordada con Shell durante el pasado ejercicio.
En lo que se refiere a la marcha de los negocios,
en 2013 destacaron los aumentos en la producción
y las reservas de hidrocarburos de nuestra compañía,
con una tasa de reemplazo de reservas probadas
del 275%, una de las más altas del sector en el mundo.
El crecimiento del 4% de la producción de hidrocarburos
se debió fundamentalmente a la puesta en marcha
de nuevos proyectos clave del Upstream, que
compensaron las paradas de producción en Libia.
Este incremento, junto con el mayor volumen
del negocio de GNL, contribuyó a compensar
los menores márgenes de refino y química,
en un entorno caracterizado por la ralentización
del ritmo de crecimiento mundial y la debilidad
de los márgenes de refino en Europa.
Durante el ejercicio se pusieron en marcha tres
de nuestros proyectos estratégicos de crecimiento:
Sapinhoá (Brasil), Syskonsininskoye (Rusia) y la fase II
de Margarita-Huacaya (Bolivia). Adicionalmente,
en febrero de 2014 la compañía conectó un segundo
pozo al proyecto Sapinhoá.
En 2013 hemos mantenido el esfuerzo inversor
en proyectos de exploración y consolidado la tendencia
de éxitos iniciada en 2005, con nueve sondeos positivos
en Brasil, Alaska, Argelia, Rusia, Colombia y Libia.
De esta manera, incorporamos recursos por más
de 300 millones de barriles equivalentes de petróleo
en el ejercicio y alcanzamos los objetivos anuales
establecidos en nuestro Plan Estratégico 2012-2016.
En el negocio del Downstream, volvimos a demostrar
la buena calidad de nuestros activos, más aún
después de la puesta en marcha de los grandes
(0,477 euros brutos por derecho) a aquellos accionistas
que optaron por vender sus derechos de asignación
gratuita, y retribuyó con 22.044.113 millones de acciones
(equivalente a unos 389 millones de euros) a aquellos
que optaron por recibir acciones nuevas. En este
mismo orden de cosas, el Consejo de Administración
del pasado 25 de febrero acordó proponer a la Junta
General de Accionistas, en sustitución del tradicional
dividendo complementario del ejercicio, una ampliación
de capital liberada equivalente a una retribución de unos
0,50 euros por acción.
En lo que se refiere a la evolución bursátil, la acción
de Repsol se revalorizó un 19,5%, por encima de sus
comparables europeos (10,4%). Otros hitos de 2013
fueron la venta de autocartera (5%), que nos permitió
incorporar al accionariado a una de las compañías
de inversión más prestigiosas del mundo, Temasek;
y la recompra voluntaria de las participaciones
preferentes.
Durante el año, fueron múltiples los reconocimientos
obtenidos en materia de responsabilidad corporativa
y compromiso con la sociedad por parte de Repsol.
Además, ocupamos posiciones de liderazgo
en las instituciones y organismos en los que participamos.
En septiembre de 2013 presentamos nuestros Planes
de Sostenibilidad 2013-2014, que sitúan a la compañía
a la vanguardia de la responsabilidad corporativa.
Señores accionistas, estamos especialmente
orgullosos del compromiso de Repsol con la creación
de empleo y la atracción de talento. La plantilla
gestionada aumentó en 219 personas en 2013 gracias
a las 1.062 nuevas contrataciones durante el ejercicio.
También estamos satisfechos de nuestros índices
de seguridad, sin que por ello renunciemos a objetivos
“Estamos especialmente orgullosos del compromiso
de Repsol con la creación de empleo y la atracción
de talento. La plantilla aumentó en 219 personas
en 2013”
“El acuerdo por la expropiación de YPF garantiza una
compensación económica adecuada, nos permite
iniciar una nueva etapa libre de incertidumbres,
aumentar nuestra fortaleza financiera e incrementar
nuestras opciones de crecimiento”
carta del presidente ejecutivo
Antonio Brufau Niubó
Presidente Ejecutivo
de mayor exigencia. En 2013 no se registró fatalidad
alguna, ni en el personal propio ni en el contratista,
y el índice de frecuencia de accidentes con baja
integrado descendió más de un 35% respecto
al ejercicio anterior, cumpliendo con el objetivo anual
fijado y acumulando un descenso del 55% desde 2011.
El Comité de Diversidad y Conciliación de Repsol siguió
impulsando los programas iniciados en años anteriores:
teletrabajo, integración laboral de personas
con capacidades diferentes, jornada laboral, gestión
eficiente del tiempo y diversidad cultural. Al cierre
del ejercicio, más de 1.200 personas estaban adheridas
al programa de teletrabajo en todo el mundo, lo que
supone un incremento del 18% respecto a 2013. Un total
de 32 nuevas vacantes fueron cubiertas por personas
con discapacidad. En Repsol trabajaban a 31 de diciembre
de 2013 más de 650 trabajadores con capacidades
diferentes, lo que supone un incremento anual del 19,5%.
También aumentaron las inversiones en formación,
en investigación y desarrollo, y las sociales voluntarias.
Todos estos logros no serían posibles sin el apoyo
y estímulo de todos ustedes. Por ello, les transmito
mi sincero agradecimiento y les animo a que nos
sigan acompañando en este apasionante proyecto
al que dedicamos todos nuestros esfuerzos.
proyectos de refino en Cartagena y Petronor, ocupando
posiciones de liderazgo entre nuestros competidores
europeos en términos de margen integrado de refino
y marketing. La utilización de las unidades de conversión
de su sistema de refino alcanzó el 99%. Todo ello,
en un entorno caracterizado por la continuada caída
de la demanda en Europa, y en España en particular,
que ha presionado a la baja los márgenes de refino
y química, y las ventas en los negocios comerciales.
En cuanto a los activos de GNL, el 1 de enero de 2014
completamos la venta a Shell de las participaciones
de Repsol en plantas de licuefacción (Atlantic LNG
y Peru LNG) y activos de comercialización y transporte.
Esta operación nos aportó unos ingresos cercanos
a los 4.300 millones de dólares.
Al cierre del ejercicio, la deuda neta de Repsol,
sin tener en cuenta Gas Natural Fenosa, se situó
en 5.358 millones de euros, lo que supone un descenso
del 27,9% respecto al año anterior. Asimismo, Repsol
cuenta con un alto nivel de liquidez, que se sitúa
en 9.282 millones de euros.
Un año más, Repsol mantuvo una atractiva retribución
para sus accionistas (0,96 euros por acción),
lo que supone una rentabilidad por dividendo del 6%.
A través del programa “Repsol Dividendo Flexible”,
nuestra compañía siguió dando la opción de percibir
la remuneración, total o parcialmente, en acciones
de nueva emisión o en efectivo, de manera que en 2013
se pagaron 467 millones de euros a los accionistas
y se les entregaron 46.293.180 acciones nuevas.
Asimismo, en enero de 2014, en el marco del mismo
programa y en sustitución del que hubiera sido
el dividendo a cuenta del ejercicio, nuestra compañía
desembolsó en efectivo 232 millones de euros

12 13
El área de Exploración y Producción (Upstream)
se consolidó en 2013 como el motor de crecimiento
de la compañía, con una notable mejora en sus
principales magnitudes. La producción neta alcanzó
los 346.000 barriles equivalentes de petróleo al día,
lo que supone un incremento del 4% respecto
al ejercicio anterior.
Durante el año se pusieron en marcha tres de los
proyectos estratégicos de crecimiento: Sapinhoá
(Brasil), Syskonsininskoye (Rusia) y la fase II
de Margarita-Huacaya (Bolivia). Adicionalmente,
en febrero de 2014 la compañía conectó un segundo
pozo al proyecto Sapinhoá, que aportará más
de 4.000 barriles diarios de nueva producción neta
al Grupo Repsol. Estos proyectos se unen a los ya
iniciados en 2012 en España (Lubina y Montanazo),
Estados Unidos (Mississippian Lime), Rusia (AROG)
y Bolivia (fase I de Margarita). El resto de los proyectos
estratégicos continuaron su desarrollo, destacando
en el año la obtención de la declaración de comercialidad
del campo Carioca, en el bloque BM-S-9 de Brasil.
Aumento de la producción
y tasa de reemplazo récord
La tasa de reemplazo de reservas probadas fue del 275%,
lo que supone el ratio más alto de la historia de Repsol
y uno de los más elevados del sector en el mundo
en 2013. Al final del ejercicio, la cifra de reservas
probadas ascendió a 1.515 millones de barriles
equivalentes de petróleo. Durante 2013, Repsol mantuvo
su esfuerzo inversor en proyectos de exploración,
consolidando la tendencia de éxitos iniciada
en 2005, con nueve sondeos positivos en Brasil
(BM-S-50), Alaska (North Slope), Argelia (SE Illizi),
Rusia (Karabahsky-2), Colombia y Libia. De esta manera,
Repsol incorporó recursos por más de 300 millones
de barriles equivalentes de petróleo en el ejercicio
y consiguió los objetivos anuales establecidos
en su Plan Estratégico 2012-2016.
Para asegurar a largo plazo la actividad exploratoria,
Repsol incorporó a su dominio minero 65 nuevos
bloques exploratorios, con una superficie total
de 64.183 km2
(37.194 km2
netos de Repsol),
fundamentalmente en Estados Unidos (44 bloques)
y Noruega (6 bloques).
Incremento
del 4%
respecto
a 2012

14 15
En febrero de 2013, Repsol firmó un acuerdo
de venta con Shell de su negocio de GNL que incluía
participaciones en plantas de licuefacción
(Atlantic LNG y Peru LNG) y activos de
comercialización y transporte. El 31 de diciembre
de 2013 se materializó la primera fase de esa venta
con la transmisión de las participaciones
en las plantas de licuefacción y los principales
contratos de aprovisionamiento y suministro de GNL,
y el 1 de enero de 2014 se completó la transacción
con la transmisión del resto de los activos vendidos
(comercialización y transporte). Como parte de estas
desinversiones, en octubre de 2013 se vendió a BP
la participación en Bahía Bizkaia Electricidad (BBE).
Estas operaciones aportaron a Repsol unos ingresos
aproximados de 4.300 millones de dólares
(4.100 millones de dólares por la venta de activos
a Shell y 200 millones de dólares por la venta
de BBE a BP) y la liberación de compromisos
financieros y deuda no consolidada.
Plusvalía por la venta
de activos de GNL
Sin contar la deuda vinculada ni los créditos asociados,
el equity value de los activos objeto de la transacción
asciende a 4.400 millones de dólares,
con una plusvalía antes de impuestos para Repsol
de 3.500 millones de dólares.
Junto con la venta de activos, Repsol y Shell formalizaron
un acuerdo por el que esta última suministrará gas
natural licuado a la planta de regasificación de Repsol
en el complejo de Canaport (Canadá) durante
los próximos 10 años, por un volumen total
aproximado de un millón de toneladas.
Tras el cierre de la venta, con fecha económica
de 30 de septiembre de 2012, Repsol reduce su
deuda neta en 3.300 millones de dólares y fortalece
significativamente su balance. Con esta operación,
Repsol alcanzó un volumen de desinversiones
de más de 5.000 millones de euros, por encima de los
objetivos fijados en su Plan Estratégico, que contempla
para el período 2012-2016 unas desinversiones
de entre 4.000 y 4.500 millones de euros.
Reducción
de la deuda en
3.300 millones
de dólares
HITOS
El Consejo de Administración de Repsol, en su reunión
del 25 de febrero de 2014, acordó la suscripción del
acuerdo con la República Argentina, por el que esta
última se compromete a compensar con 5.000 millones
de dólares la expropiación del 51% de las acciones de YPF
e YPF Gas. Este acuerdo, que deberá ser aprobado
por la Junta General de Accionistas de Repsol y por
el Congreso de la Nación Argentina, permitirá obtener
ingresos por el valor recuperado, reforzar la solidez
financiera y aumentar la capacidad de crecimiento
e inversión de Repsol durante los próximos años.
El "Convenio de Solución Amigable y Avenimiento
de Expropiación" establece las garantías para el pago
efectivo de la compensación, y supone el desistimiento
recíproco de las acciones judiciales y arbitrales
interpuestas, y la renuncia a nuevas reclamaciones.
El acuerdo estipula que, para el pago de la compensación,
el Gobierno argentino entregará a Repsol una cartera
fija de títulos de deuda pública en dólares por un valor
nominal de 5.000 millones y, en su caso, una cartera
complementaria de títulos por un valor nominal máximo
de 1.000 millones de dólares. La entrega de esta segunda
cartera de bonos se ajustará de manera que el valor
de mercado de todos los bonos argentinos entregados
a Repsol ascienda, al menos, a 4.670 millones de
dólares, con un máximo de 6.000 millones de dólares
de valor nominal.
La deuda de la República Argentina frente a Repsol se
dará por saldada con el cobro total de la compensación,
ya sea mediante la enajenación de los bonos o con el
cobro regular de la deuda a sus respectivos vencimientos.
Como garantía adicional, la República Argentina
reconoce que en caso de reestructuración
o de incumplimiento del pago de los títulos, Repsol
tiene derecho a acelerar la deuda, y reclamar en arbitraje
internacional sujeto a UNCITRAL (Reglamento de
Arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas
para el Derecho Mercantil Internacional) las cantidades
pendientes de pago hasta alcanzar los 5.000 millones
de dólares. El acuerdo de compensación estará
protegido por el Acuerdo de Promoción y Protección
Recíproca de Inversiones entre España y Argentina.
Acuerdo por la
expropiación de YPF Compensación
de 5.000
millones
de dólares

16 17
El Príncipe de Asturias inauguró el 3 de abril de 2013
la nueva Unidad de Reducción de Fueloil (URF)
de la refinería de Petronor, que se encuentra
en Múskiz (cerca de Bilbao, en Vizcaya), la mayor
inversión industrial que se ha realizado en el País Vasco.
Tras la ampliación, Petronor dispone de una capacidad
máxima de procesamiento de 11 millones de toneladas
de crudo al año, una de las mayores de España.
La refinería cuenta con 928 trabajadores de plantilla
y genera 6.200 empleos indirectos. La ampliación
ha conllevado la creación de 100 nuevos puestos
de trabajo directo. La puesta en marcha de la nueva
URF permite reducir la producción de fueloil
de la refinería y aumentar la de los productos más
demandados por el mercado, como el propano,
el butano, la gasolina y el gasóleo. La inversión total
Inauguración de la ampliación
de la refinería de Bilbao
en el proyecto, incluyendo la destinada a programas
medioambientales, es de algo más de 1.000 millones
de euros.
Tras esta ampliación, que se sumó a la de la refinería
de Cartagena, que supuso una inversión aproximada
de 3.200 millones de euros, Repsol refuerza la buena
calidad de sus activos de Downstream y ocupa
posiciones de liderazgo entre sus competidores
europeos en términos de margen integrado de refino
y marketing. La utilización de las unidades
de conversión de su sistema de refino alcanzó
el 99% en 2013.
La sociedad de inversión de Singapur Temasek
adquirió en marzo de 2013 la autocartera de Repsol,
representativa del 5,04% del capital de la compañía.
Con el acuerdo, Temasek adquirió 64,7 millones
de acciones de Repsol a un precio de 16,01 euros
por título, lo que supuso el pago a la compañía
de 1.036 millones de euros. Junto con las acciones
que ya poseía, Temasek alcanzó tras esta operación
el 6,3% del capital de Repsol. Con esta inversión,
Temasek, cuya cartera está valorada en más de 115.000
millones de euros, escoge a Repsol para aumentar
su presencia en el sector energético europeo.
La venta a Temasek se enmarca en el objetivo
de Repsol de consolidar su estructura accionarial
con la incorporación de un inversor de acreditado
prestigio internacional, que acompaña a la compañía
en su proyecto industrial a largo plazo.
En la Junta General de Accionistas del 31 de mayo
de 2013 se nombró consejero externo dominical
de Repsol, en representación de Temasek, a René Dahan.
El nuevo consejero comenzó su carrera profesional
en la refinería de Exxon en Rotterdam. También trabajó
en las oficinas centrales europeas de Exxon,
donde fue responsable de la actividad de gas natural
de esta compañía en Europa. Tras un breve periodo
en las oficinas de Exxon en Nueva York, fue nombrado
director general (CEO) de Esso BV, la filial de la
compañía encargada de toda la actividad de Upstream
y Downstream en Bélgica, Holanda y Luxemburgo.
Años después se trasladó a Nueva Jersey y en 1992 fue
nombrado presidente de Exxon Company International,
responsable de todo el negocio de Exxon fuera
de Norteamérica. Posteriormente se convirtió
en miembro del Comité de Dirección y en director
de Exxon en Dallas, siendo responsable de todo
el negocio de Downstream y Químico a nivel mundial.
En 1999 lideró la fusión entre Exxon y Mobil, y fue
nombrado vicepresidente ejecutivo de ExxonMobil.
Entrada de Temasek
en el accionariado Consolidación
de la estructura
accionarial
de la compañía
Creación
de 100 nuevos
puestos
de trabajo
HITOS

18 19
El Comité de Diversidad y Conciliación de Repsol
siguió impulsando en 2013 los programas iniciados
en años anteriores: teletrabajo, integración laboral
de personas con capacidades diferentes, jornada laboral,
gestión eficiente del tiempo y diversidad cultural.
El teletrabajo se ha consolidado en Repsol como
una de las medidas más aceptadas en la compañía
en la evolución hacia un modelo de entorno de trabajo
flexible. Además de los programas piloto de teletrabajo
en Ecuador y Perú, se han iniciado diferentes estudios
para su implantación en Trinidad y Tobago y Bolivia.
Al cierre del ejercicio, un total de 1.222 personas estaban
adheridas al programa en todo el mundo, lo que supone
un incremento del 18% respecto a 2012.
Adicionalmente, se han realizado acciones para fomentar
una gestión más flexible y eficiente del tiempo, basada
en la planificación y priorización del trabajo. Algunos
de los hitos conseguidos han sido la flexibilidad horaria
a nivel mundial adaptada a los usos y costumbres de
cada país. Según el estudio publicado por el Instituto
Internacional de Ciencias Políticas, Repsol se considera
la primera empresa en conciliación en España. También
la Fundación ARHOE (Asociación para la Racionalización
de los Horarios Españoles) premió a Repsol por ser
la empresa más destacada por la implantación
de acciones que propician horarios más racionales,
adaptados a las necesidades de las personas.
Repsol cuenta con un plan de integración de personas
con discapacidad que integra a estos empleados
en todas las áreas de la organización, superando
la legislación aplicable al respecto. En España,
constituyen el 2,77% de la plantilla y el 22% de estos
profesionales ocupan puestos técnicos cualificados.
El esfuerzo actual se centra en la sensibilización
e impulso en distintos países, promoviendo un modelo
de convivencia social comprometido y solidario. Un total
de 32 nuevas vacantes fueron cubiertas por personas
con discapacidad en 2013. En Repsol trabajaban
a 31 de diciembre un total de 654 trabajadores
con capacidades diferentes, un 19,5% más que en 2012.
Avances en diversidad
y conciliación Primera
empresa
en conciliación
en España
Repsol presentó en septiembre de 2013 sus Planes
de Sostenibilidad 2013-2014, que sitúan a la compañía
a la vanguardia de la responsabilidad corporativa.
Estos planes están basados en una serie de estudios
de identificación de expectativas que incluyen más de 100
entrevistas con representantes de las partes interesadas
en las actividades de la compañía, como clientes,
proveedores, ONG, universidades, reguladores y socios.
Después de identificar las expectativas de estos
colectivos, se llevó a cabo un análisis que ha
permitido comprometer 574 acciones concretas
a corto plazo, agrupadas en siete programas
que se corresponden con las materias fundamentales
de la responsabilidad corporativa.
Las acciones incluidas en los Planes de Sostenibilidad
están vinculadas, de media, en un 80% al sistema
de retribución variable que aplica Repsol a sus
trabajadores, aspecto que responde al compromiso
de la compañía y al de sus empleados con el
desarrollo sostenible. Dentro de estas acciones,
predominan las dirigidas a crear o modificar procesos
operativos y a fomentar comportamientos deseados
a través de la información y la formación.
Los Planes de Sostenibilidad de Repsol, con los que
la compañía quiere dar una respuesta integral a las
expectativas de la sociedad, suponen un cambio
de concepto y una gran innovación en materia
de responsabilidad corporativa, debido a la metodología
utilizada para su elaboración.
Además de un Plan Corporativo, Repsol cuenta
con planes para España y Portugal, Bolivia, Brasil,
Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Perú y Venezuela,
para los que ha analizado las expectativas existentes
localmente. Durante 2013 se inició el despliegue
del Modelo de la Responsabilidad Corporativa
de Repsol y la aprobación de los correspondientes
Planes de Sostenibilidad en cuatro centros operativos:
las refinerías de A Coruña y Cartagena, y los complejos
industriales de Puertollano y Tarragona.
Presentación de los Planes
de Sostenibilidad 2013-2014 Respuesta
integral a las
expectativas
de la sociedad
HITOS

20 21
El piloto del equipo Repsol Honda Marc Márquez
se proclamó Campeón del Mundo, convirtiéndose
en el más joven de la historia en conseguirlo
en la categoría reina del motociclismo. Este nuevo
título de MotoGP reafirma la apuesta de Repsol
por el patrocinio deportivo, tanto en la alta
competición como en el deporte de base. Repsol
acompaña a Marc Márquez en su carrera deportiva
desde los 15 años de edad. Lo mismo sucede
con Dani Pedrosa, que defiende los colores de Repsol
desde los 13 años. Ambos representan valores como
el esfuerzo, el trabajo en equipo y la humildad,
que forman parte del ADN de la compañía.
Con este triunfo, Repsol y Honda suman su décimo
título de pilotos, en la que es la alianza más
consolidada y exitosa del Campeonato del Mundo,
que en 2014 cumple 20 años de trayectoria en la élite
del Mundial de Motociclismo. La alta competición
es el mejor banco de pruebas para los productos
que Repsol desarrolla en su Centro de Tecnología,
Temporada histórica
en todas las competiciones
donde se elabora la gasolina que emplea el equipo
Repsol Honda. Los avances tecnológicos se aplican
a los productos que Repsol pone a disposición
de sus clientes.
En sus 45 años de presencia en el deporte de motor,
Repsol ha demostrado su compromiso permanente
con el deporte de base apoyando a los jóvenes
pilotos en su etapa formativa, acompañándoles
en su debut en el Mundial y siguiendo sus pasos
durante su trayectoria deportiva. Un ejemplo
de este compromiso es el patrocinio del CEV Repsol,
antesala del Campeonato del Mundo y competición
de la que han surgido grandes campeones,
que empezó en 2013.
Otro ejemplo es la Escuela Monlau Repsol, que forma
a ingenieros y mecánicos de competición. Uno de sus
principales proyectos deportivos es el equipo de Moto3
integrado por Álex Rins y Álex Márquez, dos pilotos
que completaron una temporada 2013 muy meritoria.
Compromiso
con el deporte
de base y la
formación
de jóvenes
La meta es ambiciosa: conseguir cero accidentes
en las actividades de Repsol. En 2013 se dio otro
paso en la consecución de este reto, ya que no
se registró ninguna fatalidad, ni en el personal
propio ni en el contratista, y el índice de frecuencia
de accidentes con baja integrado (número de accidentes
computables con pérdida de días y muertes
acumuladas en el año por cada millón de horas
trabajadas) disminuyó más de un 35% respecto
al ejercicio anterior, cumpliendo con el objetivo fijado
y acumulando un descenso del 55% desde 2011.
Como resultado del alto nivel de seguridad
que exige Repsol en sus operaciones, el conjunto
de los indicadores de accidentabilidad reflejó una
Un paso más en el objetivo
de cero accidentes
mejora continuada en 2013. El cumplimiento de este
reto forma parte de los objetivos anuales
de los empleados de Repsol.
El Plan de Liderazgo y Cultura en Seguridad
y Medio Ambiente ha sido uno de los proyectos más
destacables de 2013. En los dos últimos ejercicios
todo el colectivo de líderes ha recibido formación
en cultura de seguridad, lo que supone que más
de 3.000 personas han asistido a alguna de las 120
ediciones celebradas en 11 países. Esta formación
se ha extendido también a otros colectivos,
y alrededor de 1.000 mandos intermedios han
participado en estas iniciativas.
Reducción del
55% en el índice
de frecuencia
de accidentes
desde 2011
HITOS

22 23
principales indicadores bursátiles 2012 2013
Capitalización bursátil (millones de euros)(1)
19.263 23.861
Cotización media del ejercicio (euros) 16,2 17,5
Precio máximo del periodo (euros) 24,1 19,8
Precio mínimo del periodo (euros) 11 15,1
Cotización al cierre del ejercicio(2)
(euros) 15,3 18,3
PER(3)
9,3 122,1
Rentabilidad por dividendo pagado(4)
(%) 4,7 6
Fondos propios por acción(5)
21,48 21,29
La acción
de Repsol
El año 2013 fue positivo para
los mercados bursátiles españoles:
el selectivo Ibex-35 cerró con una
revalorización del 21,4%. Esta
evolución se debió principalmente
a un cambio de percepción de
la economía española por parte
de los inversores. La prima de
riesgo cayó 170 puntos durante
el año y el interés sobre la deuda
española bajó del 5,26% al 4,14%,
demostrando que el mercado
ve las reformas políticas
y la estabilidad como buenas
señales para invertir en las
empresas españolas.
El comportamiento de los títulos
de Repsol siguió una evolución
muy similar a la del Ibex-35 (+19,5%).
En relación con su sector,
la acción de Repsol se comportó
mejor que sus comparables
europeos, cuyas acciones se
revalorizaron de media un 10,4%.
Retribución al accionista
Repsol tiene el compromiso
de mantener una retribución
atractiva para sus accionistas,
en línea con la de ejercicios
anteriores y en función
de la evolución de sus negocios
y sus resultados operativos.
En 2012 Repsol puso en marcha,
por primera vez, el programa
de retribución al accionista
denominado "Repsol Dividendo
Flexible", que permite a los
accionistas elegir entre recibir parte
o la totalidad de su retribución
en acciones de la sociedad o en
efectivo mediante la venta de los
derechos de asignación gratuita
que reciban, bien en el mercado al
precio de cotización de los mismos,
bien a la propia compañía.
La retribución de 0,96 euros
por acción en 2013 incluye
a aquellos accionistas que optaron
por vender sus derechos
de asignación gratuita a la compañía
y retribuyó con 22.044.113 acciones
a aquellos que optaron por recibir
títulos nuevos de la sociedad.
Por último, en el marco
del programa "Repsol Dividendo
Flexible" y en sustitución
del tradicional dividendo
complementario del ejercicio,
el Consejo de Administración
acordó proponer a la Junta
de Accionistas una ampliación
de capital con cargo a reservas
voluntarias procedentes
de beneficios no distribuidos
equivalente a una retribución
al accionista de unos 0,50 euros
por acción.
ago dicoctfeb ene2014junabr jul novsepene2013
repsol
media sector
maymar
110
130
90
120
100
Evolución bursátil
Media del sector: Repsol, BP, Eni, Total, RDS (B), OMV y Statoil.Base 100
el importe del compromiso
irrevocable de compra de derechos
de asignación gratuita asumido
por Repsol en las dos ampliaciones
de capital liberadas cerradas
en enero y julio de 2013
(0,473 y 0,445 euros brutos
por derecho, respectivamente),
en el marco del programa "Repsol
Dividendo Flexible", y el dividendo
en efectivo de 0,04 euros brutos
por acción pagado en junio
de 2013. En consecuencia, Repsol
pagó durante 2013 un importe
total de 467 millones de euros
a los accionistas y les entregó
46.293.180 acciones nuevas.
Asimismo, en enero de 2014,
en el marco del mismo programa
y en sustitución del que hubiera
sido el dividendo a cuenta
del ejercicio, Repsol desembolsó
en efectivo 232 millones de euros
(0,477 euros brutos por derecho)
(1)
Precio de cotización por acción al cierre por
el número de acciones en circulación.
(2)
Precio de cotización por acción al cierre del
ejercicio en el Mercado Continuo de las Bolsas
de Valores españolas.
(3)
Precio de cotización de la acción al cierre
del período/beneficio por acción atribuido
a la sociedad dominante.
(4)
Retribución por acción entre la cotización
al inicio del periodo. Se calcula sobre
dividendos pagados.
(5)
Fondos propios/número medio de acciones
en circulación al cierre.

24 25
Órganos rectores
Consejo de Administración
Presidente Ejecutivo
Antonio Brufau Niubó
Presidente de la Comisión Delegada
Vicepresidente primero
Isidro Fainé Casas
Consejero Externo Dominical
Vocal de la Comisión Delegada
Vicepresidente segundo
Manuel Manrique Cecilia
Consejeros
Paulina Beato Blanco
Consejera Externa Independiente
Vocal de la Comisión de Auditoría
y Control
Artur Carulla Font
Consejero Externo Independiente
Presidente de la Comisión
de Nombramientos y Retribuciones
Consejero Independiente Coordinador
Luis Carlos Croissier Batista
y Control
Vocal de la Comisión de Estrategia,
Inversiones y Responsabilidad
Social Corporativa
René Dahan
Ángel Durández Adeva
Presidente de la Comisión de Auditoría
y Control
Javier Echenique Landiríbar
y Control
Mario Fernández Pelaz
Vocal de la Comisión de Nombramientos
y Retribuciones
María Isabel Gabarró Miquel
Consejera Externa Independiente
y Retribuciones
Inversiones y Responsabilidad
Social Corporativa
José Manuel Loureda Mantiñán
y Retribuciones
Inversiones y Responsabilidad Social
Corporativa
Juan María Nin Génova
y Retribuciones
Presidente de la Comisión de Estrategia,
Corporativa
Pemex Internacional España,
S.A., representado por
Arturo F. Henríquez Autrey
Corporativa
Henri Philippe Reichstul
Luis Suárez de Lezo Mantilla
Consejero Ejecutivo
Secretario General y del Consejo

26 27
Comité de Dirección
Josu Jon
Imaz San Miguel
Director General
del Área Industrial
y Trading
Luis Suárez
de Lezo Mantilla
Director General
de la Secretaría General
y del Consejo de Administración
Begoña
Elices García
Directora General
de Comunicación
y de Presidencia
Antonio
Brufau Niubó
Presidente Ejecutivo,
CEO
Cristina
Sanz Mendiola
Directora General
de Personas
y Organización
Pedro
Fernández Frial
Director General
de Estrategia
y Control
Nemesio
Fernández-Cuesta
Director General
de Negocios
Miguel
Martínez San Martín
Director General
Económico Financiero
y Desarrollo Corporativo
Luis
Cabra Dueñas
Director General
de Exploración
y Producción

30 31
La economía mundial moderó
su ritmo de crecimiento en 2013 hasta
el 3% interanual, fundamentalmente
a causa de una desaceleración
de las economías emergentes.
Por su parte, las economías
avanzadas experimentaron
un fortalecimiento que, aunque
no fue suficiente para compensar esa
menor contribución al crecimiento
de las economías en desarrollo,
ha supuesto una transición de sus
políticas monetarias hacia
la retirada de estímulos y una mayor
estabilidad financiera global.
En lo que respecta al crecimiento
por regiones, en Estados Unidos
un fuerte ajuste fiscal redujo
el crecimiento al 1,9% interanual,
si bien la demanda doméstica
se mantuvo fuerte. Las economías
emergentes, en promedio, crecieron
a un ritmo del 4,7%, lejos del 6,2%
de 2011. Esta ralentización se debió
a que en algunos casos habían
estado creciendo por encima
de su potencial y estarían revirtiendo
al mismo. En otros casos,
el aumento demográfico estaría
creando cuellos de botella
en las infraestructuras,
los mercados de trabajo
y la inversión, contribuyendo
también a la ralentización
de muchas de estas economías.
Avances significativos
En la zona euro, las políticas
de ajuste implementadas redujeron
los principales riesgos, estabilizando
las condiciones financieras. Aunque
el crecimiento de la periferia
estuvo limitado por una fuerte
restricción del crédito y la debilidad
de la demanda interna, se han
realizado significativos avances en
competitividad y exportaciones.
El conjunto de la zona euro volvió
a registrar tasas positivas
de crecimiento a partir del segundo
trimestre del 2013.
La economía española experimentó
un notable cambio respecto a los
dos últimos años. La relajación
de las tensiones en los mercados
financieros europeos, junto
con el reconocimiento por parte de
las instituciones supranacionales
de los esfuerzos realizados a nivel
interno, se han traducido ya en
una mejora de la confianza de los
agentes en la economía. Si bien
las señales de estabilización son
todavía incipientes, la corrección
de muchos de los desequilibrios
acumulados y las reformas
estructurales adoptadas permiten
esperar cierta estabilización de
la actividad económica. En este
sentido, la economía española salió
técnicamente de la recesión en el
tercer trimestre de 2013, con un
crecimiento intertrimestral del 0,1%.
Entorno

32 33
El mercado
del petróleo estuvo
muy determinado
por la entrada
de nueva
producción de
crudo proveniente
de formaciones
no convencionales
de Estados Unidos
y Canadá
directa al suministro de petróleo
de estos países. La siguiente
etapa bajista de este segundo
ciclo, que comenzó a mediados
de septiembre, fue principalmente
provocada por la relajación
de la incertidumbre geopolítica,
aunque todavía latente en Libia,
y también, en buena medida,
por las dudas generadas ante
la posibilidad de que Estados
Unidos comenzase a poner freno
a la política de inyección
de liquidez que ha mantenido
los últimos tres años.
Precios del crudo y del gas
El precio medio del crudo Brent
en 2013 se situó en 108,7 dólares
por barril, mientras que el WTI
promedió 98,05 dólares por barril
en el mismo periodo. En 2013
el diferencial entre ambos crudos
se dividió en dos etapas.
Sector de la energía
Las fluctuaciones registradas
en los precios del petróleo a lo largo
de 2013 estuvieron relacionadas con
la salud económica mundial
y la incertidumbre geopolítica.
Junto con estos factores, el mercado
del petróleo en 2013 estuvo muy
determinado por la entrada de
nueva producción de crudo
proveniente de formaciones no
convencionales de Estados Unidos
y Canadá. De no ser por el aumento
de oferta experimentado por
estos países norteamericanos,
las fluctuaciones del precio
hubiesen sido mayores.
La interacción de estos factores
definió dos ciclos a lo largo
del año, cada uno con subidas
y posteriores caídas de los precios
del petróleo. El primer ciclo registró
un incremento de los precios
ENTORNO
En la primera pasó de los más
de 20 dólares de finales de enero
hasta los 5 dólares de finales
de junio, determinado por la
mejora de la infraestructura
de refino y transporte de petróleo
que ha ayudado a descongestionar
el hub petrolero de Cushing
(Oklahoma). En la segunda etapa,
el diferencial volvió a ampliarse
por encima de los 13 dólares por
barril en diciembre, respondiendo
al mencionado incremento
sostenido de la oferta de crudo
de Estados Unidos.
El precio del gas Henry Hub
promedió 3,65 $/mmBtu, lo que
supone un aumento de más
del 30% respecto al año anterior.
Detrás de dicho incremento
se encuentran los fundamentos
propios del mercado, en concreto
un aumento de la demanda
debido a un uso más intensivo del
gas por parte de la industria
y del sector residencial en invierno,
y una caída de la oferta. A pesar
del incremento del Henry Hub,
el precio sigue en niveles bajos
debido al auge de la producción
de gas no convencional
(que ya supone cerca de la mitad
de la producción total de gas
estadounidense).
US$/bbl
130
WTIBrent
WTIBrent
feb dicdicene
2012 2013
enemar abr may jun jul ago sep oct nov feb mar abr may jun jul ago sep oct nov
US$/bbl
130
120
100
110
60
90
80
70
feb dicdicene
2012
A B C D E
2013
enemar abr may jun jul ago sep oct nov feb mar abr may jun jul ago sep oct nov
US$/bbl
130
120
100
110
60
90
80
70
durante los dos primeros meses
del año, en respuesta a datos
económicos positivos en Estados
Unidos, China y Alemania,
y particularmente a las tensiones
generadas en Argelia por
el secuestro del personal de una
instalación de gas por parte
de islamistas radicales. La etapa
bajista de este primer ciclo abarcó
de febrero a mediados de abril,
período en el que predominó
el pesimismo en los datos y las
perspectivas económicas de países
clave. El segundo ciclo de los
precios comenzó su etapa alcista
con la radicalización de la guerra
civil en Siria, tras el uso de armas
químicas. Esta tendencia del precio
se vio reforzada por una mejora
de las perspectivas económicas
y por diversos problemas
geopolíticos en Irak y Libia,
que afectaron de forma muy
Cotizaciones internacionales

34 35
cuenta de resultados recurrente a ccs del grupo repsol
Millones de euros 2012 2013 Variación (%)
Upstream 2.208 1.757 (20,4)
GNL 535 959 79,3
Downstream 1.013 42 (95,8)
Gas Natural Fenosa 920 889 (3,4)
Corporación (390) (304) 22,1
Resultado de explotación 4.286 3.343 (22,0)
Resultado financiero (857) (814) (5,0)
Resultado de las entidades valoradas por el método
de la participación - neto de impuestos
117 122 4,3
Resultado antes de impuestos 3.546 2.651 (25,2)
Impuesto sobre beneficios (1.581) (1.096) (30,7)
Resultado del ejercicio procedente de operaciones continuadas 1.965 1.555 (20,9)
Resultado atribuido a minoritarios por operaciones continuadas (75) (38) (49,3)
Resultado atribuido a la sociedad dominante operaciones continuadas 1.890 1.517 (19,8)
Resultado atribuido a la sociedad dominante operaciones interrumpidas 170 (1.322)
Resultado total atribuido a la sociedad dominante 2.060 195 (90,5)
(*) Los resultados y otras medidas, magnitudes o indicadores de resultado identificadas como “ajustadas” se han preparado considerando que las
magnitudes relacionadas con los activos y negocios de GNL objeto de venta forman parte de los resultados de operaciones continuadas.
Repsol obtuvo en 2013 un beneficio
neto recurrente a CCS de 1.823
millones de euros, lo que supone
una disminución del 6,7% respecto
a 2012. Este beneficio, que excluye
los resultados atípicos y considera
los costes de crudos y productos
a valor de reposición, refleja
la actividad ordinaria del negocio
de Repsol en un ejercicio
caracterizado por un entorno
complejo (conflictividad en Libia
y desaceleración económica
general) y un incremento de las
magnitudes básicas de la actividad
de la compañía (aumento de la
producción y de las reservas
de hidrocarburos).
El crecimiento del 4% de la
producción de hidrocarburos
se debió fundamentalmente
a la puesta en marcha de nuevos
proyectos clave del Upstream,
que compensaron las paradas
de producción en Libia. Este
incremento, junto con los mayores
márgenes y volúmenes del negocio
de GNL, contribuyó a compensar los
menores márgenes de refino
y química, en un entorno
caracterizado por la ralentización
del ritmo de crecimiento mundial
y la debilidad de los márgenes de
refino en Europa.
Proyectos estratégicos
La producción neta de 2013 alcanzó
los 346.000 barriles equivalentes
de petróleo al día. Se pusieron
en marcha tres de los proyectos
estratégicos de crecimiento: Sapinhoá,
en el bloque BM-S-9 de Brasil, que
inició su actividad en enero y alcanzó
durante el año una producción total
de 30.000 barriles de petróleo
al día; Syskonsininskoye (SK), en Rusia,
cuya producción de gas llegó hasta
los 1,7 millones de metros cúbicos
al día al final del ejercicio; y la fase II
de Margarita-Huacaya, en Bolivia,
que permitió incrementar la
producción de gas a 15 millones
de metros cúbicos al día.
Adicionalmente, en febrero de 2014
la compañía conectó un segundo
pozo al proyecto Sapinhoá, que
aportará más de 4.000 barriles diarios
de nueva producción neta
al Grupo Repsol.
Estos proyectos se unen a los ya
iniciados el año anterior en España
(Lubina y Montanazo), Estados Unidos
(Mississippian Lime), Rusia (AROG)
y Bolivia (fase I de Margarita).
El resto de los proyectos estratégicos
continuaron su desarrollo, destacando
en el año la obtención de la declaración
de comercialidad del campo Carioca,
en el bloque BM-S-9 de Brasil.
Resultados

36 37
La aportación de los proyectos
de crecimiento, unida al mejor
comportamiento de los campos
de Trinidad y Tobago, permitió
aumentar la producción
de hidrocarburos en 2013, pese
a la interrupción de las operaciones
en Libia durante más de tres
meses, debida a actuaciones
de grupos conflictivos en el país.
La tasa de reemplazo de reservas
probadas en 2013 fue del 275%,
lo que supone el ratio de reemplazo
más alto de la historia de Repsol
y uno de los más elevados
del sector en el mundo en 2013.
Al final del ejercicio, la cifra
de reservas probadas ascendió
a 1.515 millones de barriles
equivalentes de petróleo.
Durante 2013, Repsol mantuvo
su esfuerzo inversor en proyectos
de exploración, consolidando
la tendencia de éxitos iniciada
en 2005, con nueve sondeos
positivos en Brasil (BM-S-50),
Alaska (North Slope), Argelia
(SE Illizi), Rusia (Karabahsky-2),
Colombia y Libia. De esta manera,
Repsol incorporó recursos por
más de 300 millones de barriles
equivalentes de petróleo
en el ejercicio y alcanzó los
objetivos anuales establecidos
en su Plan Estratégico 2012-2016.
Para asegurar a largo plazo
la actividad exploratoria, Repsol
incorporó a su dominio minero
65 nuevos bloques exploratorios,
con una superficie total de 64.183
km² (37.194 km² netos de Repsol),
fundamentalmente en Estados
Unidos (44 bloques) y Noruega
(6 bloques).
Liderazgo en Europa
En cuanto al Downstream, Repsol
volvió a demostrar la buena calidad
de sus activos, más aún después
de la puesta en marcha de los
grandes proyectos de refino en
Cartagena y Petronor, al obtener
un EBITDA de 863 millones de euros,
y ocupar posiciones de liderazgo
entre sus competidores europeos
en términos de margen integrado
de refino y marketing. La utilización
de las unidades de conversión de
su sistema de refino alcanzó el
99%. Todo ello, en un entorno
caracterizado por la continuada
caída de la demanda en Europa,
y en España en particular, que
ha presionado a la baja los márgenes
de refino y química, y las ventas
en los negocios comerciales.
La aportación a los resultados
del Grupo Gas Natural Fenosa
estuvo en línea con el año
anterior. Los menores resultados
del negocio eléctrico en España,
afectado por la mayor fiscalidad
y la nueva regulación,
se compensaron con mayores
márgenes de comercialización
mayorista de gas y mejores
resultados en Latinoamérica.
El resultado neto recurrente
a coste de reposición (1.823 millones
de euros) se tradujo finalmente
en un resultado neto a MIFO
de 195 millones de euros. La diferencia
se explica por el efecto negativo
de 187 millones de euros –asociado
a la valoración a coste medio
del crudo y los productos (MIFO),
en lugar de a coste de reposición
(CCS)– y por los saneamientos
extraordinarios vinculados
al acuerdo por YPF e YPF Gas
(1.279 millones de euros)
y las provisiones sobre determinados
activos norteamericanos no incluidos
en la venta del GNL (1.105 millones
de euros), que fueron compensados
parcialmente por la plusvalía
contabilizada en 2013 tras la venta
de activos de GNL (1.263 millones
de euros).
La República Argentina y Repsol
alcanzaron un acuerdo que
reconoce un valor de 5.000
millones de dólares por el 51%
del capital de YPF e YPF Gas
expropiado, que ha sido acordado
por el Consejo de Administración
de Repsol e incluido para su
ratificación en el orden del día
de la Junta General de Accionistas.
Plusvalías
En febrero de 2013 se firmó
un acuerdo de venta con Shell
que incluía participaciones en
plantas de licuefacción (Atlantic LNG
y Peru LNG) y activos
de comercialización y transporte.
El 31 de diciembre de 2013
se materializó la primera fase
de esa venta con la transmisión de
las participaciones en las plantas
de licuefacción y los principales
contratos de aprovisionamiento
y suministro de GNL, y el 1 de enero
de 2014 se completó la transacción
con la transmisión del resto de los
activos vendidos (comercialización
y transporte). Por otro lado,
en octubre de 2013 se vendió a BP
la participación en Bahía Bizkaia
Electricidad (BBE).
Estas operaciones aportaron a Repsol
unos ingresos cercanos a los
4.300 millones de dólares y una
plusvalía después de impuestos
de 1.263 millones de euros en 2013
y de 328 millones en enero de 2014.
Como consecuencia de estas ventas,
y aplicando criterios de máxima
prudencia financiera, Repsol
ha ajustado en sus libros el valor
de los activos de GNL remanentes,
y ha anotado una provisión total
después de impuestos
de 1.105 millones de euros.
Al cierre del ejercicio, la deuda neta
(sin contar Gas Natural Fenosa)
se situó en 5.358 millones de euros,
lo que supone un descenso del 27,9%.
Asimismo, Repsol cuenta con un alto
nivel de liquidez, que se sitúa,
ex Gas Natural Fenosa, en 9.282
millones de euros, incluyendo
líneas de crédito comprometidas
disponibles.

38 39
La deuda financiera neta del Grupo
ex Gas Natural Fenosa, es decir,
sin tener en cuenta la integración
proporcional de las magnitudes
correspondientes a dicha sociedad,
se situó en 5.358 millones de euros
a 31 de diciembre de 2013, lo que
supone una reducción del 27,9%
respecto al cierre del ejercicio
anterior, que está motivada
fundamentalmente por el efecto
de la operación de venta
de activos de GNL.
Prudencia financiera
Repsol mantiene recursos
disponibles en efectivo y otros
instrumentos financieros líquidos
y líneas de crédito sin usar
que le permiten cubrir los
vencimientos de deuda de,
al menos, los cinco próximos
años, y cubren el 72% de la
totalidad de su deuda bruta,
incluyendo participaciones
preferentes. En el caso de Repsol
ex Gas Natural Fenosa, dichos
recursos cubren el 78% de deuda
bruta, incluyendo participaciones
preferentes.
2012 2013
9.655
6.230
665
1.890
1.014
3.960
3.374
12.120
31. 12. 2012 31. 12. 2013
12.120
9.655
(6.230)
(665)
(1.890)
(1.014)
3.960 3.374
Repsol continuó en 2013 con su política de prudencia financiera, lo que permitió compatibilizar el mantenimiento
del acceso a los mercados y la calificación crediticia con la financiación del programa de inversiones, el plan
de recompra voluntaria de participaciones preferentes y una retribución atractiva para los accionistas, como
hechos más destacados.
(1)
Corresponde al resultado de explotación ajustado por aquellas partidas
que no van a suponer entradas o salidas de efectivo de las operaciones
(amortización del inmovilizado, dotaciones y reversiones de provisiones,
resultado por venta de activos y otros).
(2)
Incluye fundamentalmente los siguientes conceptos:
1.279 millones de euros de pagos por impuesto sobre beneficios,
145 millones de euros de pagos de actividades de explotación,
528 millones de euros de dividendos distribuidos y otras retribuciones
al accionista, y 902 millones de euros de intereses netos.
Variación de la deuda neta
Millones de euros
La deuda financiera neta del Grupo Repsol al cierre de 2013 se cifró en 9.655 millones de euros, frente a los 12.120 millones
de euros a 31 de diciembre de 2012.
EBITDA
ajustado(1)
Desinversiones
ajustadas
Efecto
desinversión
GNL
AutocarteraInversiones
ajustadas
Otros
acumulados(2)
Situación financiera

Repsol
en el
mundo
Upstream
GNL
Downstream
Gas Natural Fenosa
YPF
Estados Unidos
Canadá
México
Nicaragua
Puerto Rico
Ecuador
Colombia
GuyanaVenezuela
Trinidad y Tobago
Aruba
República Dominicana
Costa Rica
Panamá
Brasil
Argentina
Perú
Bolivia
Bélgica
Holanda
Noruega
Irlanda
Reino
Unido
Luxemburgo
Rumanía
Alemania
Italia
Moldavia
Portugal
Marruecos
España
Francia
Bulgaria
Túnez
Mauritania
Sierra
Leona
LibiaArgelia
Liberia
Omán
Egipto
Irak
Kenia
Angola
Namibia
Singapur
Indonesia
Sudáfrica
Australia
Rusia
Japón
India
Repsol es un grupo energético integrado con amplia
experiencia en el sector y que desarrolla actividades en más de 50 países.

44 45
Upstream
La actividad de exploración y producción de hidrocarburos constituye el motor de crecimiento de Repsol.
En esta área, la estrategia se basa en el aumento de la producción y las reservas, el mantenimiento de la intensa
actividad exploratoria, la diversificación geográfica, la excelencia operativa y la maximización de la rentabilidad
de sus activos. En pocos años, Repsol se ha convertido en una compañía exploradora de prestigio mundial,
con casi 40 descubrimientos desde 2008. Para asegurar a largo plazo esta actividad, durante 2013 se
incorporaron al dominio minero de Repsol 65 bloques exploratorios, fundamentalmente en Estados Unidos
(44 bloques) y Noruega (6 bloques).
Exitosa campaña
exploratoria en 2013
+17% +4% 275%
Reservas probadas Producción
de hidrocarburos
Tasa de
reemplazo de
reservas probadas
Récord histórico
Nuevas áreas
Adquisición
de dominio
minero
Dominio minero
no desarrollado neto
a 31 de diciembre:
223.363Km2
Trabajos de geología,
geofísica y perforación
de sondeos
exploratorios
Definición
de los recursos
descubiertos
y determinación
de su comercialidad
Perforación de pozos
de desarrollo
e instalaciones para
la puesta en producción
de las reservas
Explotación comercial
de hidrocarburos
Sondeos
de exploración
en 2013:
23finalizados
4 en curso
Reservas probadas
totales:
Pozos de desarrollo
perforados en 2013:
576brutos
Pozos productivos
activos a 31
de diciembre:
2.800brutos
Producción neta
de hidrocarburos
día:
346kbep/d
Ratio de reemplazo
275%
Exploración Evaluación Onshore Offshore Gas Crudo
Exploración Desarrollo Producción
1.515Mbep
38%
9
Tasa de éxito
Superior a la media del sector
Descubrimientos
En Alaska, Argelia, Brasil,
Colombia, Libia y Rusia

46 47
Brasil
Estados Unidos Canadá
Rusia
Perú
Mauritania
Noruega
Portugal
Túnez
Bulgaria
Rumanía
Irlanda
Irak
Bolivia
Australia
Argelia
Venezuela
Aruba
Nicaragua
Liberia Indonesia
Namibia
Nuevos países Consolidación signiﬁcativa
Entrada en 16 países desde 2005
El mejor equipamiento
El área de Upstream de Repsol engloba las actividades de exploración y producción de petróleo y de gas natural,
y gestiona su cartera de proyectos con el objetivo de alcanzar un crecimiento rentable, diversificado, sostenible
y comprometido con la seguridad y el medio ambiente.
Principales acontecimientos 2013 La mejor plantilla técnica
• Inicio de la explotación comercial
del campo Sapinhoá (Brasil).
• Constitución de la empresa conjunta AROG
entre Alliance Oil (51%) y Repsol (49%), con operaciones
en Rusia.
• Comienzo de la producción en Syskonsininskoye (Rusia).
• Nueve descubrimientos en Argelia, Alaska
(Estados Unidos), Brasil, Rusia, Colombia y Libia.
• Seis nuevas licencias exploratorias en Noruega.
• Inauguración de la fase II del proyecto
Margarita-Huacaya (Bolivia).
• El buque de perforación de séptima generación
Ocean Rig Mylos empieza a perforar en Brasil.
• Entrada en dos nuevos países: Nicaragua y Rumanía.
• Puesta en marcha de un nuevo pozo
de gas en Margarita-Huacaya (Bolivia).
• Solicitud de la declaración de comercialidad
del campo Carioca (Brasil).
Buques sonda de séptima generación
Con capacidad para operar en aguas ultraprofundas
(hasta 3.700 metros de lámina de agua).
• Ocean Rig Mylos, destinado en primer lugar a Brasil.
• Rowan Renaissance, destinado inicialmente a Namibia.
resultados de explotación
América del Norte y Brasil 380 205 (46,05)
Norte de África 1.298 752 (42,06)
Resto del mundo 530 800 50,94
total 2.208 1.757 (20,43)
resultados de explotación
2011
1.634
2012 2013
1.745
1.852
2010
1.577
2009
1.487
2008
1.377
2011
1.634
2012
1.745
2013
1.852
2010
1.577
2009
1.487
2008
1.377
UPSTREAM
2012 2013
Reservas probadas (Mbep) 1.294 1.515
Ratio de reemplazo de reservas probadas (%) 204 275
Producción neta de hidrocarburos día (kbep/d) 332 346
Resultado de explotación (millones de euros) 2.208 1.757
Inversiones (millones de euros) 2.423 2.317

48 49
producción neta de líquidos y gas natural por área geográfica
2012 2013
Líquidos Gas natural Total Líquidos Gas natural Total
(Mbbl) (bcf) (Mbep) (Mbbl) (bcf) (Mbep)
Europa 1 2 1 2 1 3
Latinoamérica 24 372 90 24 395 94
Brasil 2 * 2 3 * 3
Perú 3 39 10 4 40 11
Trinidad y Tobago 4 240 47 4 253 49
Venezuela 5 48 13 5 47 13
Resto de países de América del sur 10 45 18 8 54 18
América del Norte 10 5 11 10 9 11
África 17 12 19 11 11 13
Asia 1 - 1 4 8 5
producción total neta 52 391 122 51 424 126
pozos exploratorios terminados y en curso
Positivos Negativos En evaluación
2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013(*)
Europa - - 1 4 - - 1 4 - -
Latinoamérica 4 2 5 6 1 - 10 8 4 -
Brasil 1 1 1 4 1 - 3 5 4 -
Perú 1 - 1 - - - 2 - - -
Trinidad y Tobago - - - - - - - - - -
Venezuela - - - - - - - - - -
Resto países América del Sur 2 1 2 1 - - 4 2 - -
América Central - - 1 1 - - 1 1 - -
América del Norte - 3 1 1 2 - 3 4 - -
África 1 2 1 3 2 - 4 5 1 2
Asia - 1 - 1 - - - 2 - 2
Oceanía - - - - - - - - - -
total 5 8 8 15 5 - 18 23 5 4
Producción
La producción media del año
2013 alcanzó los 346.000 barriles
equivalentes de petróleo al día,
lo que supone un incremento
del 4% respecto a la de 2012
(332.000 barriles equivalentes
de petróleo al día). La puesta
en marcha de cinco de los diez
grandes proyectos y las menores
paradas producidas en Trinidad
y Tobago compensaron
Reservas
Al cierre de 2013, las reservas
probadas de Repsol, estimadas
de conformidad con el marco
conceptual definido para la
industria de petróleo y gas por
la US Securities and Exchange
Commission (SEC) y de acuerdo
con los criterios establecidos por
el sistema Petroleum Reserves
Management System de la
Society of Petroleum Engineers
(PRMS-SPE), ascendían a 1.515
Mbep, de los cuales 422 Mbep
(27,8%) correspondían a crudo,
condensado y gases licuados,
y el resto, 1.093 Mbep (72,2%),
a gas natural.
La evolución de las reservas
fue positiva en 2013, con la
incorporación de 347 Mbep
procedentes principalmente del
proyecto Cardón IV (Venezuela),
de bpTT en Trinidad y Tobago,
y las revisiones en los bloques 56
y 88, en Perú. En 2013 se consiguió
(*)
Valor de la producción comprendido entre 0 y 1.
(*)
Uno de los sondeos en Asia es descubridor.
un ratio de reemplazo de reservas
(cociente entre las incorporaciones
totales de reservas probadas
y la producción del periodo)
del 275% para petróleo crudo,
condensado, GLP y gas natural
(87% en petróleo crudo,
condensado y GLP, y 401% en gas
natural), lo que incluso mejora las
excelentes tasas de 2012 (204%) y
2011 (162%), incorporando recursos
que fortalecen significativamente
el crecimiento futuro.
la interrupción de la producción
en Libia debido a la conflictividad
en el país y la venta del 20%
del bloque 16, en Ecuador.
La producción media del año 2013
habría sido un 8% superior
a la de 2012 si Libia hubiera
operado con normalidad.
El 4 de enero de 2014 se volvió
a restablecer la producción
en el país norteafricano.
pozos de desarrollo terminados
2012 2013 2012 2013 2012 2013 2012 2013
Europa - - - - - - - -
Latinoamérica 75 95 5 6 4 6 84 107
Brasil 1 4 1 - - - 2 4
Perú 3 1 1 - - - 4 1
Trinidad y Tobago 4 5 - - 1 2 5 7
Venezuela 20 29 1 - 1 1 22 30
Resto países América del Sur 47 56 2 6 2 3 51 65
América Central - - - - - - - -
América del Norte 254 406 1 - 5 1 260 407
África 2 23 - - - - 2 23
Asia 4 31 - 2 - 6 4 39
Oceanía - - - - - - - -
total 335 555 6 8 9 13 350 576
Al cierre del ejercicio 2013, el área de Upstream de Repsol participaba en bloques de exploración y producción de
petróleo y gas de 31 países, directamente o a través de sus participadas. La compañía era el operador en 25 de ellos.
En curso
TotalEn evaluaciónNegativosPositivos
Total

50 51
Exploración
Producción/desarrollo
Australia
Indonesia
Rusia
Namibia
Angola
Sierra
Leona Liberia
Mauritania
LibiaArgelia
Marruecos
Túnez Irak
Rumanía
Bulgaria
Portugal
España
Irlanda
Noruega
Estados Unidos
Canadá
México
Nicaragua
BrasilPerú
Bolivia
Ecuador
Colombia
Guyana
VenezuelaAruba
Trinidad yTobago
Operaciones
por países El área de Upstream tenía derechos
mineros sobre 730 bloques, con
una superficie neta de 222.713 km2
,
al cierre de 2013. De éstos,
642 bloques son exploratorios
y suman una superficie neta
de 212.596 km2
. Adicionalmente
participa en el importante proyecto
de recursos no convencionales
de Mississippian Lime,
El área de Upstream
en el mundo
UPSTREAM
en Estados Unidos (superficie
neta: 1.530 km2
). En 2013,
Repsol terminó 23 sondeos
exploratorios, de los cuales
nueve resultaron positivos,
encontrándose uno de ellos
en pruebas. A finales de año
cuatro sondeos exploratorios
se encontraban en perforación
o pendientes de terminación.

52 53
España
de petróleo a fin de año
se estimaban en 3,9 Mbep.
Hitos 2013
• La producción conjunta en los
campos Lubina y Montanazo
superó los 2 millones de barriles
de petróleo totales en 2013.
La producción en estos campos,
descubiertos en 2009 por Repsol,
se inició en octubre de 2012.
Se localizan en el Mediterráneo
español y su producción se
canaliza a través de la plataforma
Casablanca, desde la que se envía el
crudo extraído a la refinería
Al cierre de 2013, Repsol poseía
en España derechos mineros
sobre 29 bloques: 19 de exploración,
con una superficie neta de 7.267
km2
, y 10 bloques de desarrollo
que suman un área neta de 332 km2
.
A través de sus instalaciones
de Casablanca, Rodaballo y
Boquerón (Mar Mediterráneo)
y Poseidón (Bahía de Cádiz),
Repsol produjo en 2013 un total
de 2,3 Mbbl y 1,5 bscf,
lo que da una producción
conjunta de 2,5 Mbep (6.926 bepd).
Las reservas probadas netas
de Repsol en Tarragona a través de un
oleoducto de 43 kilómetros. Lubina
y Montanazo han multiplicado
por cinco la producción anterior
de la plataforma. Gracias a la
actividad de ambos yacimientos,
se prolongará al menos otra década
la vida productiva del resto
de los campos que operan a través
de Casablanca y existe la posibilidad
de desarrollar nuevos campos.
La plataforma Casablanca obtuvo
en 2013 la certificación del Sistema
de Gestión Integrado, de acuerdo
a las normas ISO9001, ISO14001
de la costa malagueña. Repsol
es el operador del proyecto
(60% de participación), siendo
el otro socio Gas Natural (40%).
Los trabajos previstos hasta
mediados de 2015 incluyen
la perforación de un sondeo y las
pruebas de producción pertinentes.
• El Gobierno autorizó en 2013
el estudio del fondo marino en
Canarias. La Dirección General
de Política Energética y Minas
comunicó la autorización a Repsol
del estudio del fondo marino frente
a las costas de Lanzarote
y Fuerteventura. El área comprende
los bloques "Canarias 1 a 9"
y los resultados se han incorporado
a la evaluación ambiental
de los sondeos exploratorios.
Repsol es el operador, con el 50%
de la titularidad, junto con
Woodside Energy Iberia (30%)
y RWE Dea AG (20%).
• Repsol presentó la solicitud
de renuncia del permiso Turbón
tras los estudios realizados durante
dos años. El bloque se sitúa
en la cuenca del Ebro, en Aragón.
y OHSAS18001. De esta forma,
Casablanca se sitúa en los más
altos estándares de integridad
y seguridad de la industria
para este tipo de instalaciones.
Repsol es la compañía operadora
en los dos bloques, con una
participación del 68,67% en
Montanazo y del 100% en Lubina.
• El Ministerio de Industria, Energía
y Turismo aprobó en abril
de 2013 la petición realizada
por Repsol en enero de prorrogar
el permiso Siroco para la búsqueda
de gas en los fondos marinos
Albatros
Luena
Bezana
Bigüenzo
Turbón
Berdún
Casablanca
Lubina
Montanazo d
Rodaballo
Angula
Boquerón
Siroco
a,b,c y d
Poseidón
Norte y Sur
Canarias 1–9
Fulmar
UPSTREAM

54 55
Tin-Fouyé
Tabenkort (TFT)
SE Illizi
Reggane
Argelia
UPSTREAM
A 31 de diciembre de 2013, Repsol
poseía en el país derechos mineros
sobre 15 bloques (incluyendo
12 bloques con contrato de servicios),
con una superficie neta de 3.897 km2
.
Hitos 2013
• En abril de 2013 se inauguró
la nueva oficina en Angola, uno
de los países con mayor potencial
en exploración y producción
de hidrocarburos. Repsol tiene
presencia en tres bloques
exploratorios (22, 35 y 37)
que se incorporaron oficialmente al
dominio minero de la compañía en
Mutamba,PercebesOeste
Cacao, Espadarte Norte
Congro Sul
Garoupa
Etele Tampa
Lua
Alabote
Maleva Norte
Prata Sul
Corvina
Bloque 35
Bloque 37
Bloque 22
Angola
y bloque 21). El bloque 22 presenta
similitudes con el presalino
brasileño, por lo que cuenta
con un gran potencial.
En 2013 se obtuvieron los informes
finales de sísmica del área
y se prevé perforar el primer pozo
exploratorio en los tres bloques
en 2014. Se empleará el barco
de perforación para aguas
ultraprofundas de séptima
generación Rowan Renaissance,
que Repsol tiene contratado
por un período de tres años,
con la posibilidad de dos adicionales.
Repsol poseía en Argelia al cierre
de 2013 derechos mineros sobre
3 bloques: 1 de exploración, con
,
y 2 de desarrollo, con una
superficie neta de 998 km2
.
La producción neta del año 2013
se situó en 0,9 Mbbl de líquidos
y 11 bscf de gas natural, con una
producción neta total equivalente
de 2,9 Mbep (7.834 bepd),
procedente sobre todo del bloque
TFT (operado conjuntamente
con Sonatrach y Total) y, en menor
medida, del bloque Issaouane,
operado por Repsol. Las reservas
probadas netas de líquidos y gas
natural a fin de año se estimaban
en 29,3 Mbep. En 2013 se
registraron 784 km2
de sísmica 3D.
La participación de Repsol
en Argelia se centra
en la explotación de un proyecto
productivo (Tin-Fouyé Tabenkort),
en un gran proyecto de desarrollo
de gas, considerado clave dentro
del Plan Estratégico 2012-2016
la incertidumbre en la actividad
exploratoria a miles de metros
bajo el subsuelo, minimizando
la distorsión de la imagen
ocasionada por la sal que recubre
las profundidades marinas.
El acuerdo supone instalar
en Angola una réplica del
supercomputador Caleidoscopio
y aplicar el conocimiento
y lasherramientas del proyecto
Sherlock para la exploración
de hidrocarburos en aguas
profundas. Este proyecto integra
conocimientos de geología,
2012. Estos contratos se firmaron
con la compañía nacional Sonangol
a finales de 2011. Repsol es la
compañía operadora en el bloque 22,
con un 30% de participación, tiene
un 25% en el bloque 35 (operado
por Eni) y un 20% en el bloque 37
(operado por Conoco-Phillips).
El bloque 22 se sitúa entre
dos bloques en los que se han
producido descubrimientos
exploratorios (bloque 23
• En 2013 se firmó un acuerdo
de colaboración con la empresa
petrolera estatal Sonangol para
utilizar en Angola la tecnología
exploratoria de vanguardia
desarrollada por Repsol y empleada
con éxito en Brasil. Esta tecnología
desarrollada con el proyecto
Caleidoscopio permite registrar
imágenes de gran calidad
de lo que hay bajo las capas de
sal del fondo marino, reduciendo
(Reggane), y en avanzar en el
proyecto exploratorio de SE Illizi.
Hitos 2013
• En abril de 2013 se produjo
el segundo descubrimiento
exploratorio de gas en el bloque
SE Illizi, localizado en el sureste
de Argelia. El nuevo descubrimiento
se realizó con el pozo
Tin Essameid Est-1 (TDE-1).
Este hallazgo se suma al éxito
en el mismo bloque del pozo
Tihalatine South-1 (TIHS-1),
a finales de 2012.
El pozo TDE-1 se perforó
con una profundidad total de 1.512
metros. En las primeras pruebas
de producción realizadas en una
columna de hidrocarburos de
56 metros se obtuvo un volumen
de gas de 235.000 metros cúbicos
al día.
geoquímica y química analítica
de alta resolución. Su objetivo es
la caracterización de los diferentes
elementos de un sistema petrolero
con la intención de disminuir
el riesgo geológico y aumentar
la tasa de éxito exploratorio.

56 57
Aruba
En 2013 se presentó a Sonatrach
el plan de delineación de los
descubrimientos realizados durante
el primer periodo exploratorio,
así como el inicio del segundo
periodo exploratorio.
Repsol es la compañía operadora
en la fase exploratoria del bloque
SE Illizi. La participación de Repsol
en el contrato es del 25,7%.
Los otros socios extranjeros
son Enel SpA (13,5%) y GDF Suez
(9,8%). El 51% restante está en
manos de Sonatrach, la compañía
estatal argelina.
• En julio de 2013 concluyó
la ingeniería FEED de las
instalaciones de superficie
del importante proyecto de
desarrollo de Reggane, y se inició
el proceso de petición de ofertas
del contrato de Ingeniería de
Detalle y Construcción de la planta
de tratamiento de gas, la línea de
exportación y el sistema de colecta
que conectará los pozos con la
planta. También en 2013 se inició
el proceso de petición de ofertas
de las estructuras de perforación.
Se estima que la perforación
de los primeros pozos de desarrollo
se iniciará en 2014.
En septiembre empezó la campaña
de registro de sísmica 3D
en el campo de Reggane, al que
seguirán los campos de Azrafil SE
y Khalouche South.
Este proyecto de gas en el Sahara
argelino incluye el desarrollo
de seis campos (Reggane,
Kahlouche, Kahlouche Sud, Sali,
Tiouliline y Azrafil Sudest),
todos situados en la cuenca
de Reggane, en torno a 1.500
kilómetros al suroeste de Argel.
Repsol participa en este proyecto
con un 29,25%, operando
conjuntamente con la empresa
estatal argelina Sonatrach (40%),
la alemana RWE Dea (19,5%)
y la italiana Edison (11,25%).
• En septiembre de 2013 los socios
devolvieron a Sonatrach el bloque
Issaouane, en el que Repsol operaba
tres campos: Tifernine, TIM y BEQ.
Esta cesión se produjo al expirar
el período de explotación concedido
de 15 años.
Aruba
poseía en este país derechos
mineros sobre 1 bloque
de exploración que abarca
.
Hitos 2013
• En febrero de 2013 Repsol abrió
una oficina de representación
permanente en la capital del país,
Oranjestad. El contrato de reparto
de producción (PSC) se firmó
en diciembre de 2012. El bloque se
incorporó oficialmente al dominio
minero de la compañía en 2013.
La profundidad de agua se sitúa
entre los 50 y los 4.000 metros,
según la zona. El contrato incluye
un periodo de actividad exploratoria
de ocho años dividido en cuatro
fases. Repsol es la compañía
operadora y tiene una participación
del 100%.
• En el primer trimestre de 2013
se completó el registro de cerca
de 3.600 km de sísmica 2D
y a finales de año se finalizó
su procesamiento. Tras la
interpretación de la campaña 2D,
se definirá y registrará una campaña
de sísmica 3D durante 2014.
UPSTREAM

58 59
de Carnavon, la más prolífica del
país. Esta licencia exploratoria se
encuentra en una zona fronteriza
de alto potencial y se alinea con
la estrategia de Repsol de crecer
en países de la Organización
para la Cooperación y el Desarrollo
Económicos (OCDE).
Australia
poseía en este país derechos
mineros sobre 1 bloque
de exploración que abarca
.
Hitos 2013
• En abril de 2013 se obtuvo
la autorización medioambiental
pertinente para el registro
de una campaña de sísmica 3D.
Entre los meses de mayo
y julio se registraron 2.085 km2
,
que actualmente están siendo
interpretados por Repsol.
WA-480-P
• Tras ganar la licitación de abril
de 2012, en agosto de ese año
el Gobierno australiano otorgó
a Repsol la licencia de exploración
WA-480-P. Este bloque marino,
operado por Repsol al 100%, tiene
una lámina de agua de entre 1.000
y 4.500 metros de profundidad.
Se encuentra a unos 280 kilómetros
del puerto de Hedland, en la región
de Pilbara (noroeste de Australia),
en la cuenca septentrional
Bolivia
poseía en Bolivia derechos mineros
sobre 29 bloques situados en las
cuencas de Beni, Pie de Monte,
Subandino Sur y Subandino Norte:
4 de exploración, con una superficie
neta de 6.703 km2
, y 25 bloques
de desarrollo, con un área neta
de 1.563 km2
. La producción neta del
año se cifró en 2,7 Mbbl de petróleo,
incluidos condensados y líquidos
separados del gas natural,
y en 54 bscf de gas natural.
La producción neta total equivalente
fue de 12,3 Mbep (33.625 bepd)
y se concentró fundamentalmente
en los campos de San Alberto y
Sábalo (participados por Andina
y operados por Petrobras).
Hitos 2013
• El 1 de octubre de 2013,
el Presidente de Bolivia, Evo Morales,
y el de Repsol, Antonio Brufau,
inauguraron, en el marco
de la segunda fase de desarrollo
del proyecto Margarita-Huacaya,
la ampliación de la planta
de procesamiento de gas.
Margarita-Huacaya está situado
en el sur del país andino, en el
departamento de Tarija. Gracias
al avance de este proyecto
se aumentó la capacidad de la
planta, con una producción de gas
de 14 millones de metros cúbicos
diarios. El plan de desarrollo
del área Margarita-Huacaya
es uno de los proyectos clave
de crecimiento contemplado
en el Plan Estratégico 2012-2016.
Repsol y sus socios han
adelantado en más de un año
el volumen de producción de gas
Surubi
Otros bloques
Tuichi
Huacaya
Margarita
Sábalo
San Alberto
Otros bloques
Amboro
Espejos
La Peña-Tundy
Los Sauces
Río Grande
establecido en el contrato de
operación, confirmando la apuesta
de la compañía en este proyecto
y en Bolivia.
El plan de desarrollo del área
en su fase final contempla
la perforación de cuatro pozos,
dos de los cuales ya se han
completado, y la ejecución
de trabajos de sísmica 2D
y 3D, con lo que se podrá seguir
aumentando la producción.
En diciembre de 2013 se inició
la producción del pozo Margarita
6 con seis millones de metros
cúbicos diarios de gas,
lo que lo convierte en el pozo
más productivo de la historia del
país y de toda la cuenca Subandina.
Este pozo es el segundo de los
cuatro que Repsol tiene previsto
perforar en la segunda fase
del proyecto Margarita-Huacaya,
que ha superado todas
las previsiones, tanto en plazos
como en producción. El volumen
de producción se ha conseguido
un año antes de lo previsto
y con Margarita 6 se ha incrementado
hasta los 15 millones de metros
cúbicos de gas diarios la producción
total del área.
Para incorporar los nuevos pozos
al sistema de producción, en 2013
se concluyó la construcción
de 29 kilómetros de gasoductos
y se amplió la estación
de compresión de Villamontes.
El consorcio Caipipendi, encargado
del proyecto, está operado
por Repsol, con una participación
del 37,5%, y tiene como socios
a BG (37,5%) y PAE E&P (25%).
La primera fase de este importante
proyecto de desarrollo entró
en producción en mayo de 2012.
Con la puesta en marcha de la
planta de procesamiento de gas,
junto con el sistema de recolección
de fluidos y gasoductos
y la completación de pozos,
la producción total de gas se elevó
de 3 a 9 Mm3
/d en 2012.
UPSTREAM

60 61
Brasil
Repsol tenía al cierre de 2013
derechos mineros sobre 7 bloques
en Brasil: 4 de exploración
(363 km2
de superficie neta)
y 3 de desarrollo (113 km2
de
superficie neta), localizados en las
cuencas de Santos, Espíritu Santo
y Campos. Repsol es la empresa
operadora en uno de estos bloques.
La producción neta del año fue
de 2,7 Mbbl de líquidos y 0,3 bscf
de gas natural, con una producción
neta total equivalente de 2,8 Mbep
(7.606 bepd), procedente de los
bloques Sapinhoá y Albacora
BM-C-33
Albacora
Leste
BM-S-9
(Sapinhoá
y Carioca)
BM-S-7
(Piracucá)
BM-S-50
BM-S-51
BM-ES-21
Leste. Las reservas probadas
netas de líquidos y gas natural
se estimaban en 59,3 Mbep
a 31 de diciembre de 2013.
Durante el ejercicio se concluyeron
5 sondeos exploratorios,
2 con resultado positivo.
Los buenos resultados obtenidos
en Brasil desde el año 2011
se han conseguido en el marco
de la alianza firmada en 2010 entre
Repsol (60%) y la compañía china
Sinopec (40%), creando la
sociedad Repsol Sinopec Brasil,
una de las mayores compañías
energéticas privadas de
Latinoamérica. Repsol Sinopec
Brasil es una de las empresas
líderes en exploración
y producción de Brasil,
donde dispone de una posición
estratégica en las áreas de mayor
potencial del presalino brasileño
y tiene una intensa actividad
exploratoria en la prolífica cuenca
de Santos, junto con Petrobras
y BG. La compañía tiene en Brasil
un importante y diversificado
portafolio de activos, que
incluye los campos productivos
de Sapinhoá y Albacora
Leste, y activos con grandes
descubrimientos realizados
en los últimos años en los bloques
BM-S-9 y BM-C-33.
Los importantes descubrimientos
exploratorios de los últimos
años, los proyectos de desarrollo
que se están materializando
y la alianza establecida con
Sinopec refuerzan la estrategia
de la compañía en el offshore
brasileño, una de las mayores
áreas de crecimiento en reservas
de hidrocarburos del mundo
y representan proyectos
clave de crecimiento en el área
de Upstream.
Hitos 2013
• En enero de 2013 comenzó
la explotación comercial
del megacampo Sapinhoá con el
inicio de la producción del primer
pozo productor en el área sur, en
el bloque BM-S-9, en el presalino
de las aguas profundas de la
cuenca de Santos. El segundo
pozo comenzó a producir
a mediados de febrero de 2014.
Sapinhoá, cuyo pozo descubridor
en 2008 fue considerado
por la consultora IHS como uno
de los cinco mayores hallazgos
del mundo ese año, es uno de
los proyectos de crecimiento clave
para la compañía. La producción
de este crudo de gran calidad se
realiza en el área sur de Sapinhoá
a través de una plataforma flotante
que produce, almacena y traslada
el petróleo a otro buque, la FPSO
(Floating Production, Storage and
Offloading) Cidade de São Paulo,
con capacidad para procesar
120.000 barriles de crudo
y 5 millones de metros cúbicos
de gas al día. Dentro del plan
de desarrollo completo del área
se conectarán a la plataforma
nuevos pozos productivos,
con los que se espera alcanzar
durante 2014 una producción total
de crudo de 120.000 barriles al día.
En una segunda fase de desarrollo
del campo Sapinhoá, en su área
norte, se instalará la plataforma
FPSO Cidade de Ilhabela,
que tiene una capacidad
de producción de 150.000 barriles
de crudo y 6 millones de metros
cúbicos de gas al día. Repsol
Sinopec Brasil tiene un 25%
en este proyecto que comparte
con Petrobras (45% y operador)
y BG (30%).
• En 2013 se realizaron las pruebas
de producción (EWT) en Sapinhoá
Norte, en el bloque BM-S-9,
conectando con la plataforma FPSO
Cidade de São Vicente, en una lámina
de agua de 2.140 metros
y a 310 kilómetros de la costa.
Las pruebas dieron unos resultados
muy positivos con un petróleo
de alta calidad.
• En junio de 2013 se realizó
un importante descubrimiento
exploratorio de petróleo de buena
calidad con el sondeo Sagitario,
situado en el bloque BM-S-50, en
aguas profundas de la cuenca de
Santos, en el presalino de Brasil.
Éste es el primer pozo perforado
UPSTREAM

62 63
en el bloque BM-S-50, que está
situado a 194 kilómetros de la costa
de São Paulo y tiene una lámina
de agua de 1.860 metros. IHS
lo incluyó en su lista de los diez
mayores descubrimientos mundiales
logrados en el primer semestre
de 2013. Repsol Sinopec Brasil tiene
una participación del 20% en este
bloque operado por Petrobras.
Este descubrimiento consolida
a Repsol Sinopec Brasil como una
de las principales empresas con
presencia en el presalino brasileño.
• El buque de perforación de
séptima generación Ocean Rig Mylos
llegó al bloque 33, en la cuenca
marina de Campos, a finales
de octubre de 2013 y comenzó
las actividades de perforación
en noviembre. Este buque,
construido en el astillero Samsung
Heavy Industries, en Corea del Sur,
es uno de los más modernos
y seguros del mundo, y puede
utilizarse para perforaciones
en láminas de agua de hasta
3.700 metros. Tiene 228 metros
de eslora y 42 metros de manga.
Repsol contrató este buque
en 2012 por un período de tres
años, con opción de extenderlo
dos más. Se empleará inicialmente
para el plan de evaluación
del bloque 33, que consiste, en
su primera fase, en dos sondeos,
más sus pruebas de producción.
En el bloque 33, Repsol ha realizado
tres importantes descubrimientos
como operador: Pão de Açúcar
(2012), Gávea (2011) y Seat (2010).
Los tres yacimientos representan
uno de los mayores descubrimientos
logrados hasta el momento
en el presalino de la cuenca
de Campos. En 2013 se registraron
2.585 km2
de símica 3D.
El bloque BM-C-33 es operado
por Repsol Sinopec Brasil (35%),
en colaboración con Statoil (35%)
y Petrobras (30%).
• En 2013 se continuó
con los trabajos del plan
de evaluación y conceptualización
del futuro desarrollo del proyecto
Carioca, en el bloque BM-S-9.
Se realizó un test de formación
(TFR) en Carioca Norte
y se perforó el sondeo Carioca SW,
con resultados muy positivos
al ampliar notablemente la columna
estimada de hidrocarburos
del sondeo Carioca. Todo ello
encaminado a definir de manera
más precisa el potencial
y la extensión del área de Carioca.
Bulgaria Canadá
poseía en Bulgaria derechos
mineros sobre 1 bloque de
exploración con una superficie neta
de 4.266 km2
. En 2013 se registraron
7.368 km2
de sísmica 3D y 3.088 km
de sísmica 2D.
Hitos 2013
• En 2013 se ratificó oficialmente
la adjudicación del bloque
exploratorio marino Han Asparuh,
ubicado en el Mar Negro. Este
bloque fue adjudicado en agosto
de 2012 a un consorcio formado
por Repsol (30%), Total (40% y
operador) y OMV (30%) por parte
de las autoridades de Bulgaria. Tiene
un área total de 14.220 km2
y se sitúa
en la subcuenca occidental del Mar
Negro, a una profundidad de entre
200 y 2.000 metros de agua.
Se trata de una zona fronteriza
compleja geológicamente
y de alta prospectividad. El bloque
se encuentra 25 kilómetros al sur
de un importante descubrimiento
de gas anunciado en 2012
por ExxonMobil y OMV en aguas
de Rumanía.
poseía en Canadá derechos mineros
sobre 8 bloques de exploración, con
.
Hitos 2013
• A principios de 2013, Repsol
obtuvo la adjudicación de un nuevo
bloque exploratorio en aguas
de Canadá en la ronda exploratoria
NL12-02-Flemish Pass. El bloque,
denominado EL-1134, se adjudicó
al consorcio formado por Husky
(40%), Suncor (35%) y Repsol
(25%). Este bloque marino tiene
una superficie total de 2.089 km2
EL-1110
EL-1111
EL-1114
EL-1121
EL-1123
EL-1125
EL-1126
EL-1134
y se localiza en la cuenca
de Southern Flemish.
La entrada en este nuevo bloque
exploratorio, que se añade
a los siete ya existentes, demuestra
el compromiso de Repsol
con la creación de un importante
portafolio de proyectos en el offshore
de Canadá, en línea con su
estrategia de diversificación
geográfica y crecimiento en países
de la OCDE.
UPSTREAM
• En diciembre de 2013 se presentó
a las autoridades brasileñas (ANP)
la declaración de comercialidad
del campo Carioca, incluyendo
la zona noreste y suroeste
del área del plan de evaluación
y devolviendo la zona sureste
a la ANP, que incluye los
prospectos Abaré, Abaré Oeste,
Iguazú Norte e Iguazú Sur.

64 65
Cosecha
Chipirón
Rondón
Cravo Norte
Tayrona
RC-11
RC-12
Guajira Oﬀshore 1
Colombia Ecuador Estados Unidos
A finales de 2013, Repsol tenía
en Colombia derechos mineros
sobre 8 bloques: 4 de exploración,
con una superficie neta
de 12.720 km2
, y 4 de desarrollo,
con un área neta de 151 km2
.
La producción neta del año
fue de 1,1 Mbbl (2.904 bbld)
de petróleo. Las reservas probadas
netas al cierre del ejercicio
se estimaban en 3,7 Mbbl.
Hitos 2013
• En el bloque terrestre Cosecha,
participado en su fase exploratoria
por Repsol (25%) y operado por Oxy
(75%), se produjo un descubrimiento
con el sondeo REX-1 durante el
primer semestre de 2013. El bloque se
encuentra en la cuenca de Llanos.
• En el bloque exploratorio marino
Tayrona, donde Repsol participa
con el 30%, se finalizó la campaña
sísmica, registrándose 1.518 km
de sísmica 2D. La licencia ambiental
fue otorgada en mayo de 2013.
Bloque 16
Tivacuno
Repsol tenía en Ecuador al cierre
de 2013 derechos mineros sobre
2 bloques de desarrollo regidos
bajo un contrato de servicios,
efectivo desde 2012, y que cuentan
con una superficie neta de 479 km2
.
La producción neta del año
fue de 4,4 Mbbl (12.071 bbld)
de petróleo, la mayor parte
procedente del bloque 16.
de petróleo a fin del ejercicio
Hitos 2013
• En los bloques 16 y Tivacuno,
donde Repsol es la compañía
operadora, se alcanzó en el primer
trimestre de 2013 una producción
total acumulada de 300 millones
de barriles. Repsol está presente
en estos bloques desde los años
2001 y 1992, respectivamente.
Beechey Point
Harrison Bay
Total Alaska
396 bloques
Karo
Posey
Otros
North Slope
(93 bloques)
(232 bloques)
(71 bloques)
Garden Banks, Green
Canyon, Mississippi
Canyon, Atwater Valley,
Keathley Canyon, Walker
RidgeyAlaminos Canyon
Shenzi
Sandridge
Total Golfo de México
119 bloques
tenía en Estados Unidos derechos
mineros sobre 515 bloques
situados en el Golfo de México
(Green Canyon, Alaminos Canyon,
Atwater Valley, Garden Banks,
Keathley Canyon, Mississippi
Canyon y Walker Ridge) y Alaska
(en las cuencas de North Slope,
Beaufort Sea y Chukchy Sea).
Del total, 509 son de exploración,
con una superficie neta de 6.047 km2
,
y los otros 6 son de desarrollo
(39 km2
). Adicionalmente, Repsol
participa en el importante proyecto
de recursos no convencionales
de Mississippian Lime. La
producción neta del año se situó
en 11,1 Mbep (30.333 bepd),
mientras que las reservas probadas
netas al cierre del ejercicio
se estimaban en 45,4 Mbep.
En 2013 se terminaron 3 sondeos
exploratorios, se compraron
27.094 km2
de sísmica marina 3D
y se registraron 823 km2
de sísmica
terrestre 3D.
Hitos 2013
• En abril de 2013, Repsol anunció
tres descubrimientos de petróleo
a diferentes profundidades
con los tres pozos perforados
en la campaña exploratoria
2012-2013 en Alaska. Los pozos
denominados Qugruk 1 (Q-1)
y Qugruk 6 (Q-6) mostraron
hidrocarburos en dos niveles
con resultados alentadores en las
pruebas de producción, mientras
que en el pozo Qugruk 3 (Q-3)
se encontraron hidrocarburos
en múltiples niveles. Los pozos
Q-1, Q-3 y Q-6 alcanzaron
profundidades de 2.493 metros,
3.214 metros y 2.637 metros,
respectivamente. Los trabajos
de evaluación y exploración
han continuado durante el invierno
de 2013-2014 (las actividades
de exploración en esta zona sólo
se pueden realizar cuatro meses
al año, cuando el terreno está
congelado). Con una participación
del 70%, Repsol es el operador
del consorcio descubridor,
en asociación con las compañías
norteamericanas 70 & 48 LLC
(22,5%), subsidiaria de Armstrong
Oil and Gas, y GMT Exploration
Company (7,5%).
El North Slope de Alaska es un área
especialmente prometedora para
Repsol, que ya ha demostrado ser
rica en petróleo.
• En Alaska, durante 2013, se
adjudicaron oficialmente a Repsol
los 41 bloques previamente
notificados como la mayor oferta
realizada en las rondas NS-2012W
y BS-2012W de Alaska North Slope
en noviembre de 2012.
• En el Golfo de México
estadounidense, las autoridades
del país, en la ronda exploratoria
227 de marzo de 2013, adjudicaron
dos nuevos bloques exploratorios
a Repsol. Los bloques marinos
son Green Canyon-GC 581,
en el que Repsol participa con
un 40%, y Atwater Valley-AT 172,
en el que participa con el 100%.
• En el activo de recursos
no convencionales del yacimiento
Mississippian Lime, situado entre
los estados de Kansas y Oklahoma,
en el que Repsol participa tras
el acuerdo ratificado en 2012
con la petrolera estadounidense
SandRidge Energy, se continuó
en 2013 con la intensa campaña de
perforación, con más de 400 pozos
productores completados en el año.
• En el importante activo
productivo de Shenzi, ubicado
en aguas profundas del Golfo
de México y donde Repsol tiene
un 28% de participación, en 2013
se terminó la perforación de dos
pozos de desarrollo y se inició
un tercero. Actualmente
hay 16 pozos en producción
(14 a través de la plataforma
Shenzi y 2 a través de la plataforma
Marco Polo) y se han perforado
cuatro pozos inyectores,
dos de ellos en 2013.
• En el primer semestre
de 2013 se inició la perforación
del segundo sondeo de evaluación
UPSTREAM

66 67
del descubrimiento Buckskin,
que se prevé finalizar en 2014.
Tras los positivos resultados del
primer sondeo de evaluación en 2011,
con este nuevo sondeo se terminará
de confirmar el gran potencial de
recursos del yacimiento y se definirá
el plan de desarrollo del campo,
con inicio estimado de la producción
entre los años 2017 y 2018. Repsol,
como operador del proyecto
en su primera fase exploratoria,
realizó en 2009 este importante
descubrimiento a una profundidad
total de unos 9.000 metros,
Guyana Indonesia Irak
Kanuku
Cendrawasih
Bay II, III y IV
East Bula
Seram
Cendrawasih,
Qala Dze
Piramagrun
Repsol disponía en 2013
de derechos mineros sobre 1 bloque
de exploración en el offshore
de Guyana que tiene una superficie
neta de 4.568 km2
. Se registraron
3.174 km2
de sísmica 3D y 862 km
de sísmica 2D.
Hitos 2013
• En mayo de 2013, Repsol
firmó un nuevo contrato PSC
(Production Sharing Contract)
con el Gobierno de Guyana para
la exploración del bloque offshore
denominado Kanuku. El contrato
contempla un periodo inicial
de cuatro años, con posibilidad
de extensiones hasta un máximo
de 10 años. Dicho bloque tiene
una extensión total de 6.525 km²
y se localiza en la costa de Guyana,
a unos 160 kilómetros de la
desembocadura del río Berbice.
de exploración en Indonesia, con
.
En 2013 se compraron 1.215 km2
de sísmica marina 3D.
Hitos 2013
• En junio de 2013, las autoridades
de Indonesia autorizaron la entrada
de Repsol, con una participación
del 30%, en el bloque exploratorio
marino Cendrawasih, que abarca
una superficie total cercana
a los 5.000 km2
. Este nuevo bloque
exploratorio se añade a los otros
cinco en los que Repsol ya participa
en aguas de Indonesia.
Repsol contaba al cierre de 2013 con
de exploración en Irak que suman
.
Hitos 2013
• En 2013 finalizaron los trabajos
de procesado e interpretación
de las campañas de adquisición
de sísmica 2D realizadas en 2012
en los bloques exploratorios
Piramagrun y Qala Dze. Como
resultado de los mismos,
se definieron los objetivos
en los que se prevé perforar;
en uno de ellos se comenzaron
en el cuarto trimestre de 2013
los trabajos de perforación
con el sondeo Zewe 1, en el bloque
Piramagrun. Se estima que
el segundo sondeo exploratorio,
denominado Binari Serwan
y situado en el bloque
Qala Dze, esté terminado
en la primera mitad de 2014.
• En el cuarto trimestre de 2013
se materializó la compra por parte
de la compañía Maersk de un 50%
del interés de Repsol en los dos
bloques. De este modo, Repsol
queda con una participación
del 50% en el área.
UPSTREAM
lo que lo convirtió en el pozo
más profundo operado hasta ese
momento por Repsol y uno de los
más hondos perforados en la zona.
La diversificada cartera de proyectos
de Repsol en Estados Unidos,
que incluye activos en producción
y proyectos exploratorios de gran
potencial, en ambos casos tanto
onshore como offshore, sitúa
a este país como una de las grandes
áreas estratégicas de la compañía
y fortalece la estrategia de
crecimiento en países de la OCDE.

68 69
Irlanda Liberia Libia Marruecos
derechos mineros sobre un área
exploratoria (proyecto Dunquin)
en Irlanda que abarca una superficie
neta de 324 km2
.
Hitos 2013
• En el segundo trimestre de 2013
se perforó el sondeo exploratorio
Dunquin (con Exxon como operador),
que fue declarado no comercial
en el tercer trimestre del año.
Repsol participa con un 25%.
FEL-3/04 (Dunquin)
LB-15
LB-10
poseía en Liberia derechos mineros
sobre 2 bloques de exploración
(LB-10 y LB-15), que suman
una superficie neta de 959 km2
.
Hitos 2013
• En junio de 2013, los socios
de los bloques LB-16 y LB-17
comunicaron a las autoridades
de Liberia la decisión de renunciar
a la segunda fase exploratoria.
• En el bloque LB-10, donde Repsol
participa con el 10%, se finalizó
en 2013 la interpretación
de los objetivos perforables
y se seleccionaron dos de ellos
con el objetivo de acometer
la perforación de los mismos
durante el año 2014. El operador
Anadarko ha asegurado
la contratación de un barco
para perforar estos dos sondeos
que está siendo construido
en Corea del Sur y será entregado
a principios de 2014 en Liberia.
Repsol tenía a finales de 2013
en este país norteafricano. De éstos,
6 son de exploración y suman
.
Los 2 bloques de desarrollo tienen
un área neta de 1.566 km2
.
de petróleo al cierre del ejercicio
Hitos 2013
• En octubre de 2013, Repsol
anunció un descubrimiento
de petróleo muy ligero de alta calidad
(39º API) en la cuenca de Murzuq,
en Libia. El hallazgo se produjo en
el bloque NC-115, que se encuentra
en el desierto del Sahara,
800 kilómetros al sur de Trípoli.
El pozo, denominado A1-129/02,
alcanzó una profundidad de 1.842
metros y mostró un flujo de crudo
muy positivo en las pruebas
de producción. Es el tercero de
los ocho pozos que se perforarán
en este bloque, que cuenta con
una extensión total de 4.398 km2
y ha demostrado excelentes
propiedades como reservorio
de hidrocarburos. Tras los buenos
resultados obtenidos, Repsol
continuará la campaña exploratoria
de esta zona, que comenzó
en 2013 y que se espera que
concluya a finales de 2015. Repsol
es la compañía operadora en
el área exploratoria del bloque,
con una participación del 40%,
y sus socios son la austriaca OMV
NC-206
NC-209
NC-115
NC-186
NC-115
NC-186
NC-210
NC-200
Repsol poseía al cierre de 2013
de exploración localizados
en las cuencas Gharb (offshore)
y Bechar (onshore), y que suman
.
Hitos 2013
• A mediados de 2013 se solicitó
a las autoridades de Marruecos
una licencia exploratoria para
el bloque marino Gharb. La solicitud
del permiso de exploración
se produjo después de obtener
buenos resultados en la evaluación
geológica y económica llevada
a cabo durante la licencia
de reconocimiento que Repsol firmó
con ONHYM (Office National
des Hydrocarbures et des Mines)
para los años 2010-2011 y a través
de una prórroga durante los años
2011-2012. El nuevo contrato
de exploración se encuentra sólo
pendiente de la firma oficial por
parte de las autoridades del país.
• Durante 2013 se completó
en las licencias de reconocimiento
Hauts-Plateaux y Boudenib
la campaña de perforación
de pozos someros iniciada en 2012
para obtener muestras de superficie
que están siendo analizadas
para determinar el potencial
en shale gas de ambos bloques.
Repsol firmó con la ONHYM
estas dos licencias de
reconocimiento en 2011.
Tánger-Larache
Boudenib
y la francesa Total, que disponen
de un 30% cada una.
• En 2013, durante algo más de cien
días, la producción en los bloques
NC-115 y NC-186 se vio afectada por
problemas ajenos a la operación.
A principios de enero de 2014 se
reanudó la producción, que volvió
a verse afectada a partir de finales
de febrero de 2014.
UPSTREAM

70 71
Mauritania México Namibia Nicaragua Noruega
TA-10
A 31 de diciembre de 2013,
Repsol poseía en este país africano
derechos mineros sobre 1 bloque
de exploración (TA-10) que abarca
y se encuentra en la cuenca
de Taoudenni. Repsol,
es la compañía operadora de
este bloque, mientras que el 30%
restante pertenece a RWE Dea.
Hitos 2013
• A finales de 2013 se inició
la perforación del sondeo
exploratorio Ouguiya-1.
Reynosa-
Monterrey
Repsol operaba en 2013
el bloque Reynosa-Monterrey,
que se encuentra al norte del país,
en la cuenca de Burgos, a través
de un contrato de servicios múltiples.
A finales de 2013 había
en producción cerca de 40 pozos,
cuyo resultado no se incluye
en los libros de Repsol
por pertenecer a la compañía
nacional. Por indicaciones
de Pemex, los trabajos durante
2013 se centraron básicamente
en servicios de mantenimiento.
El contrato de servicios con Pemex
finalizó el 8 de enero de 2014
y se procedió a la entrega
de las instalaciones. El contrato
se adjudicó en 2003 en la primera
licitación internacional convocada
por la empresa nacional mexicana
para participar en actividades
de desarrollo y producción de
campos de gas en el país. Repsol
inició esta operación en marzo
de 2004.
1910A
1911
2011A
Repsol poseía en este país
de exploración que abarcan
.
Hitos 2013
• En febrero de 2013 entró en vigor
el acuerdo firmado en julio
de 2012, por el que Repsol adquirió
a la compañía Arcadia Petroleum
un 44% de participación en la licencia
exploratoria 0010, situada en aguas
de Namibia y que comprende
los bloques offshore 1910A, 1911
y 2011A. Repsol asume la condición
de operador, en asociación
con Arcadia Petroleum (26%)
y Neptune (30%).
Repsol estaba pendiente al cierre de
2013 de la ratificación oficial de los
de exploración que suman una
superficie neta total de 1.558 km2
.
Hitos 2013
• A finales de 2013 se completó la
entrada de Repsol con un 20%
de participación en los bloques Tyra
e Isabel, operados por la compañía
Noble (80%). La operación estaba
pendiente de ratificación oficial a 31
de diciembre de 2013. A finales
de 2013 concluyó el pozo
exploratorio Paraíso, en el bloque
Tyra, con resultado negativo.
Se trata de una zona de frontera
de alto riesgo geológico.
Isabel
Tyra
de exploración, con una superficie
neta total de 3.520 km2
. En 6
de ellos era la compañía operadora
(PL-531, PL-541, PL-642, PL-692,
PL-705 y PL-711). Se registraron 1.592
km2
de sísmica 3D y se compraron
54.435 km2
de sísmica 3D.
Hitos 2013
• En enero se hizo efectiva la entrada
de Repsol (20%) en la licencia
PL-628, operada por Statoil
y situada en el Mar del Norte.
• En el primer trimestre de 2013,
el Norwegian Petroleum Directorate
anunció la adjudicación a Repsol
de una licencia en el Mar
de Noruega (PL-692), en la que
actúa como compañía operadora
en asociación con Edison (30%)
y Skagen44 AS (30%). La concesión
de esta licencia es por un periodo
de siete años.
• En junio de 2013, el Ministerio
de Petróleo y Energía de Noruega
anunció el otorgamiento a Repsol
de cuatro licencias exploratorias
UPSTREAM

72 73
en la ronda 22. Dos se sitúan
en el Mar de Noruega (PL-704,
Repsol 30% y PL-705, Repsol 40%
y operador) y las otras dos en el
Mar de Barents (PL-711, Repsol 40%
y operador, y PL-721, Repsol 20%).
• Durante el primer semestre de 2013,
Repsol renunció a dos licencias:
PL-356 (operada por Det Norske),
en el Mar del Norte; y PL-530
(operada por Gaz de France Suez),
en el Mar de Barents.
• En el último trimestre del año se
materializó la dilución de un 15% en la
licencia PL-541 a favor de la compañía
Explora Petroleum. Repsol mantiene
un 35% y su estatus como operador
del área.
• En enero de 2014 se recibió
la comunicación de que en la ronda
APA 2013 (Awards in Predefined
Areas) se adjudicaron a Repsol tres
licencias (una de ellas en calidad
de operador): PL-658B (Mar de
Barents), PL-750 (Mar de Noruega)
y PL-763 (Mar de Noruega).
PL-644
PL-656
PL-557
PL-557B
PL-589
PL-642
PL-512
PL-640
PL-529
PL-531
PL-658
PL-541
PL-628
PL-692
PL-711
PL-721
PL-704
PL-705
Perú
Bloque 39
Bloque 109
Bloque 103
Bloque 57
(Kinteroni-Sagari)
Bloque 56
Bloque 88
(Camisea)
Bloque 76
Repsol tenía en este país derechos
mineros sobre 7 bloques:
5 de exploración, con una superficie
neta de 15.789 km2
y 2 de desarrollo,
con un área neta de 202 km2
.
En 2013, la producción neta
de hidrocarburos en Perú fue
de 10,9 Mbep (29.902 bepd),
procedente de los bloques 56
y 88 (yacimiento Camisea).
La producción neta de crudo
se situó en 3,7 Mbbl, incluidos
condensados y líquidos,
y en 40,5 bscf de gas natural.
de crudo y gas se estimaban en
332,8 Mbep al cierre del ejercicio.
En 2013, el suministro de gas
natural a la planta de licuación
de Peru LNG procedente de la
región de Camisea, donde Repsol
tiene una participación del 10%
en los bloques 56 y 88, continuó
con normalidad. La producción
del yacimiento Camisea
se destina al mercado local y al
abastecimiento de Peru LNG.
En estos bloques se encuentran
en producción los campos
Cashiriari y San Martín.
Hitos 2013
• El Ministerio de Energía y Minas
de Perú informó a mediados
de 2013 de la reanudación
de las obras de ampliación que
se están llevando a cabo en el
ducto de gas de Camisea, lo que
permitirá aumentar la capacidad
actual del mismo de 1.230 a 1.540
millones de pies cúbicos diarios.
Este ducto está operado por la
compañía Transportadora de Gas
del Perú (TGP), donde Repsol
tenía a 31 de diciembre de 2013
una participación del 10%.
El Ministerio estima que estas
obras estén concluidas
en el primer semestre de 2015.
• El campo Kinteroni, situado en
el bloque 57, quedó en disposición
de iniciar su producción en 2013,
pendiente sólo de concretar
aspectos comerciales. En 2012
se completó el plan de desarrollo
iniciado a mediados de 2010
y que consistió en la perforación,
completación y pruebas de pozos
productivos, y en la construcción
de las instalaciones de superficie
y el sistema de tuberías hasta
la planta de Malvinas. El campo
Kinteroni se localiza en la zona
centro-oriental de Perú, al este
de la cordillera de los Andes,
en la cuenca Ucayali-Madre
de Dios. Kinteroni fue descubierto
por Repsol en enero de 2008
y supuso uno de los mayores
hallazgos del mundo ese año.
• A finales de enero de 2014
se firmó con la compañía Enagás
la venta del 10% de la participación
de Repsol en el gasoducto
Transportadora de Gas del Perú
(TGP), cuyo perfeccionamiento
está sujeto al cumplimiento
de condiciones suspensivas
cuyo cumplimiento se estima
que podría darse durante el
primer semestre de 2014. TGP
es la empresa responsable del
transporte de gas natural y líquidos
desde el campo de producción
de Camisea hasta la planta de
licuefacción de Peru LNG,
situada en Pampa Melchorita,
y la ciudad de Lima. Esta operación
se enmarca dentro del objetivo
de desinversiones en activos no
estratégicos recogido en el Plan
Estratégico 2012-2016 de Repsol.
UPSTREAM

74 75
Portugal Rumanía Rusia
de exploración (superficie neta
de 13.653 km2
).
Hitos 2013
• En el tercer trimestre de 2013
se hizo efectiva la adquisición por
parte de Repsol de la participación
del 50% que tenía Petrobras
en los bloques offshore Mexilhão,
Ameijoa, Ostra y Camarão. En 2012,
Repsol había adquirido a Partex
el 15% de participación en estos
bloques situados en Peniche.
Tras estas compraventas,
Repsol es el operador y eleva
su participación al 65%.
• En los bloques del Algarve
(Lagosta y Lagostim), durante 2013
se continuó con el procesado
de la sísmica 3D adquirida en 2012.
Se dispondrá del resultado
de estos trabajos durante 2014
y entonces se definirá la ubicación
del primer sondeo exploratorio.
Los bloques Lagosta y Lagostim,
en los que Repsol tiene un 90%,
se encuentran en una lámina
de agua de entre 500 y 1.500 metros
y están situados a una distancia
de la costa de entre 15
y 100 kilómetros. La compañía
portuguesa Partex tiene
el 10% restante en este proyecto.
Lagosta
Lagostim
Camarão
Ameijoa
Ostra
Mexilhão
Targoviste
Pitesti
Baicoi
Targu Jiu
neta de 3.304 km2
. Se compraron
5.974 km2
de sísmica 3D y 11.891 km
de sísmica 2D.
Hitos 2013
• En marzo de 2013, Repsol anunció
la firma de un acuerdo con la filial
rumana de la petrolera austriaca,
OMV Petrom, para explorar
de forma conjunta los niveles
profundos (entre 2.500
y 3.000 metros) en cuatro bloques
en Rumanía ubicados en las fajas
plegadas de los Cárpatos.
La participación de Repsol en este
proyecto es del 49% y OMV Petrom
es la compañía operadora.
La experiencia de Repsol
en la exploración en áreas de fajas
plegadas facilitó la consecución
de este acuerdo.
Rumanía cuenta con un gran
potencial exploratorio onshore
y offshore en el Mar Negro.
La entrada en este país supone
para Repsol la oportunidad
de explorar por debajo de los
campos tradicionales de petróleo,
en un área con gran potencial
de hidrocarburos dentro
de la Comunidad Europea.
neta de 8.615 km2
, y 16 bloques
de desarrollo, con una superficie
neta de 1.017 km2
.
Durante 2013 se registraron 1.010 km2
de sísmica 3D.
La producción neta del año se situó
en 3,9 Mbbl de líquidos y 8,1 bscf
de gas natural, con una producción
neta total equivalente de 5,3 Mbep
(14.591 bepd). Las reservas netas
ascendían a finales de 2013
a 39,4 Mbep.
Hitos 2013
• En enero de 2013, Repsol incluyó
los activos de la compañía Eurotek
en la joint venture AR Oil and Gaz BV
(AROG), que incluye dos
importantes campos de gas:
Syskonsininskoye (SK), que se puso
en producción a finales de febrero
de 2013, y Yuzhno-Khadyryakhinskoye
(YK), que está en la fase final
de evaluación, previa a su puesta
en desarrollo. Con todo ello,
a finales de enero de 2013 quedó
completada la formación de la
empresa conjunta AROG entre
Alliance Oil (51%) y Repsol (49%).
UPSTREAM

76 77
Repsol y Alliance Oil completaron
en agosto de 2012 la primera
fase de este proyecto de exploración
y producción de hidrocarburos con
la incorporación de activos a la
sociedad conjunta AROG por parte
de Alliance Oil y la adquisición
de acciones por parte de Repsol.
Este acuerdo se firmó en diciembre
de 2011 y servirá de plataforma de
crecimiento para ambas compañías
en la Federación Rusa, el mayor
productor de gas y petróleo del
mundo. La compañía Alliance Oil
aportó en 2012 su filial Saneco,
que tiene actividades de exploración
Cuenca West Siberian
Total 15 bloques
Cuenca
Volga-Urales
Total
14 bloques
y producción en la región de Samara
(cuenca Volga-Urales), con reservas
probadas y probables en 11 campos
de petróleo y ya en producción.
Repsol adquirió acciones
de la sociedad y suscribió nuevas
hasta alcanzar una participación
del 49%, e incorporó en sus libros
en el tercer trimestre de 2012
la producción y las reservas
provenientes de este importante
proyecto. En diciembre de 2012
se dio el siguiente paso cuando
Alliance incluyó en AROG los
activos de su filial Tatnefteodatcha
(TNO), ubicados en la región
rusa de Tatarstan (cuenca
Volga-Urales), concretamente
dos campos petrolíferos
y sus respectivas licencias
de exploración y producción.
Este acuerdo alcanzado
con la compañía Alliance combina
el conocimiento y el acceso
a oportunidades de exploración
y producción que ésta tiene
en Rusia, con las capacidades
técnicas y financieras de Repsol,
generando así una alianza
en exploración y producción a largo
plazo. El acuerdo incluye también
la búsqueda conjunta de nuevas
oportunidades de crecimiento
mediante la adquisición de activos
de petróleo y gas en Rusia.
• En febrero de 2013 se inició
la producción de gas en el campo
Syskonsininskoye (SK), en la región
Khanty-Mansiysk de la estepa
siberiana. El desarrollo completo
del campo contempla un total
de 11 pozos productores que se
estima que estarán en producción
en 2014. La puesta en marcha
de este campo es el primer
proyecto de producción que realizan
conjuntamente Repsol y Alliance Oil
desde la creación de su joint venture
para la exploración y producción
de hidrocarburos en Rusia.
• A mediados de 2013 se produjo
un descubrimiento exploratorio
con el sondeo Gabi 3, en el bloque
Karabashsky-2, ubicado en Siberia,
donde Repsol es la compañía
operadora con el 100%
de participación. El sondeo alcanzó
una profundidad de 1.350 metros.
También se finalizó en 2013
el sondeo Gabi 1, en el bloque
Karabashsky-1 (100% Repsol),
con muy buenos resultados,
que se confirmarán con las pruebas
de producción que se acometerán
en 2014.
• En 2013 se incorporaron
al dominio minero de la compañía
dos nuevos bloques exploratorios
en Siberia, Karabashsky-3
y Karabashsky-9, donde Repsol
es la compañía operadora
con el 100% de participación.
• Repsol vendió el 3,47% de su
participación en Alliance Oil.
UPSTREAM

78 79
Sierra Leona Trinidad y Tobago Túnez Venezuela
SL-07B-10
TSP (Teak, Samaan,Poui)
S.E.C.C (Ibis)
5B Manakin
West Block, East Block
23B
Al cierre del año 2013, Repsol tenía
en Sierra Leona derechos mineros
sobre 1 bloque de exploración
offshore, con una superficie neta
de 1.273 km2
. La compañía
participa en el bloque SL-07B-10,
que proviene de las áreas retenidas
de los antiguos bloques SL-6 y SL-7,
que fueron adjudicados en enero
de 2003. La profundidad de agua
del bloque varía entre los 100
y los 3.800 metros.
A la fecha de publicación se han
cumplido todos los compromisos
de actividades exploratorias
asumidos con las autoridades
del país en esta fase exploratoria.
Al cierre del ejercicio 2013, Repsol
tenía derechos mineros sobre
7 bloques offshore de desarrollo
(2.363 km2
de superficie neta),
que incluyen el 30% de los activos
de exploración y producción
offshore de la compañía bpTT
en Trinidad y Tobago a través
de la participación en la sociedad
BPRY. La producción neta
del ejercicio se cifró en 4,2 Mbbl
de líquidos y 253,4 bscf de gas
natural, con una producción neta
equivalente de 49,3 Mbep (135.046
bepd). Las reservas probadas
netas de petróleo y gas natural
se estimaban en 325,3 Mbep a 31 de
diciembre de 2013. Adicionalmente,
Repsol participa con un 40% en un
bloque exploratorio de 1.030 km2
de superficie neta.
Hitos 2013
• En noviembre de 2013 se procedió
a la firma del contrato exploratorio
del bloque 23B. Este nuevo bloque
en aguas profundas del país está
participado por Repsol (40%)
y BHP (60% y operador). En 2014
se realizará una campaña sísmica
3D para confirmar el potencial
del bloque.
• Durante 2013, bpTT continuó
con la campaña de perforación
de pozos de desarrollo en los
campos Savonette e Immortelle.
Esta sociedad, donde Repsol tiene
un 30%, opera una extensa área
offshore, cuya producción se
destina a abastecer los trenes de
licuación de la planta Atlantic LNG.
• En el bloque TSP se avanzó
durante 2013 en la preparación
de la campaña de perforación
que se realizará en 2014, que consta
de entre 6 y 8 pozos de desarrollo.
Repsol es el operador en TSP
con una participación del 70%.
A diciembre de 2013, Repsol
mantenía en este país derechos
mineros sobre 3 bloques
de exploración offshore, adquiridos
en 2011, que cuentan con una
superficie neta de 7.560 km2
y en los que Repsol es el operador,
con una participación del 50%.
Hitos 2013
• En la primera mitad de 2013
se realizó una campaña
de adquisición de sísmica 2D
de 2.586 km sobre los tres bloques
offshore. El procesado de la misma
se completó durante el último
trimestre del año.
• A mediados de 2013 se solicitó
a las autoridades del país una
extensión del período exploratorio
en los tres bloques con el objeto
de completar la evaluación
del potencial del área.
Ras Korane
Ras Rihane
Nadhour
mantenía en Venezuela derechos
mineros sobre 8 bloques de
desarrollo, con una superficie neta
de 853 km2
. La producción neta
del año se situó en 4,9 Mbbl de
petróleo y líquidos separados del
gas natural y en 46,7 bscf de gas,
con un total equivalente de 13,3
Mbep (36.355 bepd), procedentes
fundamentalmente de los bloques
Quiriquire, Barúa Motatán, Mene
Grande y Yucal Placer. Las reservas
probadas netas de líquidos y gas
natural se estimaban en 454 Mbep
al cierre del ejercicio.
Hitos 2013
• En el proyecto clave de Perla,
situado en el bloque Cardón IV,
en el Golfo de Venezuela,
el consorcio Cardón IV (Repsol
32,5%, ENI 32,5% y PDVSA 35%)
continuó en 2013 avanzando
en el plan de desarrollo. Éste
contempla tres fases en función
de los volúmenes de gas natural
no asociado que se producirá (150,
450 y 800 Mscfd). Adicionalmente,
se prevé una última fase
para alcanzar 1.200 Mscfd.
Se estima que la primera fase
de 150 Mscfd se pondrá
en producción a finales de 2014.
La aprobación de la declaración
de comercialidad y del plan
de desarrollo se recibió en agosto
de 2012 por parte de las
autoridades de Venezuela.
El desarrollo del proyecto
contempla una serie de trabajos,
tanto en tierra como en mar,
entre los que destacan
la perforación de nuevos pozos
y la reentrada en pozos ya
perforados en la fase exploratoria,
la instalación de gasoductos
de producción, la construcción
e instalación de plataformas
marinas, la construcción de la
planta de procesado y tratamiento
de gas en tierra y la línea desde
este punto hasta el lugar
de entrega del gas a PDVSA Gas.
Como contribución al desarrollo
de las comunidades de la zona,
se incluyen también aportaciones
UPSTREAM

80 81
sociales a la comunidad, de acuerdo
con lo establecido por el Ministerio
de Energía y Minería.
En 2013 se realizaron los trabajos
de ingeniería de detalle para la
planta de procesamiento en tierra
firme, se adjudicó el contrato
de suministro de equipos
para la planta y se firmó el contrato
para su construcción. También
se adjudicó el contrato EPC
(Engineering, Procurement and
Construction) para la construcción
y montaje de las instalaciones
marinas, se avanzaron los trabajos
de instalación de la línea
de producción (aproximación
a costa), se adjudicó el contrato
del equipo de perforación,
se realizaron los trabajos
de movimiento de tierra y se inició
la ingeniería de detalle
de los tanques de condensado.
• En 2013 se avanzó en los trabajos
de desarrollo de Carabobo,
un proyecto de crudos pesados
clave en Venezuela y donde Repsol
tiene una participación del 11%.
Además, se continuó con la
campaña sísmica, se aprobó
la contratación de una planta
de procesamiento con una
capacidad de 30.000 barriles
de crudo diarios para la producción
temprana acelerada, y la instalación
futura de dos nuevas plantas
de 30.000 barriles de petróleo
al día, y se adjudicó el contrato
FEED (Front End Engineering
Design) de las instalaciones
permanentes de Upstream.
Cardón IV Quiriquire
Quiriquire(gas)
Carabobo
Mene Grande
Barúa Motatán
Yucal Placer Norte
Yucal Placer Sur
A finales de diciembre
de 2012 se anunció el inicio
de la producción del primer pozo
previsto en el plan de desarrollo
acelerado del campo Carabobo.
Se estima que la producción
temprana comenzará en torno
a 2016, y previsiblemente
se alcanzará la meseta de
producción de 400.000 barriles
de petróleo al día en 2019 con la
puesta en marcha del mejorador.
Esta instalación, con una capacidad
para procesar 200.000 barriles
de petróleo al día, permitirá
incrementar la calidad del crudo
hasta los 32º API.
El proyecto Carabobo fue
adjudicado en febrero de 2010
por el Gobierno venezolano
a un consorcio de compañías
internacionales liderado por Repsol.
Este importante proyecto consiste
en el desarrollo, junto con PDVSA,
de las reservas de crudo pesado
de las áreas Carabobo 1 Norte
y Carabobo 1 Centro, situadas
en la Faja Petrolífera del Orinoco.
Esta área es una de las que cuentan
con las mayores reservas
de hidrocarburos sin desarrollar
del mundo y en la que se alcanzará
una producción de 400.000 barriles
de petróleo diarios durante
un período de 40 años. Parte
del crudo pesado de este proyecto
se destinará a las refinerías
españolas de Repsol, lo que permitirá
sacar partido a la apuesta de la
compañía por el uso de avanzadas
técnicas de conversión profunda
en sus complejos industriales.
• En el primer semestre del año
Repsol abrió una nueva oficina
en Venezuela, en concreto
en la ciudad de Maracaibo,
desde donde se dará apoyo
a las actividades que la compañía
desarrolla en el occidente del país.
Desde esta oficina se dará soporte
a las actividades de la empresa
mixta Petroquiriquire, que opera
los campos Barúa Motatán y Mene
Grande, y en la que Repsol tiene
una participación del 40%.
UPSTREAM

82
Downstream
Repsol volvió a conseguir en 2013 una posición de liderazgo en términos de margen integrado de refino
y marketing en Europa. La utilización de las unidades de conversión de su sistema de refino alcanzó
el 99%. Todo ello, en un entorno caracterizado por la continuada caída de la demanda en Europa,
y en España en particular, que ha presionado a la baja los márgenes de refino y química, y las ventas
en los negocios comerciales.
Tras la puesta en marcha a finales de 2011 y principios de 2012 de los dos grandes proyectos
en las refinerías de Cartagena y Petronor, respectivamente, las líneas de actuación del negocio de refino
se centran fundamentalmente en la optimización del esquema productivo y en la mejora de la eficiencia.
Crudo
Trading y transporte
de crudo y productos
a las refinerías
para su
procesamiento
Crudo procesado
en 2013:
38,1millones de toneladas
Refino
y transformación
del crudo
en productos
petrolíferos
Elaboración
de una amplia
variedad
de productos
petroquímicos
Procesamiento
y distribución
de GLP
Distribución
y comercialización
de los productos
petroquímicos
producidos
Distribución
y comercialización
de los productos
petrolíferos
obtenidos
Downstream
Capacidad
de refino:
998kbbl/d
Capacidad
Petroquímica bruta
(Básica + Derivada)
5.299kt
Ventas
de GLP:
2.464kt
Ventas
de productos
petroquímicos:
2.337kt
Ventas
de productos
petrolíferos:
43.177kt
Número
de estaciones
de servicio:
4.604
Productos
petrolíferos
Química GLP Química Marketing
Almacenamiento
y transporte Actividad industrial Comercialización
Principales
acontecimientos 2013
Negocio
de Downstream
• Inauguración de la nueva Unidad
de Reducción de Fueloil de la refinería
de Petronor.
• Apertura de la oficina comercial
en Singapur.
• Acuerdo de venta de tecnología
al grupo chino Jilin Shenhua
para la construcción de una planta
de polioles flexibles y poliméricos en China.
• Récord de ventas de lubricantes.
• Refino: obtención de carburantes, combustibles y otros derivados
del petróleo.
• Marketing: comercialización y venta de los productos de la compañía.
• Trading y transporte: suministro de crudos y productos al sistema de refino,
y al trading de crudos y productos fuera del sistema propio.
• Química: producción y comercialización de diversos productos.
• GLP: producción, distribución y venta minorista de butano y propano.
• Nuevas Energías: esta división se encarga de identificar oportunidades,
promover proyectos y llevar a cabo iniciativas en ámbitos como la biotecnología,
la electrificación del transporte y la generación renovable.

84 85
Refino
El Grupo Repsol posee y opera cinco
refinerías en España (Cartagena,
A Coruña, Bilbao, Puertollano
y Tarragona), con una capacidad
de destilación total de 896.000
barriles de petróleo al día (incluida
la participación en Asfaltos
Españoles). En la refinería
de La Pampilla (Perú), en la que
Repsol es el operador y tiene
una participación del 51,03%,
la capacidad instalada se sitúa
en 102.000 barriles de petróleo al día.
Como en años anteriores,
el ejercicio estuvo marcado por
los efectos de la crisis económica
internacional. La demanda
de productos petrolíferos disminuyó
en los países de la OCDE, lo
que afectó al negocio de refino,
Refinerías de Repsol en España
Tarragona
Puertollano
Reﬁnerías
de Repsol
Oleoductos de CLH
Oleoducto de crudos
de Repsol
Poliducto de Repsol
Cartagena
Bilbao
A Coruña
especialmente en Europa,
donde los márgenes
se mantuvieron bajos. A la débil
demanda y al exceso de capacidad
de refino europeos se unieron
unas exportaciones crecientes
de productos petrolíferos desde
Estados Unidos (sobre todo
de destilados medios) motivadas
por las elevadas tasas de utilización
de sus refinerías, cuyo origen son
los bajos precios de los crudos
y los costes energéticos derivados
de la explotación de recursos
no convencionales. Este hecho
deprime aún más los márgenes
de refino en el entorno europeo.
Por esta razón, en 2013
se sucedieron cierres de
refinerías y se prevé que esta
reestructuración del sector
continúe en los próximos años
en Europa con la clausura de las
instalaciones menos complejas
y con menor competitividad.
Estos cierres permitirán un mejor
ajuste de la oferta a la demanda,
lo que previsiblemente conducirá
a una recuperación de los márgenes,
especialmente los de aquellas
refinerías que estén orientadas
a la producción de destilados
medios y con capacidad
para procesar crudos pesados,
como es el caso de Repsol.
El índice de margen de refino
en España se situó en 2013 en 3,3
dólares por barril, inferior
al de 2012 (5,3 dólares por barril).
En cuanto a Perú, el margen
de refino anual se situó
en 0,8 dólares por barril, frente
a los 3,9 dólares por barril de 2012.
(1)
Información presentada de acuerdo con el criterio de consolidación del Grupo Repsol: todas las
refinerías citadas se integran globalmente en los estados financieros del Grupo. La capacidad
reportada de Tarragona incluye la participación en ASESA.
(2)
Definido como el ratio entre capacidad equivalente de Craqueo Catalítico en Lecho Fluidizado (FCC)
y la capacidad de destilación primaria.
capacidad de refino (1)
Destilación
primaria
(Miles de barriles por día)
Índice de
conversión(2)
(%)
Lubricantes
(Miles de toneladas por año)
España
Cartagena 220 76 155
A Coruña 120 66 –
Puertollano 150 66 110
Tarragona 186 44 –
Bilbao 220 63 –
total repsol (españa) 896 63 265
Perú
La Pampilla 102 24 –
total repsol 998 59 265
2012 2013
Capacidad de refino (kbbl/d) 998 998
Índice de conversión en España (%) 63 63
Margen de refino en España ($/bbl) 5,3 3,3
Estaciones de servicios (controladas + abanderadas) 4.549 4.604
Ventas de productos petrolíferos (kt) 42.744 43.177
Ventas GLP (kt) 2.537 2.464
Ventas de productos petroquímicos (kt) 2.308 2.337
Inversiones (millones de euros) 666 656
2011 2012 2013
2010 2011 2012
31,5 37 38,1
+3,2%
2011 2012 2013
104.756 111.039 116.557
2011 2013 2013
104.756 111.039 116.557
Crudo
procesado
Millones de toneladas

86 87
son necesarias para la formulación
de lubricantes avanzados, e implican
una importante reducción
de emisiones y consumo.
Marketing
Repsol comercializa su gama
de productos mediante una amplia
red de estaciones de servicio.
Además, la actividad de marketing
incluye otros canales de venta
y la comercialización de gran
variedad de productos, como
lubricantes, asfaltos, coque
y derivados.
Las ventas totales del marketing
propio fueron de 21.379 miles
de toneladas en 2013,
manteniéndose en línea
con las del año anterior.
Los descensos del consumo
nacional, más moderados
que en años anteriores
y motivados por una contracción
de la demanda, se han visto
compensados con el crecimiento
internacional y las nuevas
oportunidades de negocio.
Hay que destacar el éxito
en la apertura de nuevas líneas
de comercialización de productos
en el exterior, el mantenimiento
de la cuota en el mercado
de gasolinas y gasóleos en España,
y la mejora de la posición
en Portugal.
En este difícil entorno, la gestión
del margen de comercialización
y del riesgo de crédito permitió
obtener resultados positivos
tanto al canal de estaciones de
servicio como al de ventas directas
dirigidas al consumidor final.
Al cierre de 2013, Repsol
contaba con 4.604 estaciones
de servicio en los países adscritos
a la división de Downstream.
En España, la red estaba
compuesta por 3.615 puntos
de venta, de los cuales el 69,5%
tenía un vínculo fuerte y el 26%
eran de gestión propia. En el resto
de países, las estaciones
de servicio se repartían
entre Portugal (433), Perú (354)
e Italia (202).
La compañía mantiene su política
de asociación con empresas
líderes del mercado, como
El Corte Inglés, cuyas campañas
promocionales conjuntas ofrecían
descuentos por compras, tanto
en las estaciones de servicio
de Repsol como en los
establecimientos de la cadena
de grandes almacenes. También
ha consolidado su alianza
estratégica con Burger King.
En línea con la vocación de Repsol
de estar atentos a las tendencias
cambiantes del mercado,
la compañía ha llevado a cabo
una prueba piloto de un modelo
de negocio basado en una creciente
automatización de puntos de venta.
En 2013 se abrieron 26 instalaciones
de este nuevo modelo de negocio
bajo la marca Campsa Express.
Repsol consolidó en 2013
su posición internacional como
productor y comercializador
de coque verde combustible,
realizando más del 50%
de las ventas de este producto
en el mercado exterior y llegando
hasta un total de 20 países,
En este contexto, las refinerías
de Repsol gestionadas por la
división de Downstream procesaron
38,1 millones de toneladas de crudo,
lo que representa un aumento
del 3% respecto a 2012, debido
en parte al aumento de la capacidad
de la refinería de Cartagena.
La utilización media de la capacidad
de refino fue del 78% en España,
superior al 74% del año anterior.
En Perú, el grado de uso fue,
en cambio, inferior al de 2012,
pasando del 70% al 60% en 2013.
Se están ejecutado un gran número
de medidas de mejora de la
eficiencia energética como vector
más importante de optimización
de costes operativos, de
mantenimiento y mejora de
la competitividad del negocio,
de gestión de mercados y logísticas
de acceso a los mismos,
y de relación con el entorno
del negocio, todo ello fundamentado
en una adecuada gestión
de las personas y en una política
activa de seguridad, respeto
medioambiental e innovación.
En 2013 se avanzó en la construcción
de la nueva planta de producción
de bases lubricantes de nueva
generación, instalación conjunta
con la empresa coreana SKL.
Se espera poner en marcha esta
nueva planta en el segundo
semestre de 2014. La planta,
anexa a la refinería de Cartagena,
supondrá una inversión estimada
de 250 millones de euros.
Las refinerías de Cartagena
y Tarragona proporcionarán
la materia prima que alimentará
la planta. Las bases producidas
downstream
estaciones de servicio
España 3.615
Portugal 433
Perú 354
Italia 202
total 4.604
origen del crudo procesado
2012 2013
Oriente Medio 17% 14%
Norte de África 13% 13%
África Occidental 6% 7%
Latinoamérica 40% 38%
Europa 24% 28%
total 100% 100%
(1)
Información presentada de acuerdo con
el criterio de consolidación del Grupo Repsol:
todas las refinerías citadas se integran
globalmente en los estados financieros del Grupo.
(2)
Incluye el 50% de la producción de asfalto
de Asfaltos Españoles, S.A. (ASESA), una
compañía participada al 50% por Repsol y Cepsa.
Repsol comercializa el 50% de los productos
de ASESA.
producción
Miles de toneladas 2012 2013
Materia prima procesada(1)
Crudo 36.960 38.074
Otras materias primas 8.213 7.312
total 45.173 45.386
Producción de refino
Destilados intermedios 21.863 22.299
Gasolina 7.165 7.587
Fuelóleo 4.474 3.555
GLP 961 929
Asfaltos(2)
970 1.080
Lubricantes 184 232
Otros (excepto petroquímica) 5.827 6.059
total 41.444 41.7412011 2012 2013
2010 2011 2012
31,5 37 38,1
+3,2%
2011 2012 2013
104.756 111.039 116.557
2011 2013 2013
104.756 111.039 116.557
Ventas de lubricantes
Toneladas

88 89
la calidad del aire en las ciudades.
La industria prevé que en cinco
años habrá en circulación unos
200.000 vehículos a AutoGas
en España. Repsol, consciente
del interés por este combustible
alternativo, contaba a finales
de 2013 con 476 puntos de
suministro de AutoGas en el
mundo, de los cuales 228 están
en España. Adicionalmente,
en instalaciones de clientes ya
existen 297 puntos de suministro.
Química
El negocio de química produce
y comercializa una amplia
variedad de productos
en más de 90 países y lidera
el mercado en la Península
Ibérica. Sus actividades abarcan
desde la petroquímica básica
hasta la derivada.
principalmente de Europa
y el norte de África.
Más del 60% de las ventas
de lubricantes y especialidades
se realizan en el mercado
internacional, operando en más
de 90 países y con más de 60
distribuidores internacionales
de lubricantes. Reforzando
la presencia internacional,
operadores. En 2013 alcanzó
unas ventas de 131.344 toneladas,
lo que convierte a la compañía
en el tercer operador, con una
cuota de mercado superior al 20%.
En Latinoamérica, Repsol
comercializa GLP envasado,
a granel, canalizado y automoción
en los mercados doméstico,
comercial e industrial de Perú
y Ecuador, con unas ventas
de 1.051 miles de toneladas.
El AutoGas (GLP para automoción)
es el carburante alternativo
más utilizado en el mundo,
con más de 21 millones de vehículos
(ocho millones en Europa). Aunque
en España su penetración todavía
es limitada, el crecimiento
de las ventas superó el 30% en 2013,
lo que demuestra un aumento
en la demanda de este combustible
económico y que ayuda a preservar
La producción se concentra en tres
complejos petroquímicos, situados
en Puertollano, Tarragona (España)
y Sines (Portugal), en los que existe
un alto nivel de integración
entre la química básica y la derivada,
así como con las actividades
de refino en el caso de los complejos
de España. Repsol cuenta también
con diferentes compañías
subsidiarias y filiales, a través
de las cuales dispone de plantas
dedicadas a la fabricación
de compuestos de polipropileno,
especialidades químicas y caucho
sintético, este último a través
de Dynasol, alianza al 50%
con el grupo mexicano KUO,
con plantas en España y México,
y otra más en construcción en China
junto con un socio local, Shanxi
Northern Xing’an Chemical Industry.
El estancamiento de la demanda,
así como la incertidumbre sobre
ventas de glp
Miles de toneladas 2012 2013
España 1.271 1.281
Resto de Europa 143 131
Perú 622 665
Ecuador 374 386
Resto de Latinoamérica 127 -
total 2.537 2.464
en septiembre de 2013 se abrió
una oficina comercial en Singapur.
Destaca también la construcción
de la planta de bases de tercera
generación en Cartagena.
Gases licuados del petróleo
(GLP)
Repsol es una de las principales
compañías de distribución
minorista de GLP, siendo
la primera en España y Perú,
además de mantener posiciones
de liderazgo en Portugal y Ecuador.
Durante 2013 ha estado presente
en cuatro países de Europa
y Latinoamérica.
Las ventas de GLP en 2013
ascendieron a 2.464 miles
de toneladas. Las ventas totales
en España aumentaron un 0,7%
respecto al ejercicio anterior,
motivadadas principalmente
por el incremento de las ventas a
la industria petroquímica,
que compensó el descenso
de la demanda minorista.
En España, Repsol distribuye GLP
envasado, a granel, canalizado
por redes de distribución colectiva
y AutoGas, contando con más
de 5 millones de clientes activos.
Del total de las ventas minoristas
de GLP en España, las de envasado
representaron más del 50% en 2013,
y se realizaron a través de una red
de 222 agencias.
En España continúan regulados
los precios de venta de GLP
canalizado y del envasado con
cargas de entre 8 y 20 kilogramos,
excluidos los envases de mezcla
para usos de los gases licuados
del petróleo como carburante.
En Portugal, Repsol distribuye
GLP envasado, a granel,
canalizado y AutoGas al cliente
final y suministra a otros

90 91
el crecimiento de la economía,
condicionaron el resultado
del ejercicio, que se vio afectado
por el impacto negativo
de la parada plurianual del complejo
de Tarragona, llevada a cabo
en el año, y por los saneamientos.
No obstante, el volumen de ventas
a terceros ascendió a 2,3 millones
de toneladas, un 1,3% más
que en 2012.
Durante el ejercicio y dada
la situación del entorno, continuó
la consolidación de fuertes medidas
de reducción de costes, ajustes
de producción y reestructuración
de activos iniciada en los últimos años.
En cuanto a desarrollos de producto,
en polietileno se aprobó
la adquisición de tecnología
para producir grados metalocenos
en Tarragona. En la línea
de polipropileno se presentó
al mercado una nueva gama
IBIL cuenta con
aproximadamente
300 puntos de
recarga eléctrica
operativos, tanto en
el ámbito público
como en el privado
downstream
de copolímeros random, lo que
permite avanzar en la diferenciación
de los productos de Repsol.
En 2013 también hay que
destacar la firma de un acuerdo
de venta de tecnología al grupo
empresarial chino Jilin Shenhua
para la construcción de una planta
de polioles flexibles de 185.000
toneladas/año y de dos plantas
de polioles poliméricos de 24.000
toneladas/año cada una en China.
El acuerdo alcanzado refrenda
la posición de liderazgo
de Repsol en este proceso.
Las inversiones del ejercicio
se destinaron principalmente
a la mejora y optimización
de los activos existentes, impulso
de la eficiencia, reducción
de costes, diferenciación y mejora
de los estándares de calidad,
seguridad y respeto medio
ambiental.
Nuevas energías
El Grupo Repsol creó en 2010
la unidad de Nuevas Energías
para impulsar y dar sentido
de negocio a nuevas iniciativas
que contribuyan a la visión
de un futuro de la energía
más diversificado.
Esta unidad se encarga
de identificar oportunidades,
promover proyectos y llevar
a cabo iniciativas en ámbitos
como la biotecnología
y las energías renovables aplicadas
al transporte y en otras áreas
que puedan presentar sinergias
con los actuales negocios
de Repsol y con los entornos
geográficos en los que opera.
Repsol siguió desarrollando
en 2013 el negocio de la movilidad
eléctrica a través de IBIL e IBILEK.
IBIL cuenta con aproximadamente
300 puntos de recarga operativos,
tanto en el ámbito público como
en el privado. En esta línea,
ha iniciado el desarrollo
de una infraestructura de carga
rápida en estaciones de servicio
del Grupo Repsol.
En 2011, Repsol adquirió el 100%
de la empresa británica Sea Energy
Renewables, posteriormente
denominada Repsol Nuevas
Energías UK, dedicada
a la promoción y desarrollo
de parques eólicos offshore
con base en Escocia.
Con esta compra, Repsol obtuvo
derechos de promoción en tres
parques eólicos offshore
en la costa escocesa.
En el marco de esta operación,
Repsol alcanzó un acuerdo
con EDP Renováveis
para desarrollar conjuntamente
dos de estos parques, en concreto
Moray Firth, de 1.500 MW,
e Inch Cape, de 905 MW.
Tras esta operación, Repsol
controla un 33% y un 51%,
respectivamente. Además,
la compañía dispone del 25%
del parque Beatrice,
en el que la empresa Scottish and
Southern Renewables tiene
el 75% restante. Repsol cuenta,
en función de este acuerdo,
con derechos para la promoción,
construcción y explotación
de 1.190 MW en el Reino Unido.
Durante 2013, Repsol ejecutó
el plan de inversiones en estos
tres proyectos, de acuerdo
con la planificación prevista,
e incorporó las capacidades
necesarias para garantizar
su desarrollo. Como hitos
principales, se presentó toda
la información necesaria
para solicitar las confirmaciones
de aceptación oficial de los proyectos
en los parques de Beatrice, Moray
Firth e Inch Cape, que se esperan
recibir en el primer trimestre de 2014.
Durante la fase de desarrollo
de los proyectos, que finalizará
entre 2014 y 2015, se realizarán
los estudios y trabajos necesarios
para obtener los permisos
de construcción y operación
de las instalaciones, cuya puesta
en marcha tendría lugar,
en su caso, a partir de 2018.
Estos proyectos permitirán
a Repsol aplicar su capacidad
tecnológica en operaciones
offshore, así como su experiencia
en grandes obras de ingeniería.
Inversiones
en nuevas energías
• En enero de 2013, Repsol adquirió
una participación en la sociedad
holandesa Tocardo, empresa
dedicada al desarrollo de tecnología
de generación eléctrica en ríos
y corrientes marinas. A 31 de
diciembre de 2013, Repsol poseía
el 20,34% de dicha compañía.
• En marzo 2013, Repsol adquirió
el 33,6% del capital de Principal
Power (PPI) mediante la entrega
de las acciones de WindPlus (todas
las que controlaba, excepto una).
PPI es la sociedad propietaria
de la tecnología implementada
por WindPlus en su prototipo de
generación eólica offshore flotante.
• En diciembre de 2013, Repsol,
a través del programa INNVIERTE,
adquirió el 5,2% del capital
de la empresa Graphenea, dedicada
al desarrollo de aplicaciones
industriales del grapheno.

92 93
El 30% de Repsol en Gas Natural
Fenosa generó un resultado
de explotación de 889 millones
de euros en 2013, frente a los 920
millones del año anterior.
Los menores resultados
del negocio eléctrico en España,
afectado por la mayor fiscalidad
y la nueva regulación,
se compensaron con mayores
márgenes de comercialización
mayorista de gas y mejores
resultados en Latinoamérica.
A continuación se describen
las principales magnitudes
del negocio del Grupo Gas Natural
Fenosa, si bien la participación
de Repsol es del 30%.
Distribución gas Europa
Este negocio incluye en España
la actividad retribuida con cargo
al sistema de distribución de gas,
los ATR (servicio de acceso de
terceros a la red) y el transporte
secundario, así como las actividades
no retribuidas con cargo a
dicho sistema de distribución.
Adicionalmente, en Italia se incluyen
también las ventas de gas a tarifa.
En 2013, las ventas de la actividad
regulada de gas en España
se cifraron en 191.189 GWh,
con un descenso del 2,3% respecto
al año anterior. Gas Natural
Fenosa continúa con la expansión
de su red de distribución
y del número de puntos
de suministro en España.
El volumen de las captaciones,
aún no conectadas, aumentó
en un 5,2% respecto al año
anterior. Su red de distribución
se incrementó en 1.137 kilómetros,
incluyendo la gasificación de 36
nuevos municipios.
La actividad de distribución
de gas en Italia se situó
en los 3.786 GWh, con un alza anual
del 3,8%. Asimismo,
la comercialización al mercado
minorista aumentó un 5,2%,
hasta los 2.992 GWh. La red
de distribución se amplió hasta
6.958 kilómetros, con un aumento
de 73 kilómetros durante el ejercicio,
y alcanzó la cifra de 455.000 puntos
de suministro en el negocio
de distribución, lo que supone
un incremento del 1,3%.
Distribución electricidad
Europa
Los puntos de suministro
de electricidad en España
en Marruecos a través de las
sociedades EMPL y Metragaz
representó un volumen total
de 122.804 GWh, un 5,5% superior
al de 2012. De esta cifra,
84.781 GWh fueron transportados
para Gas Natural Fenosa a través de
la sociedad Sagane y 38.023 GWh
para Portugal y Marruecos,
con un crecimiento del 6,7%.
En enero de 2013, Gas Natural
y la sociedad argelina Sonatrach
firmaron un acuerdo para la compra
a esta última de un 10% de Medgaz,
adquiriendo una participación
adicional del 4,5% en julio de 2013
a la sociedad Gaz de France
International. Las cantidades
transportadas por el gasoducto
de Medgaz para Gas Natural
Fenosa durante 2013 ascendieron
a 4.889 GWh.
Aprovisionamiento y comercialización.
En un escenario de debilidad
de la demanda, la comercialización
de gas natural en el mercado español
alcanzó los 229.419 GWh,
con un descenso del 3,8% respecto
al año anterior. Esta disminución
se debió a una menor comercialización
a clientes finales de Gas Natural
Fenosa (-6,3%) por el menor
consumo de los ciclos combinados,
compensado parcialmente
por un mayor aprovisionamiento
a terceros (+3,6%). Asimismo,
la comercialización de gas
internacional alcanzó los 94.512 GWh,
lo que supone un aumento del 8,9%.
Unión Fenosa Gas. El gas suministrado
al mercado español alcanzó
un volumen de 24.228 GWh,
lo que supone un descenso del 13%
en comparación con 2012.
Gas Natural Fenosa
se mantuvieron en el mismo nivel
que el ejercicio anterior, alcanzando
la cifra de 3.772.000. En 2013
la energía suministrada descendió
un 3% y se situó en 32.766 GWh,
debido principalmente a unas
condiciones climatológicas
favorables.
La energía suministrada
en Moldavia se incrementó
un 0,6% y los puntos
de suministro, que se situaron
en 846.080, un 1,2% más que
en 2012. Las ventas de la actividad
de distribución de electricidad
alcanzaron 2.541 GWh, lo que
representa un incremento del
0,6% respecto al año anterior.
Gas
Infraestructuras. La actividad
de transporte de gas desarrollada
Distribución gas Europa 199 204 2,5
Distribución electricidad Europa 125 117 (6,4)
Gas 277 249 (10,1)
Electricidad 84 50 (40,5)
Latinoamérica 252 270 7,1
Otras actividades (17) (1) 94,1
Resultado de explotación 920 889 (3,4)
Inversiones 432 444 2,8
principales magnitudes (1)
(1)
Magnitudes correspondientes a la participación del 30% de Repsol en Gas Natural Fenosa.

94 95
Electricidad
Por tercer año consecutivo,
la demanda eléctrica peninsular
descendió, hasta situarse en 246.204
GWh en 2013 (-2,2%).
La producción eléctrica peninsular
de Gas Natural Fenosa fue
de 33.785 GWh, de los cuales 30.744
GWh correspondieron
a la generación en Régimen
Ordinario y 3.041 GWh, a la
generación en Régimen Especial.
Las ventas en la actividad
de comercialización de electricidad
en España se cifraron en 32.941 GWh.
Latinoamérica
Distribución gas. Corresponde
a la actividad de distribución de gas
en Argentina, Brasil, Colombia y
México. Las ventas de la actividad
de gas en Latinoamérica
(ventas de gas y servicios de acceso
de terceros a la red ATR)
gas natural FENOSA
ascendieron a 229.833 GWh, con un
incremento anual del 9,3%.
En 2013, la cifra de puntos
de suministro de distribución de gas
alcanzó los 6.321.000. Se mantuvieron
las elevadas tasas de crecimiento
interanual, con un incremento
de 231.000 puntos de suministro,
principalmente en Colombia,
con un aumento de 115.000.
La red de distribución de gas se
incrementó en 1.720 kilómetros,
alcanzando los 69.054 kilómetros
a 31 de diciembre de 2013,
lo que representa un crecimiento
del 2,6%. Contribuyó notablemente
la expansión de la red en México,
que aumentó en 674 kilómetros.
Distribución electricidad.
Corresponde a la actividad
regulada de distribución
de electricidad en Colombia,
Nicaragua (hasta la fecha de su
enajenación, el 11 de febrero de 2013)
y Panamá. Las ventas de la actividad
de distribución de electricidad
en Latinoamérica alcanzaron
los 16.443 GWh, con un descenso
del 9% que se debe a que el año
anterior recogía las ventas
de las distribuidoras de Nicaragua
por 2.752 GWh, frente a los 239 GWh
de 2013 (1 mes). Sin considerar las
operaciones en Nicaragua en ambos
periodos, las ventas experimentaron
un incremento del 5,8%, generado
por el crecimiento de la demanda
tanto en Colombia como en Panamá.
El número de puntos de suministro
alcanzó los 2.395.000.
Electricidad Latinoamérica.
Este negocio agrupa los activos
de generación en México, Puerto
Rico, Panamá y República
Dominicana. La energía generada
en Latinoamérica fue de 19.414 GWh
en 2013, superior a la del ejercicio
anterior, fundamentalmente
en México y Puerto Rico.

98 99
Personas
5%
Portugal
4%
Ecuador
8%
Otros
12%
Perú
71%
España
4%
Administrativos
38%
Operarios
1%
Personal
directivo
49%
Técnicos
8%
Jefes
técnicos
Distribución de empleados Estructura de la plantilla
Por países Por grupo profesional
2.072 3.438
Hombres Mujeres
24.214
68% hombres · 32% mujeres
Plantilla gestionada
el Grupo Repsol tenía una plantilla
de 30.296 empleados. Un total
de 24.214 empleados pertenecían
a sociedades gestionadas
directamente por Repsol y a ellos
se refieren todos los datos
incluidos en este capítulo.
La plantilla gestionada
se incrementó en 219 personas
respecto al año 2012.
Atracción del talento
Repsol ha implantado distintas
fórmulas para captar, motivar
y comprometer a los mejores
profesionales, desarrollándolos
personal y profesionalmente,
con un buen ambiente de trabajo
y con oportunidades de promoción
interna y movilidad laboral.
Para ello, en 2013 participó
en más de 20 foros y ferias,
y acudió a charlas y presentaciones
en colegios, institutos, universidades
y asociaciones. Asimismo, se amplió
la presencia de la compañía
en las redes sociales.
Repsol dispone de diferentes
herramientas para la retención
del talento y la gestión del desarrollo
de sus empleados: compensación,
formación, movilidad interna
e internacionalización, desarrollo
y evaluación del desempeño.
La retribución es un elemento
importante para atraer y retener
a los profesionales necesarios
para la compañía. El sistema
de compensación está dirigido
al reconocimiento individual,
situándose en valores competitivos
de mercado y adecuados a una
organización como la de Repsol,
así como a potenciar el compromiso
de los empleados con el cumplimiento
de los objetivos estratégicos
y operativos de la compañía.
Durate el ejercicio 2013, el gasto
total de beneficios sociales para
los empleados de la plantilla
gestionada ascendió a 93,9
millones de euros, frente
a los 88,3 millones de 2012.
El año 2012 fue el primero
en el que se desplegó el sistema
de retribución variable para
el colectivo de personas acogidas
a convenio colectivo en España,
vinculado a la consecución
de los objetivos compartidos
en cada unidad organizativa.
Se definieron objetivos compartidos
para el colectivo de convenio en 47
unidades diferentes, abordando
la totalidad de las líneas de actividad
de la compañía en España,
donde se ha cerrado la negociación
colectiva del VI Acuerdo Marco
y el convenio o pacto de referencia
en cada sociedad. En 2013 se efectuó
el primer pago en España.
En 2013 se incorporaron
a la retribución flexible para
personal excluido de convenio
nuevas prestaciones, como
guardería, equipos informáticos,
ampliación del seguro médico
y aportaciones adicionales al plan
de pensiones.
Ayudas sociales 0,5%
Subvención préstamos 0,7%
Seguro accidentes
y fallecimiento
5,4%
Ayuda estudios 7,6%
Comedores 16,1%
Asistencia sanitaria 25,7%
Dotación
fondo pensiones
44%
Distribución por tipo de beneficio social
Repsol considera que su principal ventaja competitiva reside en las personas que integran la compañía,
de ahí que la gestión de sus empleados y de los diferentes equipos tenga valor estratégico. La organización
se diferencia por contar con un equipo de profesionales diverso, experto y comprometido.

100 101
15%
Gestión
5%
Idiomas
11%
Habilidades
23%
Seguridad
y medio
ambiente
4%
Otros
42%
Técnica
812€
40
horas
Formación
por empleado
Promedio/año
Inversión
por empleado
Formación de empleados
Formación
Repsol es una compañía
que valora, promueve y facilita
la formación de sus empleados
como eje clave en su desarrollo
personal y profesional.
En 2013 prácticamente se culminó
el plan de Liderazgo y Cultura
en Seguridad y Medio Ambiente,
destinado a la formación de todos
los jefes de Repsol con personas
a su cargo en su rol de líderes
en seguridad y medio ambiente,
con un total de 1.389 asistentes.
Este programa se ha complementado
con otro para jefes de área
y encargados de mantenimiento
de centros industriales. Todas
las personas de la organización,
jefes y no jefes, tanto de áreas
corporativas como de negocios,
completaron al menos una actividad
formativa en esta materia
durante el ejercicio.
Diversidad y conciliación
El Comité de Diversidad
y Conciliación ha seguido
impulsando los programas iniciados
en años anteriores: teletrabajo,
integración laboral de personas
con capacidades diferentes, jornada
laboral, gestión eficiente del tiempo
y diversidad cultural.
El teletrabajo se ha consolidado
en Repsol como una de las medidas
más aceptadas en la compañía
en la evolución hacia un modelo
de entorno de trabajo flexible.
Además de los programas piloto
de teletrabajo en Ecuador y Perú,
se han iniciado diferentes estudios
para su implantación
en Trinidad y Tobago y Bolivia.
Adicionalmente, se han realizado
acciones para fomentar una gestión
más flexible y eficiente del tiempo,
basada en la planificación
y priorización del trabajo. Algunos
de los hitos conseguidos han sido
la flexibilidad horaria a nivel mundial
adaptada a los usos y costumbres
de cada país.
Según el estudio publicado
por el Instituto Internacional
de Ciencias Políticas, Repsol
se considera la primera empresa
en conciliación en España.
También la Fundación ARHOE
(Asociación para la Racionalización
de los Horarios Españoles) premió
a Repsol por ser la empresa
más destacada por la implantación
de acciones que propician horarios
más racionales, adaptados
a las necesidades de las personas.
Repsol cuenta con un plan
de integración de personas
con discapacidad que integra a
estos empleados en todas las áreas
de la organización, superando
la legislación aplicable al respecto.
En España constituyen el 2,77%
de la plantilla, según el cómputo
LISMI por contratación directa,
y el 22% de estos profesionales
ocupan puestos técnicos cualificados.
El esfuerzo actual se centra
en la sensibilización e impulso
en distintos países, promoviendo
un modelo de convivencia social
comprometido y solidario.
Un total de 32 nuevas vacantes
fueron cubiertas por personas
con discapacidad en 2013.
Repsol, en el ámbito de sus
sociedades directamente
gestionadas, se encuentra presente
en casi cuarenta países y cuenta
con más de 1.000 empleados
trabajando en un país diferente
al suyo de origen, haciéndose
cada vez más palpable en todos
los ámbitos de la compañía la
aportación de valor de un entorno
multicultural.
Igualdad
Repsol continúa incrementando
el porcentaje de mujeres en todos
los colectivos y negocios. La Mesa
Técnica de Igualdad se reúne con una
periodicidad bimestral para revisar
la situación actual y la evolución de los
principales indicadores de género.
También se promueven iniciativas
para convertir el conocimiento
del personal más veterano
en un bien compartido, fomentando
la transferencia del conocimiento
que reside en las personas
con mayor experiencia a las nuevas
incorporaciones, conscientes de que
esta gestión garantiza el éxito
de la compañía a corto y largo plazo.
2012 2013
Acciones de formación 9.007 10.989
Inversión en formación
(millones de euros)
19 20
Inversión/empleado(euros) 792 812
Horas formación/año 1.008.973 978.751
Promedio horas/año
por empleado
42 40
Empleados que recibieron
formación
75% 78,2%
Asistencias 94.068 107.014
Personas 18.122 18.939
Teletrabajo Integración
Empleados con teletrabajo Empleados con discapacidad
900
1.000
1.100
1.200
1.250
2013
1.222
2012
1.037
480
520
560
600
640
680
2013
654
2012
547
+18% +19,5%

102
El Comité de Dirección establece
los objetivos estratégicos y las líneas
de trabajo de seguridad
y medio ambiente de la compañía,
que sirven de marco para
la elaboración de los objetivos
y planes de actuación de todas
las áreas de negocio. Además,
entre las funciones de la Comisión
de Auditoría y Control del Consejo
de Administración está conocer
y orientar la política, las directrices
y los objetivos de la compañía
en estas materias.
Los objetivos y planes establecidos
contemplan las actuaciones
necesarias para la mejora continua
de la gestión, las inversiones
y gastos asociados, y las acciones
requeridas para adaptarnos
a los nuevos requerimientos
legislativos, entre los que destacan
los siguientes:
• Aprobación de la Directiva
2013/30/UE de seguridad
en las plataformas offshore,
que establece que las compañías
deberán realizar una evaluación
de los riesgos potenciales,
Seguridad y medio ambiente
de emisiones industriales, estos límites,
que hasta ahora resultaban de carácter
voluntario, pasan a ser vinculantes
con las autorizaciones ambientales
integradas (AAI). Está previsto
que todos los documentos BREF
con implicaciones en las actividades
de Repsol sean aprobados entre
2014 y 2015.
• Fase III de Comercio de Emisiones
de CO2 que regula la Directiva
2009/29/CE sobre régimen
comunitario de comercio de derechos
de emisión de gases de efecto
invernadero, que establece
un objetivo de reducción global
de las emisiones del 20%
en 2020 respecto a los niveles
de 1990. La nueva fase inició
su recorrido en 2013 condicionada
por el exceso de derechos. Para
reactivar el precio, el Parlamento
Europeo aprobó el 6 de febrero
de 2014 la propuesta de “Backloading”
de la Comisión (retirada temporal
de 900 millones de derechos).
• Inicio del proceso de trasposición
de la Directiva 2012/27/EU relativa
a la eficiencia energética que
las medidas que se deben adoptar
y un plan de respuesta ante
emergencias antes de comenzar
con la exploración o producción
en operaciones situadas en
cualquier lugar del mundo
(no sólo en territorio europeo).
Repsol dispone de un programa
integral de respuesta ante
emergencias que incluye el refuerzo
de la prevención y cubre
los requisitos de seguridad
exigidos en la presente directiva.
• Proceso de actualización
de los documentos BREF (Best
Available Techniques References
Document) del sector del refino,
las grandes instalaciones
de combustión, las plantas
de importantes volúmenes de
productos químicos orgánicos
y las de tratamiento y sistemas
de gestión de aguas y gases
residuales en el sector químico.
Estos documentos establecen las
Mejores Técnicas Disponibles (MTD)
y sus niveles asociados
de emisiones al aire y los vertidos
al agua. En cumplimiento
de la Directiva 2010/75/UE
La atención a la seguridad y al medio ambiente constituye para Repsol un compromiso esencial
en la gestión de sus actividades. Los principios de la compañía en materia de seguridad y medio ambiente
están definidos en su Política de Seguridad, Salud y Medio Ambiente.

104 105
impulsa el objetivo europeo
de ahorrar un 20% de energía
primaria para 2020. Para ello,
establece un sistema
de obligaciones de eficiencia
energética que implicaría que las
empresas distribuidoras de energía
colaboren con sus clientes para
conseguir ahorros anuales en el uso
de sus productos en una cuantía
equivalente al 1,5% de sus ventas
de energía. También establece
la realización de auditorías
energéticas a grandes empresas
y fomenta la implantación de
Sistemas de Gestión de la Energía.
• Proceso de definición del artículo
7A de la Directiva 2009/30/CE
relativa a las especificaciones
de la gasolina, el diésel y el gasóleo,
que introduce un mecanismo
para controlar y reducir
las emisiones de gases de efecto
invernadero y que tiene como
objeto el control, la notificación
y la reducción de las emisiones
procedentes de combustibles
durante su ciclo de vida.
El sistema de gestión de seguridad
y medio ambiente en Repsol
se articula a través de una
estructura de normas,
procedimientos, guías técnicas
y herramientas de gestión
de aplicación en todas las
actividades e instalaciones
de la compañía. Este sistema
se actualiza continuamente
tomando como referencia
las mejores prácticas. La base
del sistema en medio ambiente
sigue el estándar internacional
ISO 14001 y en el caso de seguridad,
el estándar OHSAS 18001. Repsol
impulsa la certificación progresiva
de sus centros según dichos
estándares. En el buscador
de certificados de repsol.com
y el Informe de Responsabilidad
Corporativa se pueden consultar
todos los centros certificados,
así como información sobre
las auditorías.
Seguridad
La meta es conseguir cero
accidentes en las actividades
de Repsol. Como resultado del
alto nivel de seguridad que exige
la compañía en sus operaciones,
el conjunto de indicadores de
accidentabilidad reflejan una mejora
continuada del desempeño. En 2013
no se registró ninguna fatalidad
y el índice de frecuencia
de accidentes con baja integrado
descendió más de un 35% respecto
al año anterior, cumpliendo
con el objetivo anual fijado
y acumulando un descenso del 55%
desde 2011. El cumplimiento
de este objetivo forma parte
de las metas anuales de los
empleados de Repsol que disponen
de retribución variable
y de la valoración del desempeño
del resto del personal.
Además de los esfuerzos
para garantizar la seguridad
de las personas que trabajan
en sus instalaciones, Repsol
dispone de un exigente sistema
de gestión de los riesgos
asociados a los procesos
y activos industriales. Para ello,
realiza análisis de riegos a lo
largo de todo el ciclo de vida de
sus activos, aplica los mejores
estándares internacionales
en el diseño y emplea estrictos
procedimientos durante
la operación y mantenimiento.
De esta forma, se da respuesta a los
retos en materia de seguridad que
el Plan Estratégico de la compañía
plantea por operar en entornos
cada vez más complejos y sensibles.
Uno de los proyectos más
destacables de 2013 fue el plan
de Liderazgo y Cultura
en Seguridad y Medio Ambiente.
En los dos últimos años todo
el colectivo de líderes ha recibido
formación en cultura de seguridad,
lo que supone que más de 3.000
personas han asistido a alguna
de las 120 ediciones celebradas
en 11 países. Esta formación
se ha extendido también a otros
colectivos, y alrededor
de 1.000 mandos intermedios
han participado en estas
iniciativas. Repsol entiende
que una cultura de seguridad
es parte de su propuesta de valor
de compañía y, por este motivo,
lleva años trabajando en proyectos
que aseguren su posicionamiento
en esta materia.
Medio ambiente
Las principales actuaciones
se centraron un año más
en la mejora de la calidad ambiental
de los productos de Repsol,
la minimización de las emisiones
al aire, el aumento de la eficiencia
energética, la optimización
en el consumo de agua,la reducción
de la carga contaminante
de los vertidos y la mejora
en los sistemas de prevención
de derrames aplicando las mejores
prácticas disponibles y la innovación
tecnológica. Asimismo, cabe
destacar el esfuerzo realizado
para la identificación, evaluación
y corrección de las posibles
situaciones de contaminación
ocurridas en el pasado.
Entre los principales hitos
de 2013, destaca la puesta
en marcha de un programa global
seguridad
2012 2013
Índice de Frecuencia (IF) de accidentes con baja integrado(2)
0,91 0,59
Índice de Frecuencia de accidentes con baja del personal propio 1,00 0,60
Índice de Frecuencia de accidentes con baja del personal contratista 0,84 0,55
seguridad (1)
(1)
Repsol dispone de una norma corporativa que establece los criterios y la metodología común
para el registro de incidentes en la compañía y que se completa con una guía de indicadores de gestión
de incidentes.
(2)
Número de accidentes computables con pérdida de días y muertes acumuladas en el año por cada
millón de horas trabajadas.

106 107
para la prevención, preparación,
respuesta y recuperación
del impacto de los grandes
accidentes en las operaciones
de exploración y producción:
Global Critical Management
Program. Este programa establece
las siguientes líneas de acción:
• Adaptación de los estándares
internos a las mejores prácticas
internacionales.
• Creación de un grupo de expertos
en gestión de emergencias
(Global Critical Management Group)
y establecimiento de funciones
y roles para un nuevo grupo
multidisciplinar que se crea para
dar respuesta a las emergencias
(Global Critical Response Group).
• Establecimiento de salas
y centros de respuesta ante
emergencias situados en Madrid,
Houston, Lima y Río de Janeiro.
Energía sostenible
y cambio climático
Repsol apuesta por la construcción
de un futuro mejor a través del
desarrollo de energías inteligentes
ofreciendo las mejores soluciones
energéticas a la sociedad
y al planeta. Esto significa utilizar
la mayoría de las fuentes de energía
y optimizar su uso a través
de su gestión para alcanzar
un desempeño energético excelente.
Este compromiso de Repsol se
articula mediante la Estrategia
de Carbono Global de Compañía
actualizada para el periodo
2012-2020, cuyo objetivo es
impulsar la visión de compañía
de un suministro de energía más
diversificado y menos intensivo
en carbono. El fin último de esta
Estrategia de Carbono es disponer
de un marco de actuación común
que armonice las iniciativas
existentes y detecte sinergias
con un enfoque integrado.
En este marco, Repsol fijó un
objetivo estratégico de reducción
de 2,5 millones de toneladas de CO2
durante el periodo 2006-2013. Este
objetivo se cumplió con un año
de antelación, por lo que durante
2013 se trabajó en la definición
de un nuevo Plan de Compañía
a largo plazo para la mejora
de la eficiencia energética y la
reducción de las emisiones de CO2.
Como resultado de este trabajo
se ha establecido como objetivo
estratégico la reducción de 1,9
millones de toneladas de CO2
equivalentes mediante un nuevo
plan para el periodo 2014-2020
que integra la reducción
de la intensidad energética
y la de emisiones. Además,
durante 2013 Repsol mantuvo
su compromiso con la mejora
continua y la reducción
de emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (GEI), e impulsó
acciones de eficiencia energética
que redujeron más de 350 kt
de CO2 equivalentes.
Uno de los objetivos estratégicos
en materia energética es la
implantación de Sistemas
de Gestión de la Energía (SGEn)
en las instalaciones, lo que permite
establecer los sistemas y procesos
necesarios para mejorar su
desempeño energético, incluyendo
la eficiencia energética y el uso
y consumo de la energía, afirmando
el compromiso de la compañía
con el suministro sostenible
de energía. Avanzar en la excelencia
en la gestión energética a través
de la implantación de estos SGEn
permite formalizar la política
energética y la visión de la compañía,
así como fijar el seguimiento
de metas y objetivos a corto,
medio y largo plazo, dentro
de un proceso de mejora continua.
También permite sistematizar
procedimientos y mejores prácticas,
extender estándares energéticos
comunes, homogeneizando su uso
en Repsol, y anticipar la componente
regulatoria.
En Repsol, los SGEn se están
implantando de acuerdo a los
requisitos de la norma internacional
ISO 50001. Durante 2013 se continuó
con el proceso de certificación
de instalaciones, incluyendo
las refinerías de Tarragona,
Cartagena y La Pampilla (Perú),
la Química de Puertollano
y finalmente el activo del Upstream
denominado bloque 16 (Ecuador),
que se unen a las ya certificadas
en años anteriores.
Repsol tiene por objeto lograr
la excelencia en los inventarios
de GEI ampliando el alcance
de manera continua y mejorando
su calidad y transparencia.
Por ello, cada año verifica a través
de una empresa externa que sus
inventarios GEI cumplen
con las normativas
más exigentes en calidad
y precisión de inventarios. Durante
2013 se avanzó en el inventario
de emisiones de CO2, habiendo
verificado más de un 92%
de dichas emisiones por el
estándar internacional ISO 14064.
Adicionalmente, Repsol continúa
siendo líder del sector de la energía
en el índice mundial Climate
Disclosure Leadership Index,
del Climate Disclosure Project,
el más prestigioso a nivel
internacional en materia
de cambio climático.
Repsol se ha fijado
como objetivo
estratégico la
reducción de
1,9 millones de
toneladas de CO2
equivalentes entre
2014 y 2020
seguridad y medio ambiente

108
Indicadores  
de gestión de I+D
2012 2013
Contratos 151 122
I+D externa
(millones de euros)
20 23
Inversión I+D
(millones de euros)
83 89
I+D
El Centro de Tecnología Repsol
es el corazón científico y tecnológico
desde donde la compañía centraliza
sus inversiones en I+D.
En 2013, Repsol invirtió 83
millones de euros en actividades
de I+D ejecutadas directamente
en el Centro de Tecnología situado
en Móstoles (España), a los que
hay que sumar otros 6 millones
de euros en proyectos llevados
a cabo en diferentes unidades
de negocio de la compañía, frente
a los 77 y 6 millones invertidos
en 2012, respectivamente. Repsol
mantiene una política activa
de colaboración con centros
de tecnología, universidades
públicas y privadas, y empresas,
tanto nacionales como
internacionales. El presupuesto
destinado a este tipo de acuerdos
fue de más de 23 millones de euros.
Repsol participa en programas
de financiación de I+D
promovidos por diferentes
administraciones. Durante
2013 el Centro de Tecnología
Repsol participó en 12 proyectos
impulsados por la Administración
española y 9 proyectos
de la Unión Europea, frente
a los 14 y 6 de 2012, así como
en un proyecto de cooperación
internacional con Chile.
También se firmó un crédito con
el Banco Europeo de Inversiones
(BEI) para la financiación de las
actividades de I+D del Centro
de Tecnología Repsol durante los
próximos cuatro años. Dicho crédito
cubre prácticamente la mitad
del presupuesto durante este
período y marca un hito
en el esquema de ayudas públicas
obtenidas por el centro, siendo
ésta la primera vez que Repsol
solicita financiación de este tipo
para sus actividades. Esta operación
representa un aval a la calidad
y garantía de las actividades
de I+D de la compañía. Dicho
crédito financiará numerosas
actuaciones del amplio programa
de inversiones de investigación,
desarrollo e innovación,
que abarca, entre otros campos,
mejoras en la eficiencia energética
y en el proceso de refino
del petróleo, desarrollo
y producción de derivados
petroquímicos. Asimismo,
se incluyen programas para
el desarrollo de sistemas
y productos en el ámbito
de generación de energía
renovable, bioenergía y soluciones
de transporte.
Repsol, mediante la investigación y la innovación, impulsando el talento y trabajando en red de forma
cooperativa con grupos científicos de excelencia, españoles e internacionales, busca desarrollar soluciones
para afrontar todos los desafíos energéticos.

110 111
de un avanzado software de
interpretación, capaz de funcionar
de forma autónoma. La etapa
de investigación ha finalizado
con éxito y el desarrollo ya se
encuentra implantado en la
plataforma Casablanca, que se
encuentra frente a las costas
de Tarragona. Este proyecto es un
ejemplo evidente del compromiso
de Repsol con el medio ambiente.
Downstream. En el área del
refino de petróleo y sus productos
derivados (gasolinas y gasóleos,
GLP, asfaltos, lubricantes, ceras…),
el conocimiento tecnológico
se aplica a la optimización
operativa de las refinerías,
al desarrollo de nuevos procesos
y productos, y a la mejora
y adecuación de la calidad de estos
últimos, con especial atención
a los avances en la eficiencia
energética y en los aspectos
ambientales.
Como ejemplo de desarrollos
en esta área, pueden citarse
las tecnologías dirigidas
a la mejora de la eficiencia
energética en la operación
de las unidades en las refinerías;
la adaptación de los combustibles
y carburantes a las exigencias
de las nuevas motorizaciones
y a la legislación emergente;
la diferenciación tecnológica
de toda la cartera de productos;
el desarrollo de lubricantes
más respetuosos con el medio
ambiente (formulados con
materias primas regeneradas y
aceites biodegradables) y más
eficientes para contribuir a un
mejor comportamiento del motor,
reduciendo el consumo y sus
consecuentes emisiones; procesos
que faciliten la obtención
de nuevos productos para
la formulación de neumáticos
en mercados más exigentes
y competitivos; y asfaltos
adaptados a las necesidades
de cada aplicación, cubriendo
desde la seguridad en
la carretera hasta la preocupación
medioambiental. Finalmente,
se propusieron novedosas
aplicaciones de GLP para
la automoción, con objeto
de promover su uso como
combustible alternativo.
En 2013, la contracción de la demanda
de combustibles en el entorno
nacional y, en menor medida,
europeo, combinación
de un escenario de crisis económica
y desarrollo de motores más
eficientes, ha planteado la necesidad
de flexibilizar los procesos
Durante los primeros meses
de 2013 se consolidaron los grupos
de tecnología de Houston y Brasil.
La creación de estos dos nuevos
hub en ubicaciones de interés
estratégico y entornos
tecnológicos altamente
innovadores ha supuesto la
generación de un modelo integrado
con el Centro de Tecnología
Repsol, en Madrid, lo que permite
acceder a nuevos ecosistemas
de innovación, además de estar
cerca de los importantes proyectos
de compañía en estas áreas.
Programas
Upstream. Durante 2013
se desplegaron un número
significativo de proyectos
estratégicos de investigación,
en línea con los objetivos
marcados en el Plan Estratégico
de Tecnología en Exploración
y Producción 2011-2015.
Dentro de las áreas tecnológicas
clave, existen proyectos cuyo
objetivo es entender cómo es
el subsuelo a través del desarrollo
de herramientas de simulación
y caracterización de las rocas
y de los fluidos contenidos
en los almacenes, que permitan
a la larga reducir los costes
en exploración de hidrocarburos;
y proyectos centrados en la
caracterización más específica
de los fluidos durante su
extracción y transporte, abordando
también el aseguramiento del
flujo. Otros proyectos estratégicos
tienen como objeto
la optimización de yacimientos
con incertidumbre. Para ello,
se han desarrollado un conjunto
de tecnologías de captación
de datos basadas en diferentes
algoritmos propios que permiten
la optimización en la toma
de decisiones, simulación
y valoración.
También se están desarrollando
tecnologías relacionadas
con hidrocarburos no
convencionales, desde crudos
extrapesados hasta shale gas/oil.
Por último, Repsol ha desarrollado,
en colaboración con un socio,
una tecnología de vigilancia
y detección temprana
de hidrocarburos en el medio
acuático, capaz de identificar
cantidades muy pequeñas
de forma automática en cualquier
condición atmosférica o de luz.
Se trata de un proyecto pionero
desarrollado en el Centro
de Tecnología Repsol que consta
TECNOLOGÍA

112 113
y buscar la posibilidad de fabricar
productos alternativos, además
de maximizar la diferenciación
de los productos para garantizar
la competitividad requerida
por los negocios. Los nuevos
proyectos que incorporan
esta orientación se centran
principalmente en la eficiencia
energética, el desarrollo de nuevos
combustibles y biocombustibles,
y el procesamiento de crudos
cada vez más pesados. La actual
situación exige además agilizar
e internacionalizar la actividad
de investigación, acompañando
la decidida apuesta por
la comercialización de los
productos en nuevos mercados.
Durante el ejercicio se revisó
la estrategia de tecnología para
dar el soporte requerido a las
medidas desarrolladas para
la inversión en sociedades
con un alto nivel tecnológico
y la firma de acuerdos de
colaboración con diferentes
organismos. El desarrollo
de herramientas de simulación
ha permitido la evaluación
del potencial de las distintas familias
tecnológicas de generación.
Por otro lado, la energía eólica
offshore flotante presenta un mayor
recorrido de desarrollo tecnológico;
por ello, Repsol, con la colaboración
de diferentes socios, ha establecido
un prototipo a escala real frente
a la costa portuguesa, del cual
se ha efectuado un seguimiento
y una evaluación de los datos
obtenidos, planteándose acciones
para optimizar dicha tecnología.
Dentro del área de bioenergía,
se han identificado nuevos retos,
así como barreras y oportunidades
para las microalgas. En este sentido,
se abre una nueva etapa centrada
en la vigilancia tecnológica
y en la búsqueda de líneas más
disruptivas para la producción
directa de biocombustible.
La vigilancia activa para comprobar
si las nuevas tecnologías pueden
hacer frente a los retos
e incertidumbres identificados
y la búsqueda de posibles alianzas
con diferentes entidades son
los objetivos principales. Por otro
lado, a través de la participación
en la compañía NEOL,
se ha seleccionado y patentado
un microorganismo para
la obtención de biocombustibles.
El reto del proyecto no sólo es
generar un proceso integrado,
sino hacerlo además a un precio
competitivo e inferior a lo que
supone realizarlo a partir
de un combustible fósil.
TECNOLOGÍA
mejorar la competitividad
del negocio de química.
Entre los resultados más destacados
en 2013 cabe señalar el proyecto
de venta de tecnología propia
de fabricación de polioles
a la compañía china Jilin Shenhua,
el lanzamiento de un proyecto
para la diferenciación y reducción
de costes de producción a través
del uso de CO2 como materia
prima para la fabricación
de polímeros y el desarrollo
de tecnología en OP/SM
(óxido de propileno/estireno)
para la reducción de consumos
de materias primas o el desarrollo
de productos diferenciados.
En esta última línea, se ha avanzado
en el desarrollo de productos
de mayores prestaciones, como
nuevos polioles poliméricos para
el mercado de la automoción,
grados de polipropileno
con propiedades mejoradas
para la industria de envases
alimentarios y materiales
a partir de polietileno con mejores
propiedades mecánicas
y de aislamiento para su uso
en cables de transporte de energía,
así como grados para tubería con
una procesabilidad y resistencia
mejoradas.
Nuevas energías. La apuesta
de Repsol por el futuro de las
tecnologías para la energía queda
enmarcada en cuatro áreas
de investigación: generación
renovable, bioenergía, tecnologías
del CO2 y electrificación del
transporte.
Entre las iniciativas puestas
en marcha dentro del ámbito
de la generación renovable destaca
Finalmente, con el fin de desarrollar
nuevos procesos asociados
al gran reto de transformar el CO2
en productos de valor añadido,
se ha continuado trabajando
en el proyecto Transforma CO2,
cuyo objetivo es la valorización
del CO2 en unidades utilizables
como materia prima, más allá
del mero confinamiento geológico.
Este proyecto se lleva a cabo
en colaboración con universidades,
empresas y centros tecnológicos.

114 115
A través de su modelo
de responsabilidad corporativa,
la compañía responde
a las necesidades actuales
y futuras de sus partes interesadas.
Repsol trabaja cada día para ser
capaz de identificar y comprender
sus expectativas a nivel global
y local, tanto en países como
en centros operativos,
con una actitud proactiva.
A lo largo de 2013, la compañía
consolidó la implantación de su
sistema de coordinación
de la responsabilidad corporativa,
con la creación de Comités
de Responsabilidad Corporativa
en los principales países donde
opera. Éstos se suman a los ya
existentes en España y Portugal,
Bolivia, Ecuador y Perú. Cada
comité ha aprobado y hecho
público su correspondiente
Plan de Sostenibilidad 2013-2014,
en el que se han definido
las acciones que se desarrollarán
para acercar el desempeño ético,
social y ambiental de la compañía
a las expectativas de sus partes
interesadas.
Responsabilidad
corporativa
Durante este ejercicio también
se formalizó el despliegue
del sistema de coordinación
de la responsabilidad corporativa
en los principales complejos
industriales, que han aprobado sus
primeros Planes de Sostenibilidad.
Contar con un modelo que integre las
expectativas de las partes interesadas
en materia de responsabilidad
corporativa en los procesos de toma
de decisiones de la compañía permite
trabajar en la generación constante
de valor a largo plazo. Este esfuerzo
es reconocido internacionalmente,
y prueba de ello es la presencia
continuada en los índices
de sostenibilidad Dow Jones
y FTSE4Good. Repsol volvió
a recibir la calificación de compañía
“Gold Class”, según el Anuario
de Sostenibilidad de SAM 2013,
que reconoce a las empresas
con mejor desempeño
en sostenibilidad.
Principales adhesiones
Repsol mantiene un compromiso
activo con el Pacto Mundial
de Naciones Unidas desde su
adhesión en 2003. Esta iniciativa
promueve la implantación, tanto
en las actividades de la compañía
como en la estrategia de negocio,
de diez principios basados
en las áreas de derechos humanos,
normas laborales, medio ambiente
y lucha contra la corrupción.
La compañía es miembro fundador
de la Extractive Industries
Transparency Initiative (EITI),
que tiene el objetivo de impulsar
un marco de transparencia
en los ingresos que perciben
los gobiernos anfitriones de las
compañías del sector extractivo
que desarrollan actividades
en sus territorios. Repsol considera
que esta iniciativa global es
la mejor posicionada para contribuir
positivamente al crecimiento
de la economía de estos países,
a través de una gestión adecuada
de los beneficios generados
por la explotación de sus recursos.
Modelo de responsabilidad
corporativa
La aplicación en 2013
del Sistema de Coordinación
Repsol refuerza su estrategia de negocio con la búsqueda de mejores soluciones energéticas
que contribuyan al desarrollo sostenible. Esto es posible gracias a una visión de futuro que se sustenta
en la responsabilidad corporativa como uno de sus atributos fundamentales.

116 117
de la Responsabilidad Corporativa
(RC) a nivel país en Repsol
ha dado como resultado la
constitución de Comités de
Responsabilidad Corporativa en
Brasil, Colombia, Estados Unidos
y Venezuela,
con la aprobación de sus primeros
Planes de Sostenibilidad
para los años 2013-2014.
Estos nuevos planes se suman
al Plan de Sostenibilidad Corporativo
y a los planes nacionales de España
y Portugal, Bolivia, Ecuador y Perú,
aprobados para 2013-2014
en el trascurso del año, cuyas
acciones se han elaborado partiendo,
fundamentalmente, de los resultados
de los respectivos Estudios
de Identificación de Expectativas
realizados en 2012.
Durante 2013 se desplegó
el Sistema de Coordinación
de la RC a nivel de centro operativo,
con su implementación
en los complejos industriales
de A Coruña, Cartagena, Puertollano
y Tarragona. El resultado
de este esfuerzo se refleja
en la aprobación de los primeros
planes de sostenibilidad de estos
cuatro centros operativos
con un horizonte 2014.
En total, Repsol ha comprometido
públicamente 574 acciones dirigidas
a maximizar la influencia positiva
de sus actividades y a minimizar
cualquier posible aspecto negativo.
El 85% de las acciones que forman
parte de los Planes de Sostenibilidad
de Repsol están vinculadas
a la retribución variable
de empleados de la compañía.
Cumplir expectativas
Repsol cuenta con diferentes
canales y enfoques para mantener
un diálogo fluido y constructivo
con sus partes interesadas.
Conocer sus expectativas
en materia ética, social
y ambiental permite incorporar
puntos de vista novedosos
en los sistemas de gestión.
De esta manera, Repsol trabaja
en la generación constante
de valor a largo plazo. Esto
se realiza sistemáticamente,
aplicando metodología propia
de identificación de expectativas
a tres niveles: corporativo,
de país y en centros operativos.
Tras una revisión del desempeño
de la compañía, en relación
con dichas expectativas, Repsol
adopta acciones de mejora.
Derechos humanos
En julio de 2013, Repsol aprobó
su Política de Respeto a los
Derechos Humanos siguiendo las
Compromisos concretos
Los Planes de Sostenibilidad son
documentos dinámicos que se
actualizan anualmente. Tienen un gran
potencial transformador que impulsa
a la compañía a adaptarse de forma
progresiva a los continuos cambios
e inquietudes sociales.
Entre las acciones, predominan
las dirigidas a crear o modificar
procesos operativos y a fomentar
comportamientos deseados
por medio de la información
y de la formación:
• Modificar procesos de exploración
y producción para que los derechos
humanos queden más integrados
en las operaciones.
• Formar a los gerentes y directivos
de Repsol Sinopec Brasil
en aspectos éticos, de derechos
humanos y ambientales.
• Reforzar el requerimiento ya vigente
en Repsol de respetar los derechos
humanos a través de la adopción de
una política específica de derechos
humanos de aplicación mundial.
• Difundir el Marco de Naciones
Unidas sobre Empresas y Derechos
Humanos entre los proveedores
y contratistas de exploración
y producción en Ecuador.
• Fomentar entre los socios en
operaciones conjuntas la capacidad
de disponer de exhaustivos
y robustos planes de abandono
que contemplen y aseguren
la regeneración de los espacios
explotados.
• Incorporar aspectos éticos, sociales
y ambientales relacionados con
el estándar de Responsabilidad
Corporativa de Repsol en las
relaciones con los socios
de la sociedad participada
no controlada Cardón IV.
• Incorporar las expectativas
de los empleados en las líneas
de acción globales de gestión
de personas de Repsol que dan
respuesta al Estudio de Clima.
2011 2012 2013 2010 2011 2012
31,5 37 38
+3,2%
2011 2013 2013
104.756 111.039 116.557
Gobernanza
de la
organización
Derechos
humanos
Prácticas
laborales
Medio
ambiente
Prácticas
justas de
operación
Asuntos
de
consumidores
Participación
activa y
desarrollo
de la
comunidad
60
53
96 99 101
21
144
Planes de Sostenibilidad 2013-2014
Acciones vinculadas: 574
recomendaciones específicas del
Marco de Naciones Unidas “Proteger,
Respetar, Remediar” y de sus
Principios Rectores sobre las
Empresas y los Derechos Humanos.
Esta política recoge
los compromisos adquiridos
en materia de derechos humanos
en las actuaciones con las
partes interesadas: empleados,
comunidades locales, clientes,
socios y otras relaciones
comerciales, indicando además
lo que Repsol espera de ellas
a este respecto.
La política fue aprobada
por el máximo nivel gerencial
de la organización y en enero
de 2014 el Presidente Ejecutivo
de Repsol envió personalmente
una comunicación sobre
la misma a todos los empleados
de la compañía.
Reconocimientos
Repsol es reconocida
por su desempeño en materia
de responsabilidad corporativa.
Un reflejo del firme compromiso
con los valores éticos, ambientales
y sociales que forman parte
su cultura corporativa
y que definen su contribución
al desarrollo sostenible.
Repsol forma parte de los más
reputados rankings internacionales
en materia de responsabilidad
corporativa, como los Índices
de Sostenibilidad Dow Jones,
que ha liderado en dos ocasiones.
También forma parte del índice
de sostenibilidad FTSE4Good,
al que Repsol pertenece
desde 2003 y que reconoce
a las empresas con mejor
comportamiento en cuestiones
ambientales, sociales
y de gobernanza. Asimismo,
la compañía fue reconocida
durante 2013 como Mejor Marca
Española de su sector.

118 119
Tabla
de conversiones
Pie cúbico Barril Litro Metro cúbico
volumen Pie cúbico ft³ 1 0,1781 28,32 0,0283
Barril bbl 5.615 1 158,98 0,1590
Litro l 0,0353 0,0063 1 0,001
Metro cúbico m³ 35,3147 6,2898 1.000 1
Kilogramo Libra Tonelada
masa Kilogramo kg 1 2,2046 0,001
Libra lb 0,4536 1 0,00045
Tonelada t 1.000 22,046 1
Metro Pulgada Pie Yarda
longitud Metro m 1 39,37 3,281 1,093
Pulgada in 0,025 1 0,083 0,028
Pie ft 0,305 12 1 0,333
Yarda yd 0,914 36 3 1
petróleo gas electricidad
Litros Barriles Metros 
cúbicos
Tep Metros
cúbicos
Pies 
cúbicos
kWh
petróleo 1 barril (1)
1 metro cúbico (1)
1 tonelada equivalente
de petróleo (1)
bbl 158,98 1 0,16 0,14 162,60 5.615 1,7x106
m³ 1.000 6,29 1 0,86 1.033 36.481 10.691,5
tep 1.160,49 7,30 1,16 1 1.187 41.911 12.407,4
gas 1 metro cúbico m³ 0,98 0,01 0,001 0,001 1 35,32 10,35
1.000 pies cúbicos
=1,04x106
Btu
ft³ 27,64 0,18 0,027 0,024 28,317 1.000 293,1
electricidad 1 megawatio hora MWh 93,53 0,59 0,10 0,08 96,62 3.412,14 1.000
Glosario
de términos
ADR American Depositary receipt
bbl Barril
bbld Barril de petróleo por día
bcf Billones de pies cúbicos
bcm Billones de metros cúbicos
bcma Billones de metros cúbicos
por año
bep Barriles equivalentes
de petróleo
bepd Barriles equivalentes
de petróleo por día
bscf Billones de pies cúbicos
estándar
Btu British thermal unit
EBITDA Beneficio antes de intereses,
impuestos y amortizaciones
EPC Engineering Procurement
and Construction
EVA Etileno Vinil Acetato
FCC Fluid Catalytic Cracker
GLP Gas Licuado de Petróleo
GNL Gas Natural Licuado
GWh Gigavatios por hora
I+D Investigación y desarrollo
kbbl Miles de barriles
kbbld Miles de barriles por día
kbep Miles de barriles equivalentes
de petróleo
kbepd Miles de barriles equivalentes
de petróleo por día
kboe Miles de barriles equivalentes
de petróleo
kg Kilogramo
km Kilómetro
km² Kilómetros cuadrados
kscf Mil pies cúbicos estándar
kt Mil toneladas
kta Mil toneladas por año
m³ Metro cúbico
Mbbl Millón de barriles
Mbep Millones de barriles
Mm³ Millón de metros cúbicos
Mm³d Millones de metros cúbicos
por día
Mscf Millón de pies cúbicos estándar
Mscfd Millones de pies cúbicos
estándar por día
Mta Millones de toneladas
MTBE Metil terbutil éter
Mtep Millones de toneladas
MW Millón de vatios
MWe Megavatios eléctricos
MWh Megavatios por hora
OP/SM Óxido de propileno/
Estireno monómero
Payout Porcentaje del beneficio
que se destina al pago
de dividendos
PEAD Polietileno de alta densidad
PEBD Polietileno de baja densidad
scf Pie cúbico estándar
t Tonelada métrica
TCF Trillones de pies cúbicos
tep Tonelada equivalente
de petróleo
URF Unidad de Reducción de Fueloil
USD Dólar americano
Término Descripción Término Descripción
(1)
Media de referencia: 32,35° API y densidad relativa del 0,8636.

Repsol
Dirección General de
Comunicación y de Presidencia
Méndez Álvaro, 44
28045 Madrid
Teléfono: (+34) 917 538 000
www.repsol.com
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Teléfono: (+34) 900 100 100
infoaccionistas@repsol.com
Diseño y realización:
Estrada Design
Fotografías:
Alfredo Cáliz, Barinas, Andrés
Unterladstaetter, Araquem Alcantara, Marcus
Almeida, Ken Childress, Juan Manuel Sanz,
Elba Martínez, Javier Blanco, Ana Müller
Impresión:
Brizzolis, arte en gráficas
Más información en repsol.com.
Este informe está impreso en papel
ecológico y fabricado mediante procesos
respetuosos con el medio ambiente.
Depósito Legal: M-7557-2014

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